El gas de esquisto

El gas de esquisto , también llamado roca fuente de gas (o más raramente en Quebec "gas de esquisto") es un gas natural contenido en rocas margas o arcillas ricas en materia orgánica , rocas que pueden tener una estructura en capas de esquisto . A diferencia del gas natural convencional , que se retiene en una roca permeable que permite una fácil explotación, el gas de esquisto queda atrapado en las porosidades de una roca impermeabilizada por la arcilla que contiene. La extracción de gas de esquisto, que es particularmente difícil, requiere un recurso sistemático a las técnicas combinadas de perforación direccional y fracturación hidráulica en grandes volúmenes particularmente costosos. Las rocas de yacimiento que contienen gas de esquisto también pueden contener petróleo de esquisto (petróleo), pero en proporciones mucho más pequeñas.

La explotación a gran escala de gas de esquisto comenzó en la década de 2000 cuando el precio de los hidrocarburos se estableció permanentemente por encima de un umbral alto en relación con el estancamiento de la producción de petróleo y gas convencional y el crecimiento del consumo energético mundial. Estos precios, así como los avances en el campo de las técnicas de extracción, han permitido financiar las muy importantes inversiones necesarias para permitir la producción de muchos pozos en Estados Unidos . Este país ha jugado un papel pionero en la explotación de este nuevo recurso: el gas de esquisto representó una proporción significativa del mix energético en 2012 , pero en 2013 su avance se interrumpió, las inversiones cayeron y los precios del gas se han disparado. Con el gas de esquisto de Estados Unidos aprobó en 2012 el 4 ° a 6 °  en el ranking de importadores netos de gas natural y en el futuro podría, según algunas previsiones, convertido en un exportador neto de energía. Las reservas en el mundo se estiman en 2013 en 207 billones de metros cúbicos de gas de esquisto (32% del total de reservas de gas natural) y 345 mil millones de barriles de petróleo de esquisto (10% del total de reservas de petróleo). Las reservas de gas de esquisto están repartidas por todos los continentes, pero China , Argentina , Argelia y Estados Unidos son, por este orden, los mayores tenedores. De 2010 a 2012, el aumento de la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos y Canadá resultó en una presión a la baja en el precio del gas que redujo la capacidad de Rusia para imponer precios altos para el gas natural que exporta a Europa  ; Los efectos del boom del gas de esquisto en los mercados energéticos internacionales han sido muy significativos, en particular en Europa: aumento de la producción de electricidad a base de carbón a expensas del gas, disminución del atractivo económico de las energías renovables , etc.

Los problemas ambientales asociados con la extracción de gas de esquisto, incluido el uso intensivo y la contaminación de los suministros de agua, el aumento de los terremotos y la emisión de gases de efecto invernadero , provocan que algunos países, incluido Estados Unidos, desconfíen de la opinión pública. El tema es objeto de controversias muy vivas que se oponen por un lado a quienes ven en la explotación de este recurso de gas no convencional un medio para reducir las importaciones de energía y aumentar los ingresos del país, así como a los industriales, el sector petrolero y por otro lado. varios movimientos que presentan argumentos ecológicos y de seguridad. Por esta razón, en algunos países como Francia, la investigación y producción de gas de esquisto estuvo sujeta a una moratoria en 2013 .

Geología

El gas de lutita está presente en ciertas "lutitas" de arcilla sedimentaria no metamórfica , también llamadas "lutita" en Canadá, y "lutita" designa cualquier "roca sedimentaria con lecho de grano muy fino, generalmente arcilloso o margoso" , el término litológico francés adecuado para la roca como tal es argilita o, a veces , siltita , dependiendo del tamaño de grano . De hecho, en geología, la palabra esquisto designa de manera más amplia rocas metamórficas, ya sean laminadas o no. A diferencia del gas natural convencional que migra y se concentra en las rocas porosas del yacimiento, el gas de esquisto permanece atrapado en el lecho rocoso que lo originó y, por lo tanto, está débilmente concentrado. Está compuesto principalmente de metano . Las capas de esquisto sedimentario en las que se forma se encuentran a profundidades generalmente entre 2 y 4  km y forman bancos de varios cientos de metros de longitud. El espesor, que es variable, puede permitir una extracción económicamente viable si supera los 30 metros.

El gas de lutitas se ha explotado durante años (gas convencional) en lutitas naturalmente fracturadas, pero la matriz rocosa de las lutitas tiene una baja permeabilidad (el gas queda atrapado allí en poros o residuos de materia orgánica). Por lo tanto, la explotación comercial a gran escala requiere el agrietamiento artificial de la roca, o incluso el uso de productos químicos para aumentar la permeabilidad de la lutita y la desorción del gas; El auge del gas de esquisto en los últimos años ha sido estimulado por el uso a gran escala de la técnica de fracturamiento hidráulico . La tasa de recuperación posible es del orden del 20 al 40%.

Las lutitas con potencial económico de gas son ricas en materia orgánica (0,5% a 25%). Suelen ser rocas generadoras de petróleo que generan gases termogénicos (la acción del calor y las altas presiones convierten el petróleo en gas natural). Deben ser lo suficientemente frágiles y rígidos para fracturarse y mantener sus fracturas abiertas. En algunas regiones, las capas de lutita con fuerte radiación gamma natural se consideran más productivas: un alto nivel de radiación gamma a menudo se correlaciona con un alto contenido de carbono orgánico . Se trata de esquistos de color gris oscuro, posiblemente carbonosos y calizos.

Técnicas de extracción

La técnica de minería más común se basa en la perforación direccional con largos tramos horizontales combinados con fracturación hidráulica.

Perforación direccional

En una perforación direccional , el pozo perforado comprende una parte vertical destinada a alcanzar la profundidad adecuada (entre 1.500 y 3.000  m ) y una parte horizontal de varios kilómetros de longitud que permite drenar a lo largo de su longitud la capa geológica que contiene el gas, tal como se muestra. en el diagrama de al lado. El objetivo de la perforación horizontal es aumentar el área del pozo en contacto con el depósito para compensar la baja permeabilidad de la roca. En lutitas, un pozo de este tipo, a pesar del uso de fracturación hidráulica, solo permite drenar un volumen limitado de roca: lateralmente unos 150 metros a cada lado del pozo y verticalmente unas pocas decenas de metros (limitado por el espesor de el lecho de roca). Por tanto, es necesario perforar muchos más pozos que en el caso de la extracción de hidrocarburos convencionales. Para limitar la huella de las instalaciones, los cabezales de pozo se agrupan en un punto central (pozos agrupados) que puede incluir de 10 a 30 pozos. La multitud de pozos perforados la convierte en una técnica inadecuada para áreas urbanas o aquellas caracterizadas por una alta densidad de población.

Fracturamiento hidráulico

La fracturación hidráulica (o fracking ) consiste en provocar antes de la producción del pozo una gran cantidad de microfracturas (milimétricas) en la roca que contiene gas, volviéndola porosa y permitiendo que el gas o el shale oil se trasladen al pozo para ser recuperado en la superficie. La fracturación se obtiene inyectando agua a alta presión (aproximadamente 300 bares a una profundidad de 2.500 metros) en la formación geológica a través del pozo horizontal. El agua que se inyecta contiene varios aditivos para mejorar la eficiencia del fracturamiento:

La fractura se realiza después de que se completa la perforación. Se lleva a cabo en varias etapas, cuyo número es tanto más importante cuanto que el lecho de roca es impermeable. En promedio, para una longitud de pozo horizontal de un kilómetro, se requieren 30 operaciones de fracturamiento, cada una consumiendo alrededor de 300  m 3 de agua, 30 toneladas de arena y 0,5% de aditivos (cifras proporcionadas por la petrolera Total).

Proceso

La explotación de un yacimiento comienza con una fase de estudio geológico y geofísico y posiblemente la realización de perforaciones exploratorias. La producción de un pozo de gas de esquisto comienza con la instalación de una torre de perforación con una huella de aproximadamente 1  hectárea. Se perfora un pozo vertical para llegar al depósito. La impermeabilización de la parte vertical del pozo, que juega un papel crítico en ausencia de contaminación del agua subterránea, se logra mediante la instalación de un revestimiento de acero y luego cementando el espacio entre la roca y el revestimiento. La perforación de la parte horizontal del pozo, que puede extenderse de 1 a 2 kilómetros, toma un promedio de 4 a 8 semanas. La trayectoria del cabezal de perforación, inclinable y guiado desde la superficie, se conoce gracias a instrumentos basados ​​en particular en sistemas inerciales y la medición del campo magnético. Luego se instala una tubería de revestimiento en la parte horizontal del pozo y luego se perfora utilizando cargas explosivas de unos pocos gramos para permitir la recolección de gas natural. Luego se desmantelan las plataformas de perforación. La fase de fractura que sigue suele durar varios días. Una vez completado, el agua inyectada se bombea y se almacena en la superficie antes de ser reprocesada. El pozo entra entonces en producción: esta fase, que puede durar alrededor de diez años, puede ser completamente pasiva; sin embargo, la operación de fracturamiento puede repetirse para reactivar la red de grietas cuando la producción disminuye (multifracking) . Como en un pozo convencional una vez finalizada la operación, el pozo se cierra con tapones de cemento de entre 50 y 100  m de espesor en varios niveles diferentes.

En resumen, las principales diferencias en el proceso de extracción de gas y petróleo de esquisto en comparación con los depósitos convencionales son:

  1. el gas no se concentra en una roca de yacimiento permeable, sino que se difunde en la roca fuente hecha artificialmente permeable a una distancia reducida alrededor del pozo. Por lo tanto, un pozo solo drena un pequeño volumen de roca y devuelve relativamente poco gas. Para producir la misma cantidad de gas, es necesario aumentar el número de pozos, lo que requiere, para la misma cantidad de gas producido, inversiones significativamente mayores.
  2. la cantidad de agua inyectada (volumen varios cientos de veces mayor que la extracción de gas convencional) requiere instalaciones de reprocesamiento particularmente grandes y puede crear conflictos con otros usuarios (agricultores, etc.)
  3. la curva de producción se caracteriza por un pico pronunciado pero corto al inicio de la vida y luego un rápido descenso a un umbral bajo sin una meseta intermedia (explicado por el punto 1). Esta característica requiere la multiplicación de pozos.
  4. la tasa de recuperación de un campo de gas de esquisto es actualmente en promedio del 20% frente al 75% de los campos de gas convencionales.

Histórico

La perforación horizontal como la fracturación son métodos de extracción que se han utilizado durante mucho tiempo para los hidrocarburos convencionales (es decir, distintos del petróleo y el gas de esquisto): la perforación horizontal se generalizó en la década de 1980 y los inicios de la fracturación hidráulica se remontan a 1948 . Cada año se realizan más de 10.000 fracturas en todo el mundo, incluso para la energía geotérmica o la producción de agua potable.

Técnicas de extracción alternativas

Actualmente se están estudiando varias técnicas alternativas de extracción: sustitución del agua por gas como el propano , estimulación por arco eléctrico o calentamiento de rocas, pero aún están en pañales. El que parece más limpio, llamado fracturamiento exotérmico no hidráulico o fracturamiento en seco, inventado para perforar en regiones árticas donde el agua se congela demasiado rápido, no usa agua, explosivos, ácidos o solventes, sino helio caliente. En 2013, durante una conferencia sobre alternativas a la fracturación organizada por el Senado en París, los fabricantes consideraron que hoy no había alternativa a la fracturación hidráulica .

La técnica de fracturamiento con fluoropropano (en realidad 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropano ) fue publicitada por el informe de la Oficina Parlamentaria de Decisiones Científicas y Tecnológicas (OPECST) sobre técnicas alternativas a la fracturación hidráulica, publicado al final de 2013. Opecst luego audicionó a John Francis Thrash, CEO de EcorpStim, una de las dos compañías (con la compañía canadiense Gasfrac) que usa esta técnica en América del Norte. A pesar de los pocos comentarios de la experiencia, Ecorpstim presentó una valoración muy positiva. Oficialmente, los funcionarios de Total creen que esta técnica aún no ha sido probada y prefieren seguir usando la fracturación hidráulica en los estados donde no está sujeta a moratoria. Ventajas del propano: su viscosidad le permite penetrar mucho más fácilmente que el agua en los intersticios de la roca para expulsar el gas y permite no utilizar las grandes cantidades de agua y productos químicos tan criticados por los opositores a la fracturación hidráulica. ; a diferencia del propano, el fluoropropano no es inflamable, pero el manejo del gas fluoropropano licuado, la forma en que debe inyectarse, es más complejo que el del agua; otra ventaja: es reutilizable en un 95%, frente al 30% del agua. Pero su principal inconveniente es su alto costo: el fluoropropano, incluso más que el propano, es "caro", señalan los autores del informe OPECST; Esta es posiblemente la razón por la que las empresas que explotan el gas y el petróleo de esquisto en los Estados Unidos continúan dependiendo principalmente de la fracturación hidráulica. Además, la Oficina considera que este gas no está "exento de peligro para el clima" en la medida en que ya aporta en la actualidad el 0,05% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero; su poder de calentamiento es casi 3.000 veces mayor que el del dióxido de carbono, según expertos de la ONU. Así, su uso "requeriría prevenir y controlar las fugas que puedan ocurrir en todas las etapas de la cadena productiva", subraya la OPECST. Además, su uso iría en contra de los compromisos de la UE, que prevé reducir el uso de gases fluorados en un 80% para 2030.

Aspectos económicos

Aspectos microeconómicos - Rentabilidad de las extracciones

Los campos de gas de esquisto se han extraído durante más de un siglo en la Cuenca de los Apalaches y la Cuenca de Illinois en los Estados Unidos, pero estos pozos solo fueron económicamente rentables gracias a una fuerte desregulación y políticas. Subsidio activo ("  impuestos negros  " traducidos en créditos fiscales). Los aumentos en el precio del gas natural en la década de 2000 y los avances tecnológicos en la fracturación hidráulica y la perforación horizontal han mejorado desde entonces la rentabilidad del gas de esquisto. Sus costos de producción son generalmente más altos que los de los campos tradicionales, debido a los altos costos de perforación horizontal y fracturación hidráulica, y al muy corto ciclo de vida de los pozos. El costo total de una sola perforación ascendería a entre 8 y 10 millones de dólares, de los cuales del 40 al 50% para la plataforma de perforación, del 8 al 10% para la adquisición de tubos y encofrados y del 30 al 40% para la fracturación hidráulica. Existen incertidumbres sobre la rentabilidad de su operación en otras áreas geográficas, sobre todo porque, al mismo tiempo, la fuerte producción en Estados Unidos, ligada a una menor demanda de gas, provocó la caída del precio del gas.

El economista Benjamin Dessus explica en un estudio sobre el modelo económico del gas de esquisto que el interés de las petroleras estadounidenses en esta oportunidad de inversión se explica por el perfil temporal de la producción de pozos de gas de esquisto, que cae abruptamente desde el segundo año y es agotado en 6 años en promedio, mientras que la producción de un depósito convencional persiste durante varias décadas; Sin embargo, la normativa tributaria permite que la inversión se amortice íntegramente en el primer año, lo que permite rentabilizarla muy rápidamente, luego de lo cual se perforan nuevos pozos, etc., aprovechando la proximidad geográfica para minimizar los costos de perforación; este modelo especulativo confiere a esta actividad una gran volatilidad: puede colapsar muy rápidamente ante el menor cambio sustancial en sus parámetros económicos.

América del Norte domina el desarrollo y la producción de gas de esquisto, que se ha visto impulsado allí por el éxito económico de Barnett Shale en Texas , que ha estimulado la búsqueda de otras fuentes de gas de esquisto en los Estados Unidos y América del Norte, Canadá . Sin embargo, en 2013, las compañías petroleras redujeron a la mitad sus inversiones en América del Norte en petróleo y gas no convencionales, que cayeron de $ 54 mil millones en el primer semestre de 2012 a $ 26 mil millones en los primeros seis meses de 2013, según la agencia Bloomberg; hay cinco veces menos plataformas (plataformas) con gas seco (no asociado con petróleo) de lo que había en cinco años; la mayoría ha migrado a áreas ricas en esquisto bituminoso (petróleo de esquisto)  ; un pozo de gas de esquisto produce mucho al principio, mucho menos entonces: el mayor se extrae los primeros meses; dependiendo de la zona, el costo de extracción del gas varía entre 3 y 8 dólares por millón de BTU (es decir, 28 m3) mientras que se vende solo a 3,77 dólares; a este precio, no es rentable.

Los estudios de AT Kearney y Bloomberg New Energy Finance (BNEF) muestran que muchos factores impiden extrapolar el éxito del gas de esquisto en los Estados Unidos al resto del mundo:

Así, a principios de 2013, mientras el Servicio Geológico Británico se preparaba para publicar la actualización (al alza) de su estimación de recursos realizada en 2010 (es decir, 5.300 millones de pies cúbicos de reservas de gas de esquisto recuperables), concluyó un estudio de Bloomberg New Energy Finance (BNEF). que la explotación de este gas por parte de Inglaterra sería más cara que en Estados Unidos y, a pesar de estos importantes recursos, no compensaría la caída en la producción de gas convencional. Por tanto, no reduciría el precio del gas, que seguiría alineándose con el precio del gas importado. Según BNEF a igual producción, un pozo costaría dos o tres veces más caro en Europa que en los EE. UU. (Y de 7,10  $ a 12,20  $ / MM Btu para el Reino Unido), sin siquiera incluir los posibles costos adicionales de construcción de redes locales y gas. procesamiento necesario para obtener un producto compatible con los estándares del mercado europeo del gas. Si el gas inglés no es naturalmente seco y limpio, los costos de procesamiento pueden ser muy significativos según BNEF. Además, la red y los pozos no podrían estar listos hasta mucho después del inicio de la escasez de gas natural británico, que ya abastecía solo el 50% del consumo del país en 2012; compensar esta necesidad requeriría, según BNEF, perforar cerca de 10,000 pozos en 15 años (considerando las hipótesis de flujo más optimistas), con hasta cerca de 1,000 pozos a ser construidos por año durante el período de transición. Si el flujo es menor de lo esperado, se necesitarían hasta 20,000 pozos, que drenarían y cubrirían un área más del doble del tamaño de Lancashire , mientras que la densidad de población es mucho mayor en Europa o en el Oeste y en el Reino Unido. que los códigos mineros y los derechos mineros difieren de los que existen en los Estados Unidos, donde los derechos del subsuelo son más fácilmente negociables.

Resultados negativos en Estados Unidos después de cuatro años de exploración

Bloomberg informa en Mayo de 2014que desde 2010, la deuda de las 61 empresas estadounidenses que rastrea se ha duplicado en cuatro años de exploración, a US $ 163,6 mil millones. Las reservas se están agotando más rápido de lo esperado, lo que obliga a perforar más profundamente y aumenta los costos. La subsidiaria HighMount Exploration & Production LLC de Loews Corporation , por ejemplo, perdió $ 20 millones durante los primeros 3 meses del año y acumuló pérdidas financieras en 2012 y 2013. Loews decide reenfocarse en la exploración petrolera y cerrar HighMount, quejándose de la dificultad para encontrar depósitos y caída del precio del gas natural. 26 de estas 61 empresas cerraron debido al desinterés de los inversores ante las crecientes pérdidas y la baja probabilidad de recuperar su inversión.

Según el Servicio de Información Energética (EIA) del Gobierno de los Estados Unidos, las reservas en el campo de petróleo de esquisto de Monterey en California , que representan 2/3 de las reservas de petróleo de esquisto de los países, se redujeron al 4% de la estimación inicial. La primera estimación, producida por Intek Inc. en 2011, arrojó el equivalente a 13,7 mil millones de barriles de petróleo; ahora se revisa a la baja con una estimación de la posible extracción, con las tecnologías del momento (tratamientos ácidos, perforación horizontal, fracking) en torno a los 600 millones de barriles. Algunos analistas esperan que los avances técnicos permitan más minería en el futuro.

Para adaptarse a la caída de los precios del petróleo a partir del segundo semestre de 2014, los productores estadounidenses de petróleo y gas de esquisto han cambiado sus estrategias, centrándose ahora en reducir los costos de extracción en lugar de los plazos; aumentando el número de pozos en el mismo sitio, usando plataformas móviles, reutilizando el gas asociado al petróleo para ahorrar en costos de energía, modificando los fluidos de fracturamiento para acelerar los caudales, alargando la perforación horizontal hasta 5  km en lugar de 3  km anteriormente, o incluso mediante el uso de tecnologías innovadoras (nanotecnologías, sísmica 3D, Big data), conseguirían mantener sus márgenes con un barril de 70 dólares frente a los 100 dólares del año anterior.

Aspectos macroeconómicos - Cuestiones geoestratégicas

Si bien las áreas de explotación de gas natural se concentran en unos pocos países, incluida Rusia, los depósitos de gas de esquisto están presentes en América del Norte, Asia y Europa. Rusia, que posee el 20% de las reservas de gas natural, es el mayor exportador del mundo. La explotación de gas de esquisto permitiría así a los otros tres bloques reducir su dependencia de Rusia. Otra parte del gas que se produce en el mundo proviene de coproductos de la producción de petróleo, y esta fuente de suministro disminuirá al mismo ritmo que la del petróleo. Por estos motivos, y si se comprueba la rentabilidad, los Estados pueden verse tentados a utilizar este recurso que les permitiría reducir su dependencia energética , pero este es solo un punto de vista a corto plazo que descuida el imperativo del bien más importante en la lucha. contra el cambio climático. Las petroleras consideran estratégico para ellas estar presentes en este nicho que requiere un fuerte know-how. En Estados Unidos, donde inicialmente la producción la realizaban pequeñas empresas, se produjo un movimiento de concentración, con la toma de estas por parte de las petroleras.

El auge del gas de esquisto en los Estados Unidos ha sacudido los mercados energéticos, no solo en América del Norte, sino también a nivel mundial:

  • la fuerte caída de los precios del gas en el mercado estadounidense estimuló el consumo de gas, en particular para la producción de electricidad: de 988  TWh (23,9% de la producción de electricidad estadounidense) a 1.226  TWh (+24%) en 2012 (30,3%);
  • La producción de electricidad a base de carbón, que es el competidor más directo del gas, se redujo drásticamente: de 1.847 TWh en 2010 (44,8% de la producción de electricidad de EE. UU.), cayó a 1.514 TWh (-18%) en 2012 (37,4%); es este fenómeno el que ha permitido la reducción de las emisiones de CO 2 en los Estados Unidos en 2012;
  • los productores de carbón, para compensar la caída en sus ventas a los productores de electricidad, buscaron vender estos excedentes en los mercados internacionales, particularmente en Europa y Asia: el saldo neto de exportación de carbón de los Estados Unidos cayó de 36,5  Mt en 2009 a 94,2  Mt en 2011;
  • Esto provocó una fuerte caída de los precios del carbón, de más del 30% en Europa entre 2011 y el otoño de 2013, y un fuerte aumento del consumo de carbón en Europa y Asia, especialmente a expensas del gas: en Francia, las importaciones de carbón aumentaron un 7%. y los productores también extrajeron 1,2  Mt de sus existencias; la participación de Estados Unidos en estas importaciones fue del 24%; Por otro lado, las importaciones de gas natural cayeron un 3,9% (las de GNL un 33%) y en Alemania, las importaciones de carbón aumentaron un 8,2% desde 2010 (45,2  Mt ) a 2012 (47,9  Mt ), de las cuales 9,8  Mt provinieron de Estados Unidos en 2012 (20,5%) frente a 5,7  Mt en 2010;
  • En particular, el uso de carbón para la producción de electricidad ha aumentado drásticamente a expensas del gas: por lo tanto, la producción de electricidad a base de carbón en Alemania (92,5% importada) aumentó de 112,4  TWh en 2011 a 124  TWh en 2013 (19,7% de la producción total de electricidad ), una parte significativa de la cual se exportó a los Países Bajos (exportaciones netas de 6,37  TWh en 2011 y 24,85  TWh en 2013), donde la electricidad se produce principalmente a partir de gas natural; los precios relativos del gas (en comparación con otras energías) han empujado a las plantas de gas fuera del mercado, y las plantas de carbón alemanas ofrecen precios más bajos; este fenómeno de mercado se acentuó aún más en 2013, cuando los Países Bajos representaron el 75% del saldo de exportación alemán;
  • Este mayor uso de carbón ha provocado un aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero: un estudio de PwC sobre los factores de emisión de las 20 principales empresas eléctricas europeas (68% de la producción total) muestra que en 2012 sus emisiones de CO 2creció un 0,6% mientras que su producción cayó un 1,6%; por tanto, su factor de emisión ha aumentado en un 2% hasta 350  kg de CO 2/ MWh; esta tasa, aproximadamente estable a 370  kg de CO 2/ MWh de 2001 a 2007, cayó muy rápidamente a 330  kg en 2010 bajo el efecto de la crisis, luego aumentó a 350  kg en 2012 debido a la reanudación de la producción de carbón; Emisiones de CO 2 fueron así transferidos de los Estados Unidos a Europa;
  • Los productores de electricidad se vieron obligados a cerrar varias centrales de gas: por lo tanto, GDF-Suez decidióabril 2013poner bajo capullo 3 de sus 4 centrales de gas francesas, aunque casi nuevas, ya que su tasa de uso ha caído del 42% en 2011 al 33% en 2012; el grupo ya detuvo 7,3  GW de capacidad en Europa entre 2009 y 2013 (en los Países Bajos, Reino Unido, Bélgica, etc.) e inició la “optimización” de 3  GW adicionales; sin embargo, son estas plantas las que, gracias a su flexibilidad operativa, hacen la principal contribución al ajuste de la oferta-demanda eléctrica , compensando las variaciones en la producción eólica y solar; el desarrollo de estas energías renovables se ve seriamente obstaculizado por este fenómeno de mercado provocado por el gas de esquisto;
  • este carbón de bajo coste, consumido principalmente en centrales eléctricas, ha provocado una caída de los precios en los mercados mayoristas de electricidad (más de un 20% entre 2011 y 2013);
  • Como resultado, se incrementó el coste adicional de las energías renovables respecto a los precios de mercado: el precio medio de mercado utilizado por la CRE para calcular estos costes adicionales aumentó de 48,5  € / MWh a 45,5  € / MWh , aumentando la compensación a pagar a los proveedores de electricidad. sujeto a la obligación de comprar electricidad de fuentes renovables;
  • se han incrementado los impuestos sobre la electricidad destinados a cubrir estos costes adicionales (en Francia, el CSPE representó el 13,4% de la factura media de los consumidores domésticos; en1 st de enero de 2,014, se elevó aún más de 13,5  € / MWh a 16,5  € / MWh  ; en Alemania, en 2013, el EEG-Umlage, equivalente al CSPE, alcanzó los 52,8  € / MWh , o el 18,5% de la factura media de un hogar típico; Se les suman varios otros impuestos a favor de las energías renovables (el EEG-Umlage ha aumentado desde entonces a 65  € / MWh ), aumentando el descontento de los consumidores de electricidad, en particular en Alemania, donde la campaña electoral del otoño de 2013 estuvo marcada por promete limitar el costo de la transición energética  ; Por tanto, el gas de esquisto ha frenado indirectamente el desarrollo de las energías renovables;
  • Los precios del gas en los mercados europeos se han desconectado de los precios del petróleo (desde principios de 2007 hasta 2013, los precios del Brent se han duplicado, mientras que los precios del gas, después de aumentar en un 40% hasta la primavera de 2011, se han estabilizado desde entonces, e incluso cayeron ligeramente en 2013 bajo la efecto de la caída en los precios del carbón y la electricidad; esto incentivó la elección del gas por parte de los consumidores para su calefacción, porque la rentabilidad de las inversiones en bombas de calor o calefacción de madera depende directamente del precio del gas; de esta manera también, el gas de esquisto ha frenado el desarrollo de las energías renovables.
  • Los bajos precios del gas en Estados Unidos también han pospuesto indefinidamente los planes para nuevas centrales nucleares, frenando así la descarbonización del balance energético estadounidense.

Los opositores del gas de esquisto creen que su exploración / explotación aumenta las emisiones de gases de efecto invernadero responsables del calentamiento global y desvía inversiones que podrían haber financiado el desarrollo de la eficiencia , el ahorro de energía y las energías alternativas como las energías renovables . Algunos defensores del gas de esquisto creen que no impide el desarrollo de energías renovables y que puede reemplazar las costosas importaciones de hidrocarburos.

Economistas como Benjamin Dessus , presidente de Global Chance , creen que las consecuencias y los riesgos económicos en sectores distintos al energético no se tienen suficientemente en cuenta. Se han identificado repercusiones negativas, a través de las extracciones y la contaminación generada, en el sector de las aguas subterráneas y superficiales y, por tanto, en el agua potable. Han dado lugar a una fuerte oposición, al menos en Francia, en los sectores del turismo y la agricultura. Las fugas de metano al aire parecen ser considerables; harán que este gas sea muy caro si se deciden impuestos sobre los gases de efecto invernadero.

La conjunción de intereses estratégicos para algunos, que deberían llevar a los Estados a subsidiar el sector, y los miles de millones ya gastados para otros, ligados a las incertidumbres sobre la rentabilidad de las operaciones, suscita el temor de la aparición de una burbuja especulativa .

Un estudio del Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico , parte del Departamento de Energía de los Estados Unidos , publicado en octubre de 2014 en la revista Nature , muestra que en ausencia de nuevas políticas climáticas , la continuación del actual auge del gas, la naturaleza por sí sola no frenaría la crecimiento de las emisiones globales de gases de efecto invernadero a largo plazo. De hecho, el gas natural de bajo costo no solo competiría con el carbón, sino también con todas las demás fuentes de energía, incluidas las energías nuclear y renovable; además, fomentaría un aumento del consumo energético y reduciría la rentabilidad de las inversiones en ahorro energético.

La caída de los precios del petróleo en el segundo semestre de 2014 provocará una caída de las inversiones, pero la caída de la producción debería ser leve: hasta ahora, los productores han perforado pozos en todas partes, porque el nivel de precios les garantizaba rentabilidad; en algunas áreas, el precio de costo es de $ 70 por barril; con la caída de los precios, los productores se concentrarán en las áreas más rentables, en las cuencas de Bakken, Eagle Ford o Permian, donde el precio de costo ya está por debajo de los 50 dólares. En un informe publicado ennoviembre 2014, la consultora estadounidense IHS estima que el precio de costo del 80% de la producción en 2015 estará entre 50 y 70 dólares el barril. La Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que, con un barril a 80 dólares, el gasto en producción de petróleo de esquisto se reducirá un 10%. Empresas como Chesapeake, Continental Resources o EOG Resources ya han anunciado que perforarán menos el próximo año; pero la mayoría de ellos, sin embargo, continúan contando con un crecimiento del 20 al 30% de su producción en 2015; Según el analista Alexandre Andlauer, con un barril de WTI a 70 dólares, la producción no caerá más de 300.000 barriles por día, en comparación con los 4,3 millones de barriles por día de petróleo de esquisto ("tight oil") producido en Estados Unidos.

A principios de 2016, el empeoramiento de la caída de los precios del petróleo generó temores de la explosión de una burbuja especulativa en Estados Unidos vinculada al sector del esquisto.

Aspectos judiciales

La propiedad del sótano

Varias leyes

En este ámbito, el aspecto fundamental es el régimen del derecho de propiedad del subsuelo. Para presentar el problema, basta con examinar las líneas principales de la legislación actual en dos estados pertenecientes a las dos tradiciones jurídicas ( derecho civil y derecho consuetudinario ) dominantes en Occidente: Estados Unidos y Francia . Cualquiera que sea la tradición jurídica, en principio, el propietario del terreno es también el propietario del sótano.

Esta regla se aplica con bastante rigor en los países anglosajones. En los Estados Unidos, todos los recursos del subsuelo, independientemente de la profundidad, pertenecen al propietario. El gas o petróleo contenido en el lecho rocoso, ubicado a una profundidad significativa, es por lo tanto propiedad privada. El propietario de la tierra es, en principio, completamente libre de ceder la explotación de los recursos del subsuelo a empresas especializadas.

El principio general de propiedad privada del subsuelo también se afirma en Francia, pero no se refiere a la minería. Así, el Código Civil francés dispone en su artículo 552:

“La propiedad del suelo implica la propiedad de arriba y de abajo.

[…]

Él [el propietario] puede hacer a continuación todas las construcciones y excavaciones que considere oportunas, y obtener de estas excavaciones todos los productos que puedan suministrar, excepto las modificaciones resultantes de las leyes y reglamentos relativos a las minas y de estas excavaciones. Policía leyes y regulaciones. "

Consecuencias legales

El acto legal que permite la explotación de los recursos del subsuelo no es el mismo.

En Estados Unidos, es un contrato celebrado entre el propietario del terreno y una empresa especializada en la exploración y explotación del recurso. En Francia, se trata de una autorización administrativa (permiso de exploración o explotación). Para el gas de lecho rocoso, se ha promulgado una prohibición total (ver más abajo).

Consecuencias político-económicas

En los Estados Unidos, debido al régimen de propiedad privada de los recursos del subsuelo, el propietario es libre de decidir si explota o no los recursos del subsuelo. La idea detrás de esto es que el mercado decide a través de múltiples decisiones individuales tomadas en forma de contratos. En principio, la autoridad política no tiene que intervenir. El riesgo es que los jugadores poderosos tomen una posición dominante en el mercado.

En Francia, la decisión de explorar o explotar la toma la autoridad pública. El propietario de la tierra no tiene potestad en materia de exploración o explotación del subsuelo si está dentro del alcance del Código de Minería . La idea subyacente es que el poder político representa el interés general . Tal decisión está sujeta a riesgos políticos  : mayorías políticas fluctuantes, preocupaciones electorales de los líderes.

Convenciones internacionales

La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar La zona económica exclusiva (ZEE)

El régimen de propiedad del subsuelo discutido anteriormente se relaciona únicamente con el continente. ¿Cuál es el régimen legal de los fondos marinos? Un acontecimiento importante tuvo lugar con la conclusión de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar en 1982 en Montego Bay (Jamaica). Entró en vigor en 1994 y ha sido ratificado por la mayoría de los principales países industrializados. Esta convención define zonas de soberanía decreciente partiendo de la costa hacia alta mar, muy esquemáticamente se han definido tres zonas.

  • El mar territorial , sobre el que el estado ribereño ejerce plena soberanía, se ha ampliado de 3 millas náuticas a 12 millas náuticas (22  km ).
  • La disposición económicamente más importante es la creación de una zona económica exclusiva (ZEE) con un ancho máximo de 200 millas náuticas (370  km ). El Estado ribereño tiene derechos soberanos sobre esta ZEE definida por la convención y que se refieren en particular a la exploración y explotación de los recursos del subsuelo.
  • La alta mar comienza más allá del límite exterior de la ZEE . “Ningún Estado puede legítimamente pretender someter ninguna parte de alta mar a su soberanía. ” (Artículo 86 de la convención). Pero allí prevalece el principio de libertad: libertad de navegación, de sobrevuelo, de pesca, de investigación científica, de tendido de cables y tuberías, de construcción de islas artificiales.
Implicaciones legales y económicas

El mar territorial es parte del dominio público y la propiedad privada de la tierra no se ejerce allí. A fortiori, este también es el caso en la ZEE. Pero el Estado ribereño tiene derechos exclusivos de explotación en esta área, que puede otorgar a personas naturales, físicas o jurídicas. En el campo de la energía, puede, por ejemplo, autorizar el tendido de cables o tuberías submarinos, la explotación de recursos energéticos y mineros del subsuelo sin límite de profundidad. La convención también especifica en su artículo 60 que “el Estado ribereño tiene el derecho exclusivo de proceder a la construcción […] a) de islas artificiales; b) instalaciones y estructuras… ” . Por tanto, puede, por ejemplo, conceder la construcción de aerogeneradores en su ZEE a una empresa especializada.

El establecimiento de una ZEE ya tiene importantes implicaciones económicas y geopolíticas. Los estados con un amplio frente marítimo tienen una ventaja potencial considerable y se han emitido numerosos permisos para la exploración y explotación de recursos minerales submarinos.

Entre los estados con una ZEE muy grande, solo Francia ha adoptado una prohibición total de la exploración de los recursos del lecho rocoso (a veces denominada "no convencional"). El artículo 1 er de la ley francesa de13 de julio de 2011 de hecho tiene:

"De conformidad con la Carta Ambiental de 2004 y el principio de acción preventiva y correctiva previsto en el artículo L. 110-1 del Código de Medio Ambiente, la exploración y explotación de minas de hidrocarburos líquidos o gaseosos mediante perforación seguida de fracturación hidráulica de la roca están prohibidas en el territorio nacional. "

Dado que la fracturación hidráulica es actualmente la única técnica eficaz para extraer gas y petróleo del lecho rocoso, los recursos presentes en la ZEE francesa no serán explorados ni explotados. Sin embargo, los recursos que pueden explotarse mediante perforaciones simples (a veces denominados “convencionales”) y ubicados a profundidades menores no se ven afectados por la prohibición.

Otras convenciones internacionales

No existe un reglamento o convenio internacional específico o vinculante sobre la fracturación hidráulica de grandes volúmenes , aunque esta técnica se ha vuelto casi siempre necesaria para la extracción industrial de gas de esquisto o capa . Pero ciertos convenios internacionales relacionados con la protección de la biodiversidad y los hábitats o paisajes, el acceso a la información ambiental o incluso sobre las emisiones de gases de efecto invernadero u otras descargas transfronterizas de contaminantes en el aire, el agua o el medio ambiente deben aplicarse durante una o más de las fases. de las operaciones de gas industrial (desde la exploración hasta el uso final de los gases).

La AIE (Agencia Internacional de Energía)  ha publicado recomendaciones generales del tipo "  buenas prácticas ", a veces llamadas "reglas de oro" .

Ley europea

Se ha iniciado un debate entre los Estados miembros (Reino Unido y Polonia que desean autorizar la fracturación hidráulica y fomentar la extracción de gas de esquisto, mientras que Francia ha prohibido este uso de la fracturación). Los eurodiputados votaron enNoviembre 2012(391 votos contra 262 y 37 abstenciones) contra una enmienda presentada por diputados al Parlamento Europeo de varios grupos que instaba a los Estados miembros a no autorizar ninguna nueva operación de fracturamiento hidráulico dentro de la Unión. El debate continuó dentro y entre los partidos políticos, así como entre las ONG y la sociedad civil sobre la explotación o no del gas de esquisto (que el Reino Unido y Polonia pueden tener importantes reservas). En 2012, los eurodiputados exigieron un marco armonizado para todos los hidrocarburos no convencionales en la Unión y un "régimen regulador sólido" para el fracking. En ausencia de una directiva o reglamento europeo que aborde este tema, cada Estado miembro europeo puede decidir alternativamente , por sí solos y, hasta mediados de 2014, sin un marco europeo específico, sobre si autorizar o no la exploración y / o explotación de gas de esquisto en su subsuelo, con posibles negociaciones a llevarse a cabo con los estados vecinos interesados ​​en caso de cruzamiento. depósito fronterizo . La única condición es que lo haga sin perjuicio de la legislación europea y "siempre que se tenga en cuenta la necesidad de preservar, proteger y mejorar la calidad del medio ambiente".

A principios de 2014, para limitar los riesgos ambientales y climáticos, la Comisión Europea presentó una primera recomendación europea (de aproximadamente 10 páginas) relativa a los principios mínimos aplicables a la exploración y producción de hidrocarburos por fracturación hidráulica, no vinculante y no aplicable. sólo 6 meses después de su publicación, fuertemente inspirados por las recomendaciones ("reglas de oro") ya publicadas por la AIE para explotar los hidrocarburos del lecho rocoso . El comité examinará en 18 meses la eficacia de este enfoque, sobre la base de un seguimiento (que, sin embargo, se basará en las declaraciones de los Estados miembros y no en verificaciones independientes realizadas por una agencia o autoridades europeas). En caso de "progreso técnico o la necesidad de tener en cuenta los riesgos y consecuencias inherentes a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos que impliquen técnicas distintas de la fracturación hidráulica de gran volumen, dificultades imprevistas en la aplicación de la legislación de la Unión o en la exploración y producción de hidrocarburos por fracturación hidráulica en grandes volúmenes en el contexto de operaciones en el mar ' , esta recomendación podría actualizarse o ir seguida de disposiciones obligatorias porque "La Unión no tiene experiencia en la emisión de autorizaciones para la producción de hidrocarburos por fracturación hidráulica (…) Y tiene una experiencia limitada con las autorizaciones de exploración ” , especificó el ejecutivo europeo. No obstante, este último cree que en 2014 la legislación europea vigente se aplica a la fracturación hidráulica y que debería ser suficiente para limitar los riesgos, reconociendo al mismo tiempo que "determinados aspectos medioambientales asociados a la fracturación hidráulica no se tratan de forma exhaustiva en la legislación de la Unión vigente ” . El ejecutivo también reconoce que esta decisión estuvo influida por el deseo de algunos Estados miembros de explotar hidrocarburos no convencionales, a pesar de los objetivos incumplidos del Protocolo de Kioto y del compromiso europeo de 2011 de "alcanzar un objetivo. Una reducción vinculante de las emisiones de gases de efecto invernadero y un aumento de la participación de las energías renovables (…) todas las decisiones relativas a la explotación de combustibles fósiles no convencionales deben situarse en el contexto de la necesidad de reducción de emisiones ” y se preocupa de que “ el uso combinado de fracturación hidráulica de gran volumen y perforación direccional (especialmente horizontal) a una escala y con una intensidad sin precedentes en la Unión plantea problemas específicos, en particular para la salud y el medio ambiente. " En la Comisión, por lo tanto quiere un mínimo de supervisión.

La Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas  (en) (AIPPG) acogió con satisfacción esta decisión, ya que considera que es "un paso en la dirección correcta" , disfrutando en particular de que Europa cree que "una serie de legislación vinculante - a nivel de la Unión Europea así como de los Estados miembros - ya se aplica a las operaciones de extracción de gas de esquisto ” y que la legislación actual es suficiente, según ella, para garantizar que “ el gas de esquisto pueda desarrollarse en Europa respetando el medio ambiente ” . Sin embargo, la AIPPG está preocupada por la inclusión por parte de Europa de un doble objetivo, esta vez vinculante, en el futuro paquete clima-energía 2030. Por el contrario, la decisión de la Comisión de no regular la fracturación hidráulica es juzgada con dureza por aquellos que creen que la subsidiariedad no puede invocarse. relativo a la extracción de hidrocarburos por riesgos sanitarios y climáticos que serán globales y compartidos. Para Europe Écologie Les Verts , “la Comisión Europea simplemente ha renegado de su compromiso de proponer una legislación adaptada a los riesgos de la fracturación hidráulica” . La ONG Les Amis de la Terre critica a Europa por abandonar "cualquier deseo de proponer normas vinculantes sobre la exploración y explotación de gas y petróleo de esquisto", mientras que Agir pour l'Environnement , France Libertés y la Red de Acción Climática (RAC) critican estas recomendaciones por estando "lejos de ser una directiva vinculante que pueda disuadir a los fabricantes de explotar el gas de esquisto en Europa" .

La Comisión no oculta el deseo de poner "a los operadores en pie de igualdad, aumentar la confianza de los inversores, mejorar el funcionamiento del mercado único de la energía, disipar las preocupaciones del público y posiblemente eliminar el problema". Oposición a la explotación del gas de esquisto '  ; pero no exime a los Estados de sus responsabilidades en caso de accidente o contaminación crónica, al contrario. Precisa que corresponde a los Estados miembros “tomar las medidas necesarias para que la formación geológica de un sitio sea apta para la exploración o producción de hidrocarburos por fracturación hidráulica en grandes volúmenes. Es importante que se aseguren de que los operadores realicen una caracterización del sitio potencial, así como de la superficie circundante y subterránea y una evaluación de los riesgos asociados ” . Para ello, las autoridades competentes deben basar sus valoraciones y decisiones "en una cantidad de datos suficiente que permita caracterizar el área de exploración y producción potencial y la identificación de todas las posibles vías de exposición". Entonces sería posible evaluar los riesgos de fuga o migración de fluidos de perforación , fluidos de fracturamiento hidráulico, materiales naturales, hidrocarburos y gas del pozo o la formación objetivo, así como el riesgo de sismicidad inducida. " ... basándose " en las mejores técnicas disponibles y teniendo en cuenta los resultados pertinentes del intercambio de información organizado por los servicios de la Comisión entre los Estados miembros, las industrias interesadas y las organizaciones no gubernamentales que trabajan para la protección del medio ambiente " y asegurando " anticipar el cambio en el comportamiento de la formación objetivo, de las capas geológicas que separan el reservorio del agua subterránea, así como de los pozos existentes u otras estructuras antropogénicas expuestas a las altas presiones de inyección aplicadas en el contexto de fracturamiento en grandes volúmenes y en los volúmenes de fluidos inyectados ” y actualizar la valoración “ durante el ejercicio de las actividades, cada vez que se recogen nuevos datos ” .

Estas nuevas medidas comprometen a los Estados europeos a, en particular:

  • condicionar la exploración y / o explotación de hidrocarburos de roca madre a una adecuada evaluación previa del impacto ambiental;
  • elaborar reglas claras sobre las restricciones que les gustaría imponer a estas actividades;
  • proporcionar al público toda la información disponible sobre evaluaciones de impacto;
  • brindar al público una oportunidad real de participar lo antes posible en el desarrollo de estrategias nacionales sobre hidrocarburos no convencionales;
  • seguir con el mayor cuidado las distintas etapas de esta actividad gasífera (elección de los sitios de exploración y producción, estudio de la situación de referencia (estado cero del estado ecológico del sitio), diseño y construcción de las instalaciones, agrupando la infraestructura en un área para reducir molestias, establecer y hacer cumplir requisitos operativos, monitorear el uso de químicos, asegurar que el operador asume su responsabilidad ambiental, hasta el final de la vida útil de los pozos y sitios, lo que también implica garantías financieras por parte del operador, etc.);
  • "Establecer los límites mínimos de profundidad a observar entre la zona a fracturar y el agua subterránea" .

A la espera de un posible refuerzo de la legislación, la fracturación hidráulica de gran volumen debe, por tanto, respetar al menos en Europa:

  • La Directiva 89/391 / CEE del Consejo por la que se establecen disposiciones en el ámbito de la salud y la seguridad de los trabajadores y la Directiva 92/91 / CEE relativa a la extracción de minerales mediante perforación (que establece requisitos mínimos de seguridad y protección de la salud de los trabajadores);
  • Directiva 94/22 / CE sobre las condiciones para la concesión y el ejercicio de las autorizaciones de prospección, explotación y extracción de hidrocarburos (autorizaciones que no deben concederse de forma discriminatoria);
  • la directiva marco sobre el agua (2000/60 / CE) que requiere que el operador obtenga una autorización para la extracción de agua y que prohíbe la descarga directa de contaminantes en las aguas subterráneas;
  • Directiva 2001/42 / CE (sobre evaluación estratégica del impacto ambiental, evaluación de planes y programas relacionados con la energía, la industria, la gestión de residuos, la gestión del agua, el transporte y el uso de la tierra);
  • Directiva 2004/35 / CE, sobre responsabilidad medioambiental (se aplica en particular a la gestión de residuos y extracción de agua);
  • Directiva 2006/21 / CE sobre residuos mineros (residuos superficiales y subterráneos) de la exploración y producción de hidrocarburos por fracturación hidráulica en grandes volúmenes;
  • Directiva 2006/118 / CE que, con el fin de proteger las aguas subterráneas, obliga a los Estados miembros a adoptar medidas para prevenir o limitar la introducción de contaminantes en las aguas subterráneas;
  • el Reglamento REACH n o  1907/2006, que requiere la grabación, evaluación y autorización de sustancias químicas con restricciones para estas sustancias;
  • regulación biocida n o  528/2012 que se aplican a los biocidas presentes en los fluidos de fracturación  ;
  • la directiva marco sobre residuos 2008/98 / CE 12 (se refiere, en particular, a las condiciones de reciclado / reutilización de los fluidos que emergen en la superficie tras la fracturación hidráulica durante la producción);
  • Reglamento (UE) n o  525/2013 / UE sobre el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero (incluyendo cualquier fuga de metano en la explotación de gas, el transporte de gas ...);
  • Decisión N o  406/2009 / CE que exige la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero por cada Estado miembro hasta 2020, incluidas las emisiones fugitivas de metano;
  • Directiva 2010/75 / UE que pide la prevención de determinadas emisiones industriales (enumeradas en el Anexo I de dicha directiva);
  • Directiva 2011/92 / UE, que exige un estudio de impacto para cualquier proyecto de extracción de petróleo o gas natural con fines comerciales, desde 500  t / día para petróleo y 500.000  m 3 por día para gas, con una "revisión rigurosa de los proyectos de perforación profunda y instalaciones de superficie para la extracción de petróleo y gas "  ;
  • Directiva 96/82 / CE sobre el riesgo de accidentes graves relacionados con sustancias peligrosas  ;
  • (a partir de 1 st de junio de 2015), Directiva 2012/18 / UE que impone medidas especiales para prevenir accidentes graves cuando se superan determinados umbrales en términos de almacenamiento de productos peligrosos. El operador también debe limitar las consecuencias ambientales y para la salud de un posible accidente (incluido el almacenamiento subterráneo de gas);
  • legislación general de la Unión, pero, especifica la Comisión, la legislación medioambiental europea ha sido, sin embargo, “desarrollada en un momento en el que la fracturación hidráulica de gran volumen todavía no se practicaba en Europa (…) determinados aspectos medioambientales asociados con la exploración de yacimientos y la producción de hidrocarburos mediante esta técnica no se tratan de forma exhaustiva en la legislación de la Unión vigente, en particular en lo que respecta a la planificación estratégica, la evaluación de riesgos del subsuelo, la integridad del pozo, la evaluación de las condiciones iniciales y el seguimiento operativo, la captura de las emisiones de metano y la publicación de información sobre los productos químicos. utilizado para cada pocillo ” .

Situación actual en Europa

Solo Francia y Bulgaria han prohibido por completo la fracturación hidráulica en términos de exploración y explotación. Los otros países han otorgado permisos de exploración:

  • Alemania: estudios preliminares en curso. Trece permisos de funcionamiento emitidos;
  • Bulgaria: se prohíbe la fracturación hidráulica;
  • Dinamarca: dos permisos de exploración emitidos en 2013. Pruebas de fracturamiento hidráulico previstas para 2014;
  • España: estudios preliminares y perforación exploratoria en curso (sin fracturamiento). Prohibida la fracturación hidráulica en Cantabria;
  • Francia: prohibida la fracturación hidráulica (ley de 13 de julio de 2011);
  • Hungría: perforación exploratoria y fracturación hidráulica en curso. Permisos de exploración emitidos;
  • Italia: ningún desarrollo planificado;
  • Lituania: perforaciones exploratorias previstas. Un permiso de exploración emitido;
  • Noruega: ningún desarrollo planificado;
  • Países Bajos: moratoria sobre perforación y fracturación hidráulica;
  • Polonia: perforación exploratoria en curso. Operación "experimentalmente" en curso, comercialización prevista para 2015;
  • Reino Unido: perforación exploratoria y fracturación hidráulica en curso;
  • Rumanía: estudios preliminares en curso. Varios permisos de exploración emitidos;
  • Suecia: varios permisos de exploración emitidos.

Aspectos ambientales

Balance energético global y emisiones de gases de efecto invernadero

El cálculo del saldo total con respecto a la contribución al efecto invernadero implica sumar al CO 2resultante de la combustión del gas, el que proviene del petróleo gastado para la construcción y operación de pozos, pero también el metano que se escapa a la atmósfera durante la extracción y durante el transporte del gas. Las fugas son visibles (en infrarrojos, que se muestran en la película Gasland ) , y la NOAA ya había identificado en 2007 columnas ocasionales de aire contaminado por metano, butano y propano, y luego en 2008 de nuevos equipos en la región, lo que permitió el muestreo en tiempo real y análisis que mostró la Cuenca Denver-Julesburg como su origen, donde se han perforado más de 20.000 pozos de petróleo y gas en 40 años. Se realizó una cuantificación más detallada de las fugas en esta cuenca en 2011 por dos equipos separados, de la Universidad de Cornell y la EPA ( Agencia de Protección Ambiental ). Estos dos equipos concluyeron en 2011 que todavía faltaban datos confiables (pocas mediciones de campo reales, a pesar de la presencia de decenas de miles de pozos) pero, según los datos disponibles, las emisiones de metano del gas de esquisto eran altas. afirmó la industria del gas.

Según datos de la EPA y de la propia industria del gas, Robert Howarth (Universidad de Cornell) afirmó en 2011 en Climatic Change Letters que la huella de carbono del gas de esquisto supera la de los pozos de gas convencionales.

De hecho, cada pozo de gas de esquisto pierde entre un 3,6% y un 7,9% de su metano a la atmósfera (esto es, entre un 30% y un 200% más que un pozo convencional). R. Howarth propone aplicar estos no el índice de pérdidas Potencial de Calentamiento Global (PRG) retenido por el 4 º  del informe de evaluación IPCC (o 72 veces el potencial de calentamiento global de CO 2por un período de 20 años), pero el índice propuesto en 2009, por Drew Shindell de la NASA , superior en un 23% en promedio, porque integra las interacciones climáticas de los gases de efecto invernadero (GEI) con los aerosoles particulados del aire, y calculó que la huella de CO 2 equivalente de un pozo de gas de esquisto en 20 años sería de un 20 a un 50% más alto que si se hubiera utilizado carbón para producir la misma cantidad de energía.

En 2012, la naturaleza masiva de las fugas de metano fue confirmada por análisis realizados en 2011-2012, publicados en un informe de la NOAA ( Administración Nacional Oceánica y Atmosférica ) en la revista Nature (febrero de 2012); el CH 4perdida en el aire es al menos el doble de la cantidad anunciada por la industria del gas; en la cuenca Denver-Julesburg (cerca de Denver ) en operación, alrededor del 4% de la producción se pierde a la atmósfera (sin tener en cuenta otras pérdidas de los sistemas de tuberías y distribución). Estos números confirman la evaluación de Howarth de 2011, que había sido cuestionada por la industria del gas y algunos académicos.

El proceso de fracturamiento involucra las primeras liberaciones irregulares (burbujas de gas y “eructos de producción”) que las compañías de gas liberan al aire al comienzo (que duran un mes o más). Solo cuando la producción es regular, el pozo se conecta a una tubería. Al final de su vida, pueden producirse otras fugas más difusas. Los nuevos datos de campo muestran que una pequeña porción del CH 4perdidos provienen de tanques de GLP (existencias previas al envío), "pero una gran parte [el CH 4] es solo gas crudo que se escapa de la infraestructura ” , con una pérdida de 2.3 a 7.7%, una estimación promedio de 4%, ligeramente superior a la realizada por la Universidad de Cornell en 2011 (de 2, 2% a 3.8%) para pozos y esquisto. producción de gas. Esta estimación también es más alta que la anterior de la EPA (que revisó su metodología, "que en 2011 casi duplicó el inventario oficial de emisiones de la industria del gas natural durante la última década a Estados Unidos" ). El 1,9% del gas perdido durante la vida útil de un pozo se escapa del pozo mismo como resultado de la fractura. La captura y almacenamiento de este gas y los resultantes del proceso de fracturamiento es técnicamente factible, pero demasiado costoso dependiendo de la industria del gas.

La EPA anunció para abril 2012 un reglamento que promueva tales cambios regulando las emisiones de los campos de gas.

Robert Howarth especifica que el gas de esquisto podría haber tenido cierta ventaja sobre el carbón si solo se quemara en centrales eléctricas eficientes para producir electricidad, pero desafortunadamente solo el 30% del gas estadounidense se usa para generar electricidad, el 70% se destina a calefacción individual, que no se beneficia de tal ventaja.

Sin embargo, la administración Obama en Estados Unidos estimó en 2009 que la intensificación de la explotación de gas de esquisto reduciría las emisiones de gases de efecto invernadero .

Pero, si la sustitución del carbón por gas de esquisto para la producción de electricidad permitió en 2012 una ligera disminución de las emisiones de CO 2en Estados Unidos (compensado en parte por el aumento de las emisiones de metano), el carbón, que había perdido sus salidas en Estados Unidos, se exportó a gran escala, en particular a Europa (ver capítulo Aspectos macroeconómicos - Temas geoestratégicos ), donde ha contribuido a incrementar las emisiones de CO 2Por tanto, a nivel mundial, el gas de esquisto ha provocado un aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero: las emisiones derivadas de la producción de metano, principal componente del gas natural, cuyo potencial de calentamiento global es muy elevado, y las emisiones de CO 2 . producido por la exportación de carbón a Europa.

La EIA anunció la13 de enero de 2014que las emisiones de CO 2 La energía relacionada con la energía de EE. UU. En 2013 creció en aproximadamente un 2%, ya que el carbón recuperó participación de mercado frente al gas deabril 2013. Por lo tanto, las ganancias atribuidas al gas de esquisto solo habrán persistido durante 2 años.

El presidente Obama anunció la14 de enero de 2015un objetivo de reducción del 40% de las emisiones de metano en la producción y transporte de gas de esquisto para 2025, cuando la tendencia natural las llevaría a aumentar en un 25%. El metano representa el 10% de las emisiones de gases de efecto invernadero en los Estados Unidos; Según Fred Krupp, presidente del Fondo de Defensa Ambiental, estas fugas contaminan hasta 180 centrales eléctricas de carbón. La Agencia de Protección Ambiental tiene la intención de endurecer las regulaciones para nuevas instalaciones de petróleo y gas; presentará sus propuestas en el verano de 2015, para su aplicación en 2016.

Impactos ambientales de la explotación de gas de esquisto

Impacto en el agua y el aire del sitio

Las preocupaciones ambientales y de salud relacionadas con la fracturación hidráulica aparecieron oficialmente alrededor de 2010 , en particular con la EPA que, a solicitud del Congreso estadounidense, decidió estudiar (de 2010 a 2012) sus consecuencias en el agua potable y la salud pública , después de la publicación. de una primera síntesis en 2004, y fuertes alertas sobre el área de Barnett Shale por la revista American Scientist . Estas alertas sobre emisiones significativas de gases cancerígenos al medio ambiente fueron apoyadas por el documental Gasland de Josh Fox (2010). Los de contaminación de las capas freáticas superficiales por gas y fluidos de fracturación han sido explicados por el Institut Français du Pétrole , que los atribuye a una falla en la cementación de la parte superior del pozo. Este importante hecho ya había sido informado anteriormente y explicado en detalle en el trabajo de Stéphane Sainson publicado a principios de 2010. El Congreso de los Estados Unidos reservó un presupuesto para estas cuestiones en 2010 y la EPA encomendó su Oficina de Investigación y el desarrollo de un estudio científico a se lanzará en 2011, después de talleres y consultas de expertos (de julio aseptiembre 2010) y convocatoria pública de conocimientos especializados sobre los posibles efectos de la fracturación hidráulica en los recursos de agua potable. La EPA está planeando una revisión por pares del estudio. En varios países se han producido manifestaciones de ciudadanos y asociaciones en oposición a este método de extracción así como al uso continuado de combustibles fósiles.

Un informe hecho público sobre 5 de febrero de 2014establece que los 40.000 pozos excavados desde 2011, la mitad de los cuales están en Texas , han consumido 370.000.000  m 3 de agua. Sin embargo, tres cuartas partes de estos pozos están ubicados en regiones semiáridas o propensas a la sequía, lo que sugiere un conflicto entre esta industria y otros usuarios del agua. En algunas áreas, el nivel freático ha caído cien metros en los últimos años. Según este informe, "el auge del fracking de petróleo y gas requiere más agua de la que tenemos a nuestra disposición" .

Según estudios recientes, “se utilizan cientos de productos químicos en las técnicas de perforación, la mayoría de los cuales son tóxicos e incluso cancerígenos. Estos contaminantes pueden infiltrarse en las aguas subterráneas, contaminar el agua que consumimos y por tanto tener efectos sobre nuestra salud. A esto se suma el tema del reprocesamiento de las aguas residuales que salen a la superficie y que no sabemos cómo tratar. "Explicó el D r Pierre Souvet, presidente de la Asociación Salud Medio Ambiente Francia en un comunicado de prensa. ASEF se ha movilizado para luchar contra la explotación de este gas en Francia y ha denunciado sus peligros para la salud. En un despacho de AFP fechado28 de agosto de 2012, ASEF denunció los peligros de la explotación de gas de esquisto para la salud. Tres días después, la Asociación de Perforadores y Comerciantes del Petróleo (AFMP) protestó contra estas declaraciones.

Contaminación del aire distante

Este tipo de contaminación ha sido destacado por varios estudios que comenzaron en 2015. Proviene de pistas y luego evidencia que muestra que las fugas de pozos e instalaciones relacionadas pueden afectar la calidad del aire a grandes distancias.

Las fugas de la perforación y el transporte de gas no solo contienen metano; también introducen en el aire otros gases, incluidas cantidades significativas de etano (un hidrocarburo gaseoso de fórmula C 2 H 6). El etano es un trazador atmosférico interesante porque está asociado con las emisiones de metano termogénico (gas de esquisto, gas natural, humos de petróleo ligero) pero no con las emisiones de metano biogénico, por lo que se ha monitoreado durante varios años (incluso desde el espacio) y modelado. .

Según un estudio publicado en Mayo de 2015por la revista Atmospheric Environment , el etano permite rastrear columnas invisibles resultantes de fugas de pozos; hasta cientos de millas a favor del viento de las áreas mineras, incluso en los Estados Unidos en estados que han prohibido o controlan más estrictamente el fracking . Por lo tanto, el nivel de etano en el aire ha aumentado de manera anormal en partes de los Estados Unidos a partir de 2010 , incluso en estados donde se suponía que no debía emitirse y donde los COV estaban disminuyendo en el aire desde 1996. El nivel de etano en el aire, por lo tanto, ha aumentado del 7 al 15% del total de carbono orgánico no metano presente en el aire en 3 años (aumento "de aproximadamente un 30% de 2010 a 2013" ) en Maryland, donde nada parece poder explicar esto fenómeno. Se encontró que los valores horarios medidos por las estaciones de monitoreo fotoquímico en Baltimore y Washington DC estaban fuertemente correlacionados con la dirección del viento y los cambios en la actividad de fracturación hidráulica en la cuenca de Marcellus (donde el gas de esquisto se explota ampliamente durante algunos años), a una gran distancia río abajo. (con respecto al viento) desde el punto de medición. Los modelos meteorológicos (basados ​​en la rosa de los vientos y la velocidad del viento) confirmaron que Maryland estaba expuesto a las colas de las emisiones distantes de Pensilvania , Virginia Occidental y Ohio . En Maryland, los vientos predominantes se originan en la cuenca de Marcellus 2/3 del tiempo. El estudio permitió excluir las otras causas que posiblemente podrían haber explicado estos nuevos picos atmosféricos de etano y mostró que tales picos no existían para Atlanta ( Georgia ), que se encuentra en una región no afectada por la explotación generalizada de gas natural y sin nuevas operaciones de petróleo y gas. Este trabajo está en línea con estudios anteriores que muestran que se ha subestimado la contaminación por metano inducida por la explotación de gas de esquisto. Y confirman que la perforación también tiene efectos a distancia, sabiendo que aquí se considera al etano como un trazador de otros gases más nocivos (mercurio) o más "reactivos" de pozos, pero también de instalaciones y trabajos de perforación, terminación, reactivación y fin de obra. -seguridad de vida de los pozos (óxidos de nitrógeno, contaminación por partículas, dióxido de azufre y vapores de hidrocarburos también fuentes de contaminación del aire). Para Ehrman, estos resultados muestran que ya no se puede hablar de contaminación local, sino que hay un “problema regional” . Agrega que los autores querían con esta publicación "traer este tema a la atención del público, abogar por el monitoreo a largo plazo del metano y promover la cooperación regional en el monitoreo y reducción de emisiones de la producción de gas natural" .

Consumo de agua

Cada pozo requiere una cantidad significativa de agua. Solo se recupera una parte del agua, contaminada por los aditivos de los fluidos de fracturamiento .

En 2012 , la sequía en los Estados Unidos enfrentó a los agricultores y algunas ciudades con los petroleros para acceder al recurso. Por ejemplo, en Texas (en una situación de sequía desde el verano de 2011), los municipios han prohibido el uso de agua para pozos y otras ciudades han prohibido su transporte. La16 de julioPensilvania prohibió a las aproximadamente sesenta empresas de perforación que operan el campo Marcellus en particular bombear agua de ciertos ríos, mientras que los petroleros de Texas y Montana o Dakota también luchaban por obtener agua. En algunos estados, los agricultores que tenían derecho al agua venden su agua a camiones cisterna a un precio que se duplicó a raíz de la ola de calor, lo que obstaculizó el establecimiento de nuevos pozos. Los agricultores de Colorado ven que las empresas de perforación más ricas compran agua de las subastas de recursos hídricos (una forma común de asignar este recurso en los Estados Unidos). Al mismo tiempo, el sector nuclear y otras centrales eléctricas corren el riesgo de quedarse sin agua para enfriar.

Como toda perforación profunda (búsqueda de agua, búsqueda de petróleo, perforación geotérmica, etc.), el impacto geológico e hidráulico en el subsuelo puede llevar a levantar inexorablemente las áreas modificadas, socavando las construcciones (grietas) con agua indeseable. Y en exceso. en algunas zonas, o por el contrario, hundir el terreno si desaparece demasiada agua del subsuelo. La regla básica es no explotar un pozo cercano a las construcciones: el incumplimiento de estos prerrequisitos por parte de científicos y empresas plantea un problema. Una perforación de gas de PT Lapindo Brantas en28 de mayo de 2006provocó un volcán de lodo en la isla de Java ( volcán de lodo Sidoarjo ); los flujos ahogaron 12 aldeas.

Riesgos sísmicos

Existe un vínculo demostrado entre la fracturación hidráulica y los terremotos, y más particularmente con la reinyección de aguas residuales (o, más a menudo aún, agua extraída, conocida como "  agua producida  " y no apta para el consumo) y productos químicos en el lecho rocoso, transportados para deshacerse de estos contaminantes evitando dañar las capas freáticas. Enjunio 2011, la empresa Cuadrilla Resources tuvo que interrumpir su actividad exploratoria en el noroeste de Gran Bretaña, debido a varios terremotos de magnitud 1,5 a 2,3.

Estos terremotos se deben principalmente a la inyección de agua. Fenómenos similares ya se habían reconocido en Colorado en 1967 , el sitio de producción de armas químicas Rocky Mountain Arsenal  (en) , cuando el ejército liberó la inyección en el sótano profundo de líquidos asociados con la producción de gas (terremoto de magnitud 4.7). Esto había llevado a que se detuvieran estas inyecciones.

El preocupante aumento de estos terremotos inducidos ha llevado al Servicio Geológico de Estados Unidos a incluir, desde 2014, la probabilidad de terremotos inducidos en su Modelo Nacional de Riesgo Sísmico anual, utilizado como documento principal para la construcción de infraestructura de transporte y para el diseño de contingencias de desastres. planes.

En su recomendación de Enero 2014, la Comisión Europea pide a los Estados miembros que "adopten normas claras sobre posibles restricciones a las actividades, por ejemplo en áreas protegidas o expuestas a inundaciones o terremotos, y las distancias mínimas que deben observarse entre los lugares donde tienen lugar los hechos. Actividades autorizadas y áreas residenciales y áreas de protección de agua ” .

El caso de Oklahoma

Al igual que con la vecina Texas , el sector petrolero representa una parte significativa de la economía de Oklahoma , representando el 20% de los empleos en 2015, gran parte atribuible al reciente desarrollo de gas de esquisto.

La proliferación de sitios de perforación de gas de esquisto y la reinyección en formaciones de esquisto de aguas residuales y productos químicos utilizados ha provocado un aumento exponencial de los terremotos inducidos desde 2008. Por lo tanto, mientras que Oklahoma solo había experimentado 21 terremotos de magnitud 3 o más entre 1973 y 2008, esta cifra aumentó a más de 900 en 2015 (es decir, dos terremotos y medio por día). Se discute la asignación al fenómeno del terremoto de 2011 en Oklahoma  (en) , de magnitud 5.7, y sentido en 17 estados. Después de varios años de negar el vínculo entre el fracking (la explotación de gas de esquisto) y los terremotos, la gobernadora del estado, Mary Fallin , el Servicio Geológico de Oklahoma y la Comisión de Corporaciones de Oklahoma han reconocido desde 2015 el vínculo intrínseco entre estos dos fenómenos. En 2012, el Servicio Geológico de EE. UU. Ya había anunciado que en Oklahoma el número anual de terremotos de magnitud superior a 3 aumentó 20 veces entre 2009 y 2011, en comparación con el medio siglo anterior. Oklahoma no es el único estado afectado, California , Dakota del Norte y Texas también han sufrido fenómenos de este tipo.

Riesgos relacionados con la profundidad

Varios tipos de riesgos y peligros están relacionados con la profundidad de la perforación o agravados por las condiciones fisicoquímicas que se encuentran en la profundidad. Estos son en particular:

  • Riesgos toxicológicos y ecotoxicológicos  ; se refieren a la salud humana y los ecosistemas de la superficie. Están relacionados principalmente con el contenido de radionucleidos , metales pesados ( mercurio en particular), ácido, sulfuro de hidrógeno , etc. partículas y fluidos (líquidos, gases) extraídos durante la perforación. Cuanto más profundo es el pozo, más "sucios" están los gases. Estos contaminantes o contaminantes se suman a los que contienen los lodos de perforación y los fluidos de fracturación .
  • Riesgos asociados a una mayor dificultad para controlar los pozos verticales, pero sobre todo pozos horizontales muy profundos debido a una temperatura que destruye todos los sensores electrónicos de medición in situ disponibles . Así, en la lutita Haynesville (Haynesville Shale) que ahora queremos extraer en Texas y el norte de Louisiana, el gas se encuentra entre 10,500 y 13,500 pies, en capas geológicas cuya temperatura es "extrema. (260 a 380  ° F ).
  • Riesgos relacionados con la necesidad de aumentar la presión hidráulica de fracturamiento (riesgo sísmico, pero también riesgo de rotura de parte de la instalación en superficie con reventón , es decir expulsión repentina de gas y lodo y posiblemente parte de las tuberías del pozo) . De hecho, en depósitos profundos como los de Haynesville, la presión alcanza más de 10,000  psi y requiere al menos el doble de la presión que se usa habitualmente para el fracturamiento, contando con una potencia hidráulica mucho mayor que la del fracturamiento convencional, lo que aumenta el costo y importancia de las instalaciones de superficie, pero también la severidad de los efectos en caso de explosión y / o reventón .
  • Riesgos ligados a la producción de depósitos incrustantes en las tuberías (aguas arriba de las instalaciones de depuración de gases). Se trata, por un lado, de cristalizaciones minerales de carbonato cálcico (CaCO 3) Y varias sales (incluido el sulfuro de plomo y el sulfuro de zinc ) que se encuentran en las paredes de los pozos y las tuberías en el momento de la descompresión y enfriamiento de los fluidos suben desde el fondo. Se les llama "tártaros exóticos". También existe el riesgo de producción de biopelículas . El enredo puede ser grueso y producirse rápidamente, hasta el punto de impedir el buen funcionamiento del árbol de Navidad y bloquear las válvulas de seguridad. Es por ello que los fabricantes utilizan “inhibidores de incrustaciones químicas”, entre ellos poderosos biocidas , pero con el riesgo de seleccionar microbios cada vez más resistentes, siendo los mejores candidatos precisamente los que se encuentran en ambientes extremos (los llamados extremófilos ).
  • Existen incertidumbres sobre la importancia del riesgo sísmico inducido  ; a altas presiones del suelo y bajo el efecto de una mayor presión hidráulica, las interacciones con los sistemas de fallas naturales podrían ser mayores. Posibles efectos relacionados con microbios extremófilos profundos (posiblemente aún desconocidos), que podrían alimentarse de ciertos compuestos biodegradables proporcionados por los fluidos de fracturación.

Intereses antagónicos y cabildeo

El tema del gas y el petróleo de esquisto es objeto de una fuerte controversia, debido a intereses en conflicto, y una sensibilidad de la población más receptiva a los impactos ambientales directos y los efectos a largo plazo sobre el calentamiento global que a los problemas geopolíticos de corto plazo. Se han realizado manifestaciones en muchos países para exigir la prohibición del uso de esta técnica. La prohibición de la fracturación hidráulica también ha sido confirmada repetidamente por el gobierno de Francia.

Perspectiva global

Resumen: reservas y producción

Según Rystad Energy citado por Les Échos , las principales reservas de gas de esquisto en 2019 son las de Estados Unidos: 1.187 Tcf (miles de millones de pies cúbicos ), Canadá: 329 Tcf, Brasil: 209 Tcf, China: 95 Tcf, Australia: 75 Tcf , India: 58 Tcf y Arabia Saudita: 58 Tcf.

Reservas de gas de esquisto en 2013
País Reservas no probadas
(en billones de metros cúbicos)
Mundo Mundo 207
porcelana 32
Argentina 23
Argelia 20
Estados Unidos 19
Canadá dieciséis
México 15
Australia 12
Africa del Sur 11
Rusia 8
Brasil 7

Las reservas no probadas de gas de esquisto en el mundo se estimaron en 2013 en 207.000 millones de metros cúbicos (32% de las reservas totales de gas natural). A título indicativo, el consumo mundial de gas natural fue de 3222 millones de metros cúbicos en 2011. Las reservas de gas de esquisto se encuentran repartidas por todos los continentes excepto China , Argentina , Argelia y Estados Unidos, siendo Estados Unidos los mayores tenedores en este orden.

África

Africa del Sur

El gobierno sudafricano ha decidido levantar el 8 de septiembre de 2012, la moratoria establecida en 2011 sobre la exploración de gas de esquisto.

Argelia

La Argelia , el cuarto exportador mundial de gas, decidió desarrollar su considerable potencial de gas de esquisto. Según los resultados preliminares de la evaluación del potencial de gas no convencional encargada por el Ministerio de Energía, las reservas de gas no convencional de Argelia son tan grandes como las de Estados Unidos. La ley de hidrocarburos debe modificarse para introducir las regulaciones necesarias para la explotación del gas no convencional, que se ha convertido en una necesidad para que el país pueda satisfacer la demanda local y garantizar su independencia energética para 2050. Argelia tiene 19,8 billones de metros cúbicos de reservas de gas de esquisto. , cuatro veces más que sus reservas de gas convencional. Sin embargo, la cantidad varía según la fuente. Para desarrollar este potencial, el grupo público Sonatrach se ha asociado con Shell , Eni y Talisman . En 2011, cavó sus primeros pozos de gas de esquisto en la cuenca Ahnet, cerca de Tamanrasset .

En abril de 2017, sin embargo, el gobierno anunció su intención de abandonar la explotación de gas de esquisto en favor de las energías renovables. Anteriormente, de enero aabril 2015Las perforaciones en la región de In-Salah habían provocado manifestaciones, reprimidas violentamente, de habitantes preocupados por las consecuencias de las perforaciones en el medio ambiente.

Túnez

Aprovechando la inseguridad jurídica, la producción de gas de esquisto en Túnez comenzó en 2010. Varias empresas como Winstar Resources, PERENCO o Cygam Energy ya han comenzado a utilizar el método de fracturamiento hidráulico. El gobierno tunecino le dijo a Shell enseptiembre 2012prospección en la región de Kairouan (aún no confirmado: en fase de investigación). Esta decisión no es unánime y comienzan a levantarse voces en contra de este proyecto. La nueva constitución tunecina adoptada enEnero 2014otorga a la Asamblea Nacional el derecho de escrutinio sobre la explotación de los recursos naturales (artículo 13). En ausencia de disposiciones para supervisar adecuadamente la exploración de gas de esquisto, las solicitudes de Anadarko para explorar el gas de esquisto en Túnez fueron rechazadas, lo que provocó la salida del grupo estadounidense de petróleo y gas en 2017.

América del norte

Canadá

La producción de gas de esquisto alcanzó los 2.100 millones de metros cúbicos en 2012.

Quebec

Se realizaron exploraciones pero la población exigió una moratoria por la seguridad de sus recursos hídricos, su medio ambiente y su salud.

En 2010, trece empresas adquirieron derechos de explotación en un territorio ubicado principalmente en el Valle de San Lorenzo .

El proyecto general se estimó recientemente en alrededor de 20.000 pozos en las áreas de concesión. Esto representaría aproximadamente 40.000  km de conductos subterráneos y un pozo aproximadamente cada kilómetro.

Las industrias presentes son:

  • Junex Inc.
  • Gastem Inc.
  • Petrolympia Inc.
  • 333817 Alberta Ltd
  • Molopo Canada Inc.
  • Altai Resources Inc.
  • Talisman Energy Inc.
  • 9220-5558 Quebec Inc.
  • Greencastle Resources Ltd
  • Exploración Intergaz, Seco
  • Squatex Resources & Energy inc.
  • Corporación de Recursos X-Terra
Estados Unidos

El primer pozo de gas comercial perforado en Estados Unidos, en Fredonia ( Estado de Nueva York ) en 1821 , fue un pozo artesanal (excavado con pala, de 9  m de profundidad) que explotaba gas de esquisto de la formación Devonian de Fredonia. Los pozos de petróleo de Drake en 1859 eclipsaron la producción de gas de esquisto, al igual que los grandes volúmenes producidos por los reservorios de gas convencionales, antes de que estos últimos tendieran a agotarse.

En 1996, los pozos de gas de esquisto en los Estados Unidos produjeron sólo 0,3 TCF (billones de pies cúbicos: 1 Tcf vale 28,3 mil millones de metros cúbicos), o el 1,6% de la producción de gas de los Estados Unidos; la producción se triplicó con creces en 2006, alcanzando 1,1 TCF por año, o el 5,9% de la producción nacional.

En 2005, ya había 14,990 pozos de gas de esquisto en Estados Unidos. En 2007 se perforaron un récord de 4.185 pozos de gas de esquisto. En 2007, los campos de gas de esquisto ocuparon un lugar destacado entre los principales campos de gas de los Estados Unidos en términos de volúmenes producidos; por lo tanto, el Barnett / East Newark se clasificó 2 º  lugar, mientras Antrim calculó 13 º  lugar, y pequeñas empresas como Range Resources sabía un desarrollo espectacular.

A principios de 2011, había 493.000 pozos de explotación activos, incluidos 93.000 en Texas y 71.000 en Pensilvania .

Un estudio del MIT estima que el gas natural abastecerá el 40% de las necesidades energéticas de Estados Unidos en el futuro, frente al 20% actual, gracias en parte a las abundantes reservas de gas de esquisto. Según la Agencia Internacional de Energía (Noviembre 2012), Estados Unidos se convertirá en el mayor productor de gas en 2015.

Para poder aprovechar estas reservas, se promulgó una ley que prohíbe a los propietarios negarse a perforar gas de esquisto en sus tierras.

El martes 21 de junio de 2011La Comisión de Petróleo y Gas de Arkansas (Comisión de Petróleo y Gas de Arkansas ), aprobó una moratoria que prohíbe temporalmente la fractura de explotación debido a los 1220 terremotos registrados con esta técnica desde principios de año y notablemente una magnitud de 4,7 en la escala de Richter . Además, los impactos sobre el medio ambiente y la salud humana son denunciados por el Sierra Club y el movimiento Stop the Frack Attack.

En 2010 había nueve operadores industriales:

  • Servicios BJ
  • Servicios completos de producción
  • Halliburton
  • Servicios energéticos clave
  • Patterson-UTI
  • RPC, Inc.
  • Schlumberger
  • Servicios de pozo superiores
  • Weatherford International

En 2013, la producción de gas de esquisto se estabilizó. Las grandes petroleras (ExxonMobil, BP, Total, Shell, ENI ...), que habían sucumbido demasiado rápido a la codicia, invirtieron en ella sumas muy importantes antes de reducir y reorientar inversiones y equipos de perforación (plataformas) hacia regiones donde se condensan ( gas licuado) y petróleo de esquisto, mucho mejor valorados en el mercado; en el primer semestre de 2013, las inversiones en América del Norte en petróleo y gas no convencionales cayeron a $ 26 mil millones en comparación con $ 54 mil millones en el primer semestre de 2012; las cuencas de Marcellus (Pensilvania) y Eagle Ford (Texas), que representan el 43% de la producción estadounidense, están experimentando un fuerte crecimiento, mientras que Barnett (Texas), Fayetteville (Arkansas) y especialmente Haynesville (frontera Arkansas-Texas - Luisiana), o 46 % entre ellos, han bajado considerablemente.

Además, los precios del gas, que habían caído drásticamente bajo el efecto del boom del gas de esquisto desde 2009, aumentaron drásticamente en 2013: en diciembre 2013, los precios de los contratos de futuros para el mes siguiente fueron de $ 4,28  / MBtu en comparación con $ 3,44  / MBtu enDiciembre 2012, o + 24%; el promedio de 2013 fue de $ 3.73  / MBtu en comparación con $ 2.83  / MBtu en 2012 (+ 32%); en 2014, se continuaron subiendo: 4,59  $ / MMBtu en junio, de 4,65  $ / MMBtu, en promedio, más de la 1 st  mitad.

Las cuatro principales empresas que operan en el gas de esquisto (Chesapeake, Southwestern, Devon y EOG) tuvieron que hacer provisiones para la depreciación de sus activos ( curiosamente en inglés) por un total de más de $ 42 mil millones para el período 2008-2012, donde habían generado solo $ 80 mil millones en flujo de caja mientras habían invertido $ 133 mil millones.

La protesta contra el gas de esquisto va en aumento: una encuesta realizada por el instituto estadounidense Pew Research Center en Septiembre 2013 revela que el 49% de los estadounidenses se oponen ahora al fracking, frente al 38% en marzo 2013.

El gobernador del estado de Nueva York, Andrew Cuomo, se pronunció sobre 17 de diciembre de 2014 Prohibir la fracturación hidráulica por los riesgos que presenta para la salud de las poblaciones.

La administración Obama anunció en marzo 2015el establecimiento de normas destinadas a regular mejor la perforación de hidrocarburos mediante fracturación hidráulica en terrenos del estado federal; Los fabricantes deberán cumplir con una serie de normas destinadas a prevenir la contaminación de las aguas subterráneas: en particular, se debe reforzar la estanqueidad de los pozos, las aguas residuales deben ser seguras y la lista de productos químicos inyectados en el suelo debe publicarse dentro de un plazo 30 días después de la operación. Estas medidas solo se refieren a terrenos propiedad del Estado Federal, es decir, el 11% de los recursos explotados en gas natural y el 5% de los campos petroleros, pero las petroleras temen que la normativa manche las normas adoptadas por los estados americanos. La Independent Petroleum Association of America (IPAA) y la Western Energy Alliance han presentado una denuncia, apuntando al costo adicional de esta regulación que según ellos podría llegar hasta los $ 97,000 por pozo, pero el ministerio estadounidense a cargo de estas medidas estima este costo adicional a $ 11,400 por operación de perforación, o menos del 1% del costo actual.

Europa

Todavía no produce gas de esquisto en 2014, pero el éxito de esta industria en América del Norte ha llevado a la industria del gas a reexaminar el potencial de los esquistos de Europa que son los más ricos en materia orgánica. El estado real de las reservas europeas sigue siendo incierto porque la única evaluación global realizada (por la EIA) se basa esencialmente en la geología conocida de los suelos y no en exploraciones. Según un documento del think tank franco-belga Institut Thomas More , Alemania, Lituania, Países Bajos, Polonia , Reino Unido y las comunidades autónomas del País Vasco y Aragón en España han realizado estudios preliminares para evaluar su potencial de esquisto. reservas de gas.

La empresa noruega Statoil , involucrada en una empresa conjunta con Chesapeake Energy para extraer gas de esquisto de Marcellus Shale en el noreste de Estados Unidos, ha expresado su deseo de capitalizar sus conocimientos para desarrollar gas de esquisto en Europa. La compañía también está llevando a cabo una campaña de adquisiciones en las formaciones de Marcellus, Bakken y Eagle Ford.

La empresa rusa Gazprom anunció enoctubre de 2009que estaba considerando comprar un productor de gas de esquisto estadounidense para adquirir experiencia que pudiera utilizar para desarrollar el potencial de Rusia. El italiano Eni ha adquirido una participación en Quicksilver Resources. La compañía petrolera francesa Total, que ya opera gas en alta mar, participa en una empresa conjunta con Chesapeake Energy en Barnett Shale en Texas , y anunció en 2014 que quería operar con Island Gas, GP Energy Ltd (17,5%). Egdon Resources UK Ltd (14,5%) y Corp Oil & Gas UK Ltd (13,5%) en Gran Bretaña en la cuenca Gainsborough Trough (240  km 2 ) ubicada en East Midlands en el centro-este del país, a través de un 40% participación en dos permisos de exploración y producción.

Las formaciones de lutitas adecuadas en Europa incluyen lutitas en el norte de Francia, lutitas de alumbre en el norte de Europa y lutitas carboníferas en Alemania y los Países Bajos .

Según la firma de investigación IHS-Cera, la explotación de gas de esquisto es fundamental para que Europa compense el descenso de su producción de gas natural convencional. La asociación Eurogas, Unión Europea para la Industria del Gas Natural, por su parte, da una opinión más moderada sobre el desarrollo del gas no convencional en Europa. Según su presidente, Jean-François Cirelli , número dos del grupo energético GDF-Suez, aunque el desarrollo del gas de esquisto tiene la capacidad de incrementar las reservas globales de gas y que puede compensar una caída de la producción en el largo plazo. , el gas no convencional no se beneficia de un marco suficientemente basado en incentivos para desarrollarse.

Además, según muchos economistas, la caída del precio del gas en Estados Unidos debido al auge de la producción de gas no convencional beneficia a los fabricantes estadounidenses en detrimento de los europeos. Esto es particularmente notable en el sector químico y petroquímico, con una brecha de competitividad creciente a ambos lados del Atlántico y transferencias de capacidad considerables de Europa y Asia a Estados Unidos.

Un informe de la Comisión Europea de 2012 afirma que, a diferencia de Estados Unidos, “la producción de gas de esquisto no hará que Europa sea autosuficiente en gas natural. En el escenario más optimista, las importaciones se pueden reducir a una tasa de alrededor del 60%. ".

Un artículo publicado en la revista Nature enmarzo de 2016concluye que “los esfuerzos de exploración han sido decepcionantes y las perspectivas actuales de un auge del gas de esquisto en Europa están disminuyendo. Además de la retirada de Polonia, los actores industriales se están retirando uno por uno de Lituania, Rumanía y Dinamarca, citando los malos resultados de la perforación ”.

Alemania

Un artículo del periódico Le Monde anuncia enfebrero de 2013que hasta 2,3 billones de metros cúbicos de gas natural podrían extraerse del subsuelo alemán. Estos recursos de gas no convencional se encuentran principalmente en la cuenca del Mar del Norte (Posidonia, Namurian, Wealden Shales).

ExxonMobil tiene contratos de arrendamiento de 750.000  hectáreas en la cuenca de Baja Sajonia de Alemania, donde planeaba perforar diez pozos de gas de esquisto en 2009.

La Alemania , que consume 86 mil millones de metros cúbicos de gas natural por año actualmente importa el 85% de lo que consume.

En una carta dirigida al principio junio de 2014en la comisión de finanzas del Bundestag, el ministro de Economía, Sigmar Gabriel, presentó un plan de gobierno, que debe ser examinado antes de la pausa estival: se autorizará la fracturación hidráulica tras examinar las condiciones de protección ambiental y exterior de humedales protegidos (14% del territorio); Estos cambios legislativos podrían entrar en vigor a partir de 2015. Según el Departamento de Energía de EE. UU., en su evaluación de 2013 basada solo en estudios geológicos sin perforación, el subsuelo alemán contendría 476 mil millones de metros cúbicos de reservas recuperables, o ocho veces menos que el francés. potencial, y el equivalente a unos seis años de consumo de gas en Alemania.

El gobierno adoptó la 1 st de abril de el año 2015un proyecto de ley destinado a autorizar el "fracking" en principio, mientras que en la práctica lo impide: prevé prohibiciones en determinadas regiones y prohíbe el uso comercial de la fracturación hidráulica para extraer los denominados "no petroleros" convencionales "en rocas duras como lutitas a profundidades inferiores a 3000 metros. Sin embargo, la perforación con fines científicos será posible bajo ciertas condiciones. Los debates en el Bundestag y el Bundesrat, donde la resistencia es fuerte, serán animados.

Austria

OMV está trabajando en una cuenca cerca de Viena . sin embargo, el17 de septiembre de 2012, OMV anuncia que no procederá a la explotación de estas reservas por “motivos económicos” .

Dinamarca

Dinamarca estudia actualmente muy seriamente la posibilidad de explotar el gas de esquisto y se embarca en la búsqueda de estos hidrocarburos.

España

Las encuestas realizadas en la provincia de Álava (sur del País Vasco) sugieren que la zona alberga 184.500 millones de metros cúbicos de gas en su subsuelo, es decir, 60 veces el consumo anual de la Comunidad Autónoma del País Vasco y 5 veces el de España. Sin embargo, aún no explotados, estos hidrocarburos de esquisto son considerados por el presidente ( lehendakari ) del gobierno autónomo vasco , el socialista Patxi López , como "una oportunidad impulsora para el desarrollo industrial y la actividad económica". La región planea unir fuerzas con la empresa texana Heyco para perforar los primeros pozos de gas de esquisto en 2012.

Francia

Según una evaluación de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Francia y Polonia son los países europeos con los recursos de gas de esquisto más importantes. Las dos cuencas potencialmente ricas en petróleo de esquisto en Francia son el barrio noreste y la parte sureste del país.

En 2014, la Agencia Estadounidense de Información Energética estimó las reservas francesas de gas de esquisto en 5094  millones de m 3 . Según otra estimación de la Agencia Internacional de Energía, el subsuelo francés contiene 3.900  millones de m 3 de gas de esquisto.

En el suroeste, mediante un permiso de prospección otorgado en 2006 por el Estado conocido como "Permiso Foix", la empresa canadiense Encana realizó dos pozos de exploración de gas de esquisto en 2007 durante un año en Franquevielle y 4 meses en Mérigon . Los depósitos se consideraron insuficientes para una mayor explotación. Estos posibles sondeos, autorizados por el Estado francés con poca información de las poblaciones locales, contribuirán a la viva polémica sobre este tipo de energía fósil y sus métodos de extracción.

En 2010, Jean-Louis Borloo emitió 64 permisos de exploración , que luego fue rechazado por el gobierno en 2011. Las consecuencias ambientales, que preocupan a las poblaciones afectadas, han llevado a los diputados franceses a legislar temporalmente.

En 2010, Florence Gény cuestionó el hecho de que pudiéramos trasladar los resultados del gas estadounidense a Europa. Ley de Jacob de13 de julio de 2011prohíbe la exploración y explotación de minas de hidrocarburos líquidos o gaseosos mediante fracturación hidráulica. La30 de julio de 2011Francia se convierte así en el primer país en prohibir la fracturación hidráulica. El método se considera altamente contaminante. Tras esta votación, se cancelaron tres permisos de exploración, de un total de 64, concedidos por las autoridades francesas. Pero los ambientalistas se manifestaron entonces preocupados por los otros 61 permisos aún vigentes en Francia y también preocupados por el artículo 4 de la ley, que autoriza "experimentos llevados a cabo con el único propósito de investigación científica bajo control público".

Por su parte, la empresa francesa Total desea centrar su estrategia en la explotación de estos gases, y concluye acuerdos con China y Qatar, que se convierten en sus primeros accionistas. Total también está interesada en gas no convencional en Estados Unidos, Argentina, China, Australia y Europa (40% de participación en dos licencias en Inglaterra en 2014-2015, en dos licencias de exploración en Dinamarca en 2010 y una concesión en Polonia en 2011). En Francia, el petrolero se había beneficiado de una licencia para explorar el subsuelo en un área de 4.327  km 2 ubicada entre Montélimar y Montpellier, derogada enoctubre 2011.

Dentro del gobierno francés, las declaraciones a veces son contradictorias debido a intereses divergentes entre el Ministerio de Industria y el Ministerio de Ecología, que es el responsable de la energía.

La 20 de julio de 2012, la ministra de Ecología Delphine Batho confirma que el gobierno mantiene clara y claramente la prohibición de la explotación de gas de esquisto: “En ningún lugar del mundo se ha demostrado que esta explotación se pueda realizar sin daños considerables al medio ambiente y con importantes riesgos para la salud ” .

La 14 de septiembre de 2012, en un discurso durante la Conferencia Ambiental, el presidente François Hollande anuncia: “Le pedí a Delphine Batho (…) que pronunciara sin demora el rechazo de siete solicitudes de permisos presentadas ante el Estado y que legítimamente despertaron la preocupación en varias regiones. En cuanto a la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales, esta será mi línea de conducta a lo largo de mi quinquenio. " . Precisa que “en el estado actual de nuestro conocimiento, nadie puede afirmar que la explotación de gas y petróleo de esquisto por fracturación hidráulica, única técnica conocida en la actualidad, esté libre de riesgos graves para la salud y el medio ambiente. ". En el mismo discurso, sin embargo, no rechaza la búsqueda de nuevas técnicas de extracción: “Es posible investigar técnicas distintas a la fracturación hidráulica. Por el momento, esta investigación no ha tenido éxito, no puedo prohibirla, no está prohibida por la ley ” .

La 19 de septiembre22 personalidades de la industria están pidiendo una importante consulta nacional para evaluar el potencial francés en este ámbito. En este manifiesto, creen que Francia tiene el deber de evaluar sus recursos potenciales, tiene una oportunidad única para desarrollar sus propios métodos operativos y podrá tomar una decisión informada por un debate real una vez que se conozcan los datos franceses. Entre los principales signatarios se encuentran los sindicatos de empresarios ( MEDEF , CGPME ) y ejecutivos ( CFECGC ) pero también federaciones como la Unión de Industrias Químicas , la Federación de Industrias Eléctricas, Electrónicas y de las Comunicaciones, o la Agrupación de Empresas de Servicios de Petróleo y Gas.

Inicio Octubre 2012Durante la visita de Estado de François Hollande a Argelia, la ministra de Comercio Exterior Nicole Bricq facilitó un encuentro entre la empresa francesa Saltel Industries, que desarrolló una tecnología de fracturamiento hidráulico presentada como respetuosa con el medio ambiente, y la petrolera nacional argelina Sonatrach , promoviendo así una práctica que luchó unos meses antes cuando era senadora de Seine-et-Marne y luego ministra de Ecología en el gobierno de Ayrault I.

La 5 de noviembre de 2012Aunque el informe Gallois recomienda estudiar otros métodos de extracción de gas de esquisto, el único método conocido por fracturación hidráulica que causa una importante contaminación del agua en el subsuelo, François Hollande se niega debido a la presión de los ambientalistas.

En Noviembre 2012, el ministro de Recuperación Productiva Arnaud Montebourg estimó, durante una conferencia organizada por la Unión Eléctrica Francesa, que Francia debería "explotar su gas de esquisto utilizando técnicas limpias en lugar de importarlo". Él ya había causado revuelo en18 de juliodurante una audiencia del Comité de Asuntos Económicos de la Asamblea Nacional, declarando: “La explotación de gas de esquisto plantea serios problemas ambientales. ¿Existen posibles desarrollos tecnológicos? La respuesta es sí. Entonces, tenemos que poner estas preguntas sobre la mesa y discutirlas muy tranquilamente ”, hasta el punto que Delphine Batho indicó al día siguiente en BFM TV que las posiciones de Arnaud Montebourg son“ una reflexión intelectual, basada en técnicas de futuro que en el estado actual de las cosas no existen ”. Al contrario de lo que declararon Michel Rocard y François Fillon , la explotación del gas de Lacq no utilizó la técnica de la fracturación hidráulica.

En Diciembre 2012Aunque Francia se niega a operar y realizar pruebas técnicas en su propio territorio, ha firmado un acuerdo con Argelia para buscar gas de esquisto en este país que también tendría un potencial significativo.

La 31 de enero de 2013, tras la remisión a la Comisión de Asuntos Económicos del Senado, la Oficina Parlamentaria de Evaluación de Opciones Científicas y Tecnológicas (OPECST) autorizó al diputado Christian Bataille y al senador Jean-Claude Lenoir a realizar un estudio en profundidad sobre tecnologías alternativas a la fracturación hidráulica . El informe elaborará un inventario de las técnicas existentes y se basará en comparaciones de prácticas internacionales, abordará el impacto geopolítico y económico de la explotación de gas de esquisto. En su informe preliminar, Christian Bataille y Jean-Claude Lenoir señalaron que “por un lado, en los países que autorizan la explotación, hay una mejora en las tecnologías existentes. Por otro lado, aparecen alternativas para estimular la roca a base de electricidad o propano. Si las tecnologías nos parecen aceptables, lo mínimo que podemos hacer es explorar nuestro sótano ”.

El Consejo Constitucional valida en su decisión deOctubre 11, 2013la prohibición de la explotación de gas de esquisto mediante fracturación hidráulica tras la presentación de una QPC por parte de la empresa texana Schuepbach.

En Noviembre de 2013, la Academia de Ciencias habla de "riesgos controlables" en relación con la explotación del gas de esquisto y pide un "esfuerzo de investigación" sobre el tema.

Según una encuesta publicada en Enero 2014, los franceses se oponen cada vez más al gas de esquisto: el 63% cree que no debería fomentarse para la producción de calor y electricidad, y solo el 24% lo está (35% un año antes).

Las previsiones de rentabilidad financiera también fluctúan para Francia, en particular en función de los supuestos utilizados (precio geológico y del gas). Así, el Observatorio Económico Francés (OFCE) elaboró ​​en 2013 una primera evaluación (que sirvió como componente económico para informar Montebourg ). Dos años después, la propia oficina consideró esta valoración excesivamente optimista (300.000 millones de dólares en anualidad durante 30 años). La retroalimentación inicial (particularmente polaca) está disponible; incluidos los estadounidenses con, por ejemplo, según la EIA la reducción enMayo de 2014 en un 96% su estimación del potencial explotable de petróleo de esquisto en el campo de Monterey (hasta entonces considerado uno de los más prometedores, según cálculos de prospectores privados independientes, no basados ​​en el Servicio de datos geológicos de EE. UU.).

En 2014-2015, el gas polaco resultó ser casi inaccesible, lo que llevó a los grupos norteamericanos Marathon Oil, Talisman Energy y Exxon Mobil, luego a la italiana ENI a -en 2014- abandonar las concesiones que habían adquirido en el país.
Sobre la base de estimaciones estadounidenses del depósito y basándose en un modelo económico llamado "SHERPA" (para la explotación y recuperación de esquisto; proyección y análisis ), la OFCE en Francia actualizó sus cálculos (en un informe titulado ¿Se puede duplicar la revolución de esquisto de EE. UU. en Europa?:  la ganancia inesperada esperada se divide por 20 en comparación con la valoración anterior, cayendo a 19,6 mil millones en 45 años, sin tener en cuenta los costos de los impactos del gas de esquisto en los Estados Unidos y siempre que los costos de perforación y terminación Los pozos son comparables en Francia y Estados Unidos, y asumiendo que los campos franceses son comparables a Haynesville, el mejor campo americano, "cuyas características son excepcionales: el promedio de producción de gas por pozo es casi cuatro veces mayor que el promedio de los otros cinco principales campos " , O, especifica el informe 2015: " las especificidades del contexto europeo, en particular en lo que respecta a la gran p La profundidad de los depósitos y las regulaciones ambientales más estrictas podrían aumentar los costos de perforación y reducir aún más esta baja rentabilidad. Descubrimos que un sobrecosto del 40% sobre los costos de perforación de EE. UU. Haría que la extracción de gas de esquisto no fuera rentable. Sin una productividad de pozo extrema, parece muy difícil que la extracción de gas de esquisto tenga un impacto en los mercados energéticos europeos comparable al de la revolución estadounidense del gas de esquisto ” .

Desde finales de 2018, el gas de esquisto estadounidense se ha importado a Francia.

Hungría

ExxonMobil perforó el primer pozo de gas de esquisto en Hungría en el tajo Mako en 2009.

Lituania

Chevron ha ofrecido un contrato para explorar y explotar el gas de esquisto ubicado en el este de Lituania, con reservas potenciales de 30 a 50 mil millones de metros cúbicos de gas, o de 10 a 20 años de consumo nacional. Las autoridades del país, que buscan reducir su dependencia energética de Rusia, que suministra todo el gas importado a Lituania, deben pronunciarse sobremarzo 2013.

Polonia

En 2010, Polonia importó dos tercios de su gas natural de Rusia. El trabajo reciente indica que Polonia tiene importantes recursos de gas de esquisto. Si las estimaciones recientes son correctas, el país tiene reservas de más de 3 billones de metros cúbicos, más de 200 veces el consumo anual. En 2011, la Administración Estadounidense de Información Energética (EIA) reevaluó las reservas de Polonia, que rondarían los 5.300 mil millones de metros cúbicos de gas de esquisto, o casi 400 veces su consumo anual: el país tendría así 1/3 de las reservas europeas, por delante de Francia. y Noruega.

Estos recursos de gas de esquisto podrían aumentar significativamente las reservas probadas de la Unión Europea y reducir las importaciones de gas de Rusia.

Sin embargo, las reservas resultan sobreestimadas. En 2012, el Instituto Polaco de Geología dividió por 5 las previsiones realizadas por la EIA un año antes.

En Junio ​​del 2013, el Departamento de Energía de EE. UU. publica una nueva estimación de alrededor de 4 billones de metros cúbicos.

Además de algunos depósitos en la Alta y Baja Silesia , enoctubre 2011, el Ministerio de Medio Ambiente de Polonia había otorgado alrededor de 100 concesiones, que cubren 37.000  km 2 (12% del territorio nacional). Los depósitos prometedores se ubicarían en Lublin , Mazovia y Pomerania . Aproximadamente diez pozos de exploración están en progreso a la fecha deoctubre 2011.

En octubre 2011, 40 empresas, en su mayoría canadienses y estadounidenses, operan concesiones de gas de esquisto. Las empresas polacas incluyen PGNiG , PKN Orlen , Mazovia Energy Resources y Lublin Energy Resources . Las empresas extranjeras incluyen Chevron , Cuadrilla , Aurelian Oil and Gas , Exxon Mobil Exploration, BNK Petroleum , Lane Energy y ConocoPhillips , Lane Resources y Marathon Oil . Total compró el 49% de las acciones en la concesión de exploración de gas de esquisto cerca de Lublin a Exxon Mobil. Marathon Oil ha adquirido arrendamientos sobre una importante concesión en Polonia. La compañía planea explorar el gas de esquisto silúrico .

El director estadounidense Lech Kowalski realizó allí un documental en 2009 sobre las actividades de la empresa Chevron y la resistencia de ciertas comunidades campesinas polacas. Este documental viaja de un lado a otro entre Polonia y Pensilvania, donde el desarrollo de la industria del fracking se ha disparado; El futuro que se vislumbra para el barrio y sus consecuencias en el estilo de vida de los vecinos es, por tanto, más visible. La reflexión, más allá del marco tecnológico del fracking, aborda la cuestión de la definición de los medios cívicos de recurso de las personas frente a las multinacionales asociadas a una política estatal de independencia energética afirmada.

Después de la perforación considerada alentadora, Polonia comenzará a extraer gas de esquisto en 2014. Es el primer país europeo que se compromete en esta dirección, mientras que Reino Unido y Dinamarca se encuentran solo en una etapa exploratoria. Esto permitirá que el país deje de depender de las importaciones de gas ruso (actualmente la mitad de su consumo) y encuentre una alternativa al carbón altamente contaminante, que produce el 91% de la energía del país. Cabe señalar que se necesitarán varios años para que la producción sea significativa, mientras se realizan las inversiones necesarias y la instalación de equipos de perforación.

Sin embargo, una presencia de recursos más débil de lo esperado, una geología del subsuelo difícil y una legislación restrictiva elevaron los costos operativos y huyeron de varios grupos industriales extranjeros a los que se habían adjudicado concesiones (Marathon Oil, Talisman Energy , Exxon Mobil y Eni ). A principios de 2014, el futuro del gas de esquisto en Polonia sigue siendo incierto.

La 14 de abril de 2014Total , a su vez, anuncia su decisión de no renovar su única concesión de Chelm, al considerar que el potencial del área no permite el lanzamiento de un proyecto económicamente viable; el grupo ya no tiene un proyecto en Polonia.

Al principio febrero 2015, Chevron anunció el cese de sus operaciones de exploración de gas de esquisto en el país, luego de Exxon Mobil, Total, Marathon Oil, Talisman y ENI. Actualmente, sólo tres empresas permanecen activas: la irlandesa San Leon y las empresas nacionales polacas PGNiG y PKN Orlen . L'ensemble des compagnies ont foré au total 66 puits d'exploration, dont 25 avec la technologie de la fracturation hydraulique, mais aucun ne s'est avéré exploitable commercialement : la roche ne répond pas à la fracturation, et le flux d'hydrocarbures no es suficiente. Según Boston Consulting Group, el futuro del gas de esquisto en Polonia está en peligro, a excepción de las buenas noticias dentro de seis meses. A finales de 2016, las empresas paraestatales polacas PGNiG y PKN Orlen abandonaron a su vez la búsqueda de gas de esquisto en el país.

Reino Unido

En 2009, Eurenergy Resource Corporation anunció su intención de explotar el gas de esquisto en la Cuenca Weald , en el sur del país. El primer ministro británico, David Cameron, ha prometido incentivos fiscales para las comunidades de este territorio. La empresa francesa Total se ha embarcado en esta investigación (tras haber adquirido una licencia de explotación de estos nuevos hidrocarburos).

En 2015 , se impusieron varias restricciones a la exploración de gas de esquisto inglés: en enero, el Parlamento prohibió la fracturación hidráulica en parques nacionales y otros sitios protegidos. Según el "Guardian", no menos del 40% de las áreas abiertas para operar ya no estarán con estas nuevas reglas. Unos días después, los parlamentos de Escocia y Gales votan una moratoria para todos sus territorios. Finalmente, las autoridades locales de Lancashire, en el noroeste de Inglaterra, podrían prohibir un proyecto de perforación de la empresa Cuadrilla, pues los vecinos temen las molestias que provocan los camiones que transportan cientos de toneladas de agua y arena que se inyectarán en el sótano para extraer el gas; tal precedente sería fatal para el gas de esquisto.

Siete años después de interrumpir su perforación por los terremotos que había provocado, se autorizó a la empresa Cuadrilla Resources a reanudar, a mediados deoctubre 2018, la explotación de gas de esquisto en el sitio de Little Plumpton, cerca de Blackpool , en el noroeste de Inglaterra. Pero estas nuevas perforaciones provocaron varios mini-terremotos, incluidos dos de magnitud superior a 0,5 en la escala de Richter , un umbral por encima del cual las regulaciones británicas imponen un cierre de operaciones de 18 horas. La empresa pide un aumento de este umbral, argumentando que por debajo de 1,5 no se percibe nada desde la superficie y que en Estados Unidos el límite que desencadena dicha suspensión de actividad se establece entre 2,7 y 4, 5 según el estado; Sin embargo, esta comparación es difícil de establecer, ya que el Reino Unido está más densamente poblado.

La 2 de noviembre de 2019, el gobierno británico decretó una moratoria sobre la técnica de fracturamiento hidráulico para extraer gas de esquisto luego de varios terremotos desencadenados por este proceso. Enagosto 2019, una fuerte sacudida de 2,9 en la escala de Richter llevó a Cuadrilla a suspender indefinidamente la perforación en Preston New Road, cerca de Blackpool (noroeste). Desde la autorización de la fracturación hidráulica, solo se habían perforado tres pozos y no se había iniciado ninguna explotación de gas de esquisto.

Suecia

La Royal Dutch Shell está evaluando la viabilidad de las pizarras de alumbre en el sur de Suecia, como fuente de gas de esquisto.

Ucrania

En enero 2013, el gobierno de Ucrania ha firmado acuerdos con Royal Dutch Shell PLC para la operación en el campo de gas de Yuzivska , en el Óblast de Donetsk , en el este de Ucrania, y con Chevron Corp para operar en los alrededores de Olesko , en el Óblast de Lviv , en el oeste de Ucrania. Según Chevron, el campo de gas de esquisto Olesko cubre 1.6 millones de acres (6.350  km 2 ); Chevron firmó un acuerdo con el gobierno de Ucrania en 2013 otorgándole una participación del 50% del depósito y su explotación; se llevaron a cabo nuevas negociaciones a principios de 2014 para especificar los términos ( Acuerdo de Operación Conjunta ).

La empresa nacional ucraniana Burisma, encargada de explorar los depósitos de gas de esquisto en la región de habla rusa de Donetsk, donde se encuentra el campo de gas Yuzivska, se opuso a una fuerte movilización ciudadana en Slavyansk, donde se realizarán las perforaciones. Después del progreso del ejército regular ucraniano sobre el terreno en la guerra civil ucraniana de 2014, se le encomendó la tarea de asegurar las áreas de perforación. Hunter Biden , uno de los hijos del vicepresidente de Estados Unidos, Joe Biden, ha sido incluido en la junta de Burisma para supervisar las operaciones.

Asia Pacífico

Australia

Beach Petroleum Limited ha anunciado planes para perforar en busca de gas de esquisto en Cooper Basin, Australia del Sur .

porcelana

La china ha establecido un objetivo de producción de 30 mil millones de metros cúbicos al año a partir de esquisto, lo que equivale a casi la mitad de su consumo de gas en 2008 se informó a las áreas potenciales están muy extendidos en China, pero aún poco desarrollado. Las autoridades chinas han confirmado estas ambiciones al adquirir una participación del 2% en Total a principios de marzo. El grupo francés ha celebrado un preacuerdo con Sinopec que debería permitir a China ver su producción anual de gas de esquisto aumentar a 6.500 millones de metros cúbicos en 2015 y luego debería estar entre 60 y 100.000 millones de metros cúbicos para 2020.

Las cuencas de Sichuan, Ordos y Tarim, así como el municipio de Chongqing y las provincias de Hubei, Guizhou y Hunan, tienen importantes reservas de este gas, según una investigación del Ministerio de Tierras y Recursos de China.

En noviembre de 2009, El presidente estadounidense, Barack Obama, se ha comprometido a compartir tecnologías de extracción de gas de esquisto con China y a alentar la inversión estadounidense en el desarrollo del gas de esquisto chino.

China abrió un centro nacional de investigación de gas de esquisto en agosto 2010 y parece querer acelerar la producción de gas de esquisto con sus propias tecnologías para alcanzar el objetivo de producción nacional de 6.500 millones de metros cúbicos de gas de esquisto en 2015.

China tiene el mayor potencial del mundo con 31.500  Gm 3 (miles de millones de metros cúbicos) de reservas técnicamente recuperables por la administración de los Estados Unidos, pero su operación se enfrenta a grandes desafíos: los campos a menudo se encuentran en áreas montañosas y a 2000 o incluso 2500 metros de profundidad. , lo que hace que la perforación sea complicada y costosa; las rocas de los depósitos suelen estar fracturadas, lo que limita las cantidades accesibles; finalmente, el agua, esencial para la fracturación, suele escasear. El sitio de Fuling, en la cuenca de Sichuan, es una excepción; operado por Sinopec en asociación con las autoridades locales, contiene 381  Gm 3 , o más de 9 veces el consumo francés anual; su producción se extenderá a lo largo de 20 años; proporciona las tres cuartas partes de la producción de gas no convencional de China. Pero los expertos dudan de que el éxito de Fuling pueda reproducirse. Las grandes empresas que firmaron 14 convenios de estudio entre 2010 y 2013, incluidas Shell, Chevron, Total y Eni, se han rendido desde entonces; solo BP continúa su asociación con Petrochina; Las empresas chinas que se adjudicaron la mayoría de los bloques puestos a subasta no han cumplido sus compromisos. El objetivo de producción anual del gobierno para 2020 se redujo de 60 a 30  Gm 3 , pero incluso ese nivel será difícil de alcanzar.

El campo Fuling operado por Sinopec en Sichuan comenzó a producir en 2013; algunos pozos extraerán gas de esquisto hasta una profundidad de 4.900 metros; su producción aumentó de 0,14  Gm 3 en 2014, 3  Gm 3 en 2015 y más de 5  Gm 3 referidos en 2016; Sinopec confía en lograr 10  Gm 3 a fines de 2017, a pesar de la disminución de los subsidios estatales, que pasarán de 40 centavos por metro cúbico en 2015 a 30 centavos en 2016 y 20 centavos en 2018.

India

Reliance Industries Limited (E&P), RNRL y Genpact han expresado interés en el desarrollo de gas de esquisto en India . Reliance Industries ha invertido 1.700 millones de dólares para adquirir una participación del 40% en Atlas Energy, que posee los derechos de gas en Marcellus Shale en el noreste de Estados Unidos. El desarrollo de gas de esquisto en India se complica por el hecho de que los arrendamientos de exploración de petróleo emitidos por el gobierno solo son válidos para recursos convencionales y no incluyen fuentes no convencionales, como el gas de esquisto.

En agosto 2010, una delegación de funcionarios del Ministerio de Petróleo, encabezada por el Director General de Hidrocarburos, se reunió con representantes del Servicio Geológico de Estados Unidos en Washington con el objetivo de establecer una colaboración para identificar y explotar este recurso en India. Los geólogos indios han realizado la identificación preliminar de algunas áreas adecuadas, incluida la cuenca de Cambay en Gujarat , la cuenca de Assam-Arakan en el norte de la India y la cuenca de Gondwana en el centro del país.

Medio Oriente

Arabia Saudita

Saudi Aramco firmó un acuerdo con la estadounidense Sempra Energy en 2019 , comprometiéndose a comprar 5 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) por año durante veinte años y a cofinanciar un proyecto de terminal de licuefacción y exportación en Port Arthur, Texas, de los cuales tendrá un 25%. Arabia Saudita está invirtiendo fuertemente en gas natural, que es más barato y menos contaminante que el petróleo, y cuyas perspectivas son mejores; también asegura suministros baratos para sus propias centrales eléctricas, que ahora dependen del petróleo, a fin de poder exportar una mayor parte de su producción de crudo.

El reino también tiene la intención de explotar sus propias reservas de gas de esquisto, cuyo potencial es estimado por Rystad Energy en casi 58 Tcf (mil millones de pies cúbicos ), lo que colocaría a Arabia Saudita en el octavo lugar mundial en gas de esquisto, muy por detrás de Estados Unidos. pero a un nivel cercano a Australia, Argentina o India. El principal problema a resolver será el acceso al agua, fundamental para la fracturación hidráulica; la solución más obvia sería desalinizar el agua de mar y enviarla por tuberías a los sitios de producción, pero esto requerirá una inversión significativa.

pavo

Las encuestas se han llevado a cabo en la provincia de Diyarbakır y sugieren que Turquía alberga 20.000 millones de m 3 de gas y 500.000 millones de barriles de petróleo en su subsuelo,  según estimaciones de ExxonMobil , Shell y TPAO.

Notas y referencias

Notas

  1. Éstas son entonces rocas sedimentarias y no esquistos metamórficos, ver cartón-esquisto .
  2. Gas en nucas freáticas.
  3. A veces considerado también como un compuesto orgánico volátil (COV) involucrado en la contaminación fotoquímica como precursores del ozono a nivel del suelo .

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Filmografia

Ver también

Artículos relacionados

enlaces externos

Sitios favorables a la explotación de gas de esquisto Activistas contra la explotación del gas de esquisto