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MÉMOIRE DÉPOSÉ DANS LE CADRE DE LA COMMISSION SUR LES ENJEUX ÉNERGÉTIQUES DU QUÉBEC

27 septembre 2013

ENRICHIR LE QUÉBEC EN S’INSPIRANT DES MEILLEURS

TABLE DES MATIÈRES

3 SECTION 1 MISE EN CONTEXTE

4 SECTION 2 SOMMAIRE EXÉCUTIF

8 SECTION 3 JUNEX, UNE PME QUÉBÉCOISE

8 Historique et stratégie d’exploration

8 Une expertise québécoise dans le pétrole et gaz

10 Favoriser la propriété québécoise de la ressource

11 Travailler en harmonie avec les communautés locales

11 Sécurité de nos opérations

14 SECTION 4 LE PETROLE ET LE GAZ NATUREL AU QUÉBEC

14 Le pétrole et gaz dans notre bilan énergétique

14 Le gaz naturel : une énergie au cœur de l’activité industrielle

17 Renaissance de l’exploration au Québec dans la mouvance de la révolution énergétique américaine

17 Potentiel des principaux bassins sédimentaires du Québec

20 L’encadrement réglementaire des activités

22 SECTION 5 S’INSPIRER DES MEILLEURS

22 La réussite norvégienne

23 La pugnacité irlandaise

24 Développer notre industrie pour enrichir les Québécois tout en respectant nos valeurs environnementales

26 CONCLUSION

27 RÉFÉRENCES DU DOCUMENT

34 ANNEXE

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TABLE DES MATIÈRES

3 SECTION 1 MISE EN CONTEXTE

4 SECTION 2 SOMMAIRE EXÉCUTIF

8 SECTION 3 JUNEX, UNE PME QUÉBÉCOISE

8 Historique et stratégie d’exploration

8 Une expertise québécoise dans le pétrole et gaz

10 Favoriser la propriété québécoise de la ressource

11 Travailler en harmonie avec les communautés locales

11 Sécurité de nos opérations

14 SECTION 4 LE PETROLE ET LE GAZ NATUREL AU QUÉBEC

14 Le pétrole et gaz dans notre bilan énergétique

14 Le gaz naturel : une énergie au cœur de l’activité industrielle

17 Renaissance de l’exploration au Québec dans la mouvance de la révolution énergétique américaine

17 Potentiel des principaux bassins sédimentaires du Québec

20 L’encadrement réglementaire des activités

22 SECTION 5 S’INSPIRER DES MEILLEURS

22 La réussite norvégienne

23 La pugnacité irlandaise

24 Développer notre industrie pour enrichir les Québécois tout en respectant nos valeurs environnementales

26 CONCLUSION

27 RÉFÉRENCES DU DOCUMENT

34 ANNEXE

SECTION 1MISE EN CONTEXTE

Le Gouvernement du Québec a mis en place la Com-mission sur les enjeux énergétiques dans le but de préparer une nouvelle politique énergétique qui sera élaborée dans un contexte de grands bouleversements enclenchés il y a quelques années aux États-Unis. Ces bouleversements ont entraîné une véritable « révolu-tion énergétique » qui touche maintenant l’Amérique du Nord et qui aura des répercussions sur l’ensemble de la planète.

Or, pendant que nos voisins aspirent, d’ici quelques années, à l’atteinte de l’indépendance énergétique, le Québec demeure dans une situation de totale dépen-dance étrangère à l’égard de ses approvisionnements pétroliers et gaziers qui pourtant représentent plus de la moitié de sa consommation totale d’énergie. Créée précisément dans le but de trouver et de produire au Québec ces ressources de pétrole et gaz que nous con-sommons, Junex est particulièrement interpellée par l’exercice de réflexion énergétique collective actuellement en cours.

Nous sommes une entreprise québécoise ayant été créée en 1999 et dont les actions transigent à la Bourse de croissance TSX. Junex est, depuis sa création, active dans le secteur de l’exploration du pétrole et du gaz naturel sur le territoire du Québec. Le siège social de la compagnie est situé dans la ville de Québec, ses activités opérationnelles sont concentrées au Québec et ses 45 employés comme la très grande majorité de ses actionnaires sont des résidents québécois.

Junex détient par ailleurs la plus importante superficie sous permis d’exploration pour le pétrole et gaz sur le territoire du Québec. Elle a au fil des ans investi, avec ses partenaires, plus de 65 M$ dans le but de découvrir des hydrocarbures dans les différents bassins sédi-mentaires du Québec. Ces investissements ont très largement contribué à la mise en lumière du potentiel gazier des Shales d’Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent ainsi qu’à celui du potentiel pétrolier des régions de la Gaspésie et d’Anticosti.

Le mémoire de Junex se veut ciblé précisément sur le volet pétrole et gaz de notre bilan énergétique. Nous avons tenté, dans le sommaire exécutif de ce mémoire, de rassembler les faits et recommandations qui nous apparaissent les plus importants.

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SECTION 2SOMMAIRE EXÉCUTIF 1

De tout temps, l’accès aux ressources énergétiques a permis à l’humanité d’améliorer ses conditions de vie. Depuis le dix-neuvième siècle, c’est grâce à l’énergie que l’industrialisation des sociétés occidentales a en-traîné une augmentation généralisée du niveau de vie des Hommes. Le même phénomène est en voie de se produire dans des pays en émergence tels que la Chine ou l’Inde par exemple. Il est d’ailleurs facile d’observer une corrélation à peu près parfaite entre l’accès à des ressources énergétiques abordables et le niveau de vie des peuples.

Il est donc normal que cet accès demeure une immense préoccupation de toutes les nations du monde. Pour-tant, l’équation énergétique au Québec nous apparaît parfois impossible à résoudre. Si l’environnement est devenu une variable incontournable de cette équa-tion, nous constatons malheureusement que le volet économique est le plus souvent complètement occulté lorsque nous planifions nos décisions énergétiques. Nous constatons aussi que presque tous les projets de développement énergétique rencontrent une opposi-tion plus ou moins vive de la part de certains groupes. L’accès à une abondance de ressources énergétiques est pourtant vital.

En effet, comment donc pourrions-nous chauffer nos maisons, propulser nos voitures, alimenter nos usines, faire prospérer notre économie, maintenir notre niveau de vie et nos programmes sociaux si nous n’avions pas accès aux ressources énergétiques ? À toutes les ressources énergétiques, incluant le pétrole et le gaz naturel qui sont pour le moment, quoi qu’en disent certains militants anti-hydrocarbures, des sources d’énergie la plupart du temps irremplaçables.

1 Nous reprenons dans ce Sommaire les grandes idées de notre mémoire. Certaines de ces phrases sont donc reprises intégralement dans les différentes sections du mémoire.

D’autant plus que l’énergie est pour le Québec une ri-chesse collective dont nous devrions être fiers. Depuis les années 60, notre développement économique a été intimement lié à celui de nos ressources hydrauliques. La mise en valeur du potentiel énergétique du Québec, notamment par la construction des grands barrages de la Baie-James, a permis à toute une génération de Québécois de s’enrichir collectivement et de dévelop-per une expertise qui rayonne aujourd’hui à travers le monde. Que serait devenu le Québec si nos prédéces-seurs avaient mis un frein au développement de ces grands projets sous prétexte qu’ils posaient de nom-breux défis environnementaux, sociaux et financiers?

L’hydroélectricité fait partie intégrante de la culture québécoise, mais bien que la très grande majorité de notre électricité soit produite à partir de ressources hydrauliques, il n’en demeure pas moins qu’environ la moitié de toute l’énergie consommée par les Québécois provient de sources fossiles, principalement le pétrole et le gaz naturel. Depuis plusieurs décennies, bon nombre de compagnies dont la Société québécoise d’initiatives pétrolières (SOQUIP) ont tenté sans grand succès (seulement deux champs gaziers ont été produits et ensuite convertis en installations de stockage souterrain) de trouver des ressources pétrolières et gazières au Québec.

Ces efforts infructueux en ont mené plusieurs à croire que les bassins géologiques du Québec ne contenaient pas le potentiel d’une découverte majeure d’hydro-carbures. C’est d’ailleurs la conclusion à laquelle est arrivée la SOQUIP en 1984 lorsqu’elle a choisi de rétrocéder au Ministère des ressources naturelles la très grande majorité de ses permis d’exploration, incluant ceux de l’île d’Anticosti.

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Nous notons au passage que la commission géologique de la Norvège, dans une lettre datant de 1959, en était arrivée, à propos du potentiel pétrolier de ce pays scan-dinave, à la même conclusion que la SOQUIP à propos du potentiel québécois2, soit que les chances de découvertes étaient minimes. Nul besoin de rappeler que le modèle de social-démocratie norvégien, abondamment cité en exemple au Québec, repose aujourd’hui précisément sur le socle de la production pétrolière et gazière qui représente plus ou moins 30% de tous les revenus de cet État considéré, per capita, comme un des plus riches au monde. C’est dire que rien n’est jamais définitivement acquis en matière d’exploration d’hydrocarbures.

Dans un même ordre d’idées, l’avènement au tournant des années 2000 de nouvelles technologies et tech-niques de forage/production a enclenché, aux États-Unis, la mise en marche d’une véritable révolution qui fait en sorte que notre voisin américain tend de plus en plus vers l’indépendance énergétique, créant ainsi des bouleversements économiques, environnementaux et géopolitiques importants à l’échelle de la planète.

C’est dans ce contexte et sur la base de ces dévelop-pements que des potentiels pétroliers et gaziers insoupçonnés ont émergé du sous-sol québécois au cours des dernières années. Après une douzaine d’années d’efforts soutenus et l’investissement de de capitaux à très haut risque, Junex est au cœur des bassins pétroliers et gaziers les plus prometteurs du Québec, soit ceux d’Anticosti, de la Gaspésie et des Basses-Terres du St-Laurent.

Junex est une entreprise pionnière dans la re cherche de pétrole et gaz au Québec. Nous avons à ce titre développé une expertise de ce secteur en particu-lier et du secteur de l’énergie en général qui nous amènent à présenter, avec l’espoir d’alimenter et d’éclairer la réflexion de la Commission, les faits et les recommanda tions qui suivent :

2 Dans sa lettre, la Norvevian Geological Survey notait : “The chances of finding coal, oil or sulphur on the continental shelf off the Norwegian coast can be discounted”.

› La lutte aux changements climatiques et le coût exorbitant pour notre économie (déficit de la balance commerciale évalué à 20,8 milliards) sont deux ex cellentes raisons qui militent en faveur d’une réduction de la dépendance du Québec face aux produits pétroliers. Junex supporte résolument cette idée. Nous saluons les objectifs du gouvernement actuel qui veut démarrer un grand chantier sur l’électrification des transports. À titre de spécialistes du secteur de l’éner-gie, nous mesurons en même temps l’immense défi qui nous attend et nous constatons qu’il est évident que le Québec, comme le reste de la planète d’ailleurs, continuera, pour encore plusieurs décennies, à utiliser de très grandes quantités de gaz naturel et de pétrole. Pour le secteur des transports évidemment, mais aussi pour soutenir notre industrie pétrochimique et les milliers d’emplois qui en découlent.

› Le Québec achète pour 14 à 15 milliards de dollars de produits pétroliers par année. Partant de la prémisse que nous consommerons encore du pétrole pour plusieurs années et que le sous-sol du Québec comporte un réel potentiel de découverte d’hydro-carbures, nous sommes d’avis que nous devons tout mettre en oeuvre pour produire chez nous une partie du pétrole que nous consommons. Tant au plan de l’économie que de l’environnement ou de l’in-dépendance énergétique, nous ne voyons pas par quel raisonnement logique nous pourrions arriver à la conclusion qu’il est plus rentable, pour le Québec, de continuer à importer du pétrole de l’Algérie, de la Mer du Nord, de l’Angola ou du Nigéria plutôt que de produire ces ressources chez nous.

› Il est bien connu que l’accès au gaz naturel est indispensable pour plusieurs entreprises du secteur industriel québécois. De nombreuses industries créatrices d’emplois au Québec, notam-ment les papetières, les alumineries, les fonderies, les cimenteries, ont besoin de la valeur énergétique du gaz naturel pour que fonctionnent leurs procédés industriels.

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› L’économie du Québec doit impérativement sécuriser ses approvisionnements gaziers afin de demeurer compétitive et les récents développements nous démontrent que, de plus en plus, le Québec sera confronté à un choix clair : continuer d’importer le gaz naturel (de schiste) qu’il con-somme de l’Ouest canadien et des États-Unis; ou produire sur son propre territoire le gaz naturel (de schiste) qui permettra de répondre à ses besoins.

› Le pétrole et le gaz naturel ne sont pas des produits de luxe mais plutôt des commodités énergétiques essentielles au maintien de notre niveau de vie. Le génie humain connaissant peu de limites, il est fort possible qu’un jour, cette source d’énergie très pratique soit remplacée par d’autres sources d’énergies encore moins polluantes et plus efficaces. D’ici là, les énergies fossiles continueront à jouer un rôle clé dans les stratégies énergétiques de toutes les nations du monde, le Québec inclus. Nier cet état de fait et affirmer que les hydrocarbures représentent des sources d’énergies du passé que l’on peut facilement remplacer nous apparaît être une rhétorique mensongère sur laquelle ne doivent pas reposer les stratégies que nous mettons en place.

› Le développement d’une industrie du pétrole et gaz offrirait au Québec une opportunité unique de miser sur ses expertises actuelles en plus d’ouvrir à son éco nomie un tout nouveau secteur industriel. Les activités pétrolières et gazières nécessi-tent des capitaux d’investissement importants et récurrents dont les impacts sur l’économie seraient structurants et multiplicateurs.

› Notre stratégie d’exploration rigoureuse, en con-jonction avec une stratégie de financement peu dilutive, permet aujourd’hui à Junex d’être un joueur in-contournable du pétrole et gaz au Québec tout en conservant un contrôle très majoritairement québécois de notre capital-actions.

› Junex est le plus important joueur dans l’ex-ploration pétrolière et gazière au Québec. Elle est l’entreprise détenant le plus de permis et elle est très active dans tous les bassins les plus prometteurs du Québec soit Anticosti, Gaspésie et les Basses-Terres du St-Laurent. Il en résulte donc que les investisseurs québécois, incluant Ressource Québec et la CDPQ, sont actionnaires à environ 80% à 90% de l’entreprise qui détient le plus de permis et de ressources potenti-elles sur notre territoire.

› Junex a toujours été sensible au fait de préserver l’actionnariat québécois de l’entreprise. Nous croyons essentiel que le développement pétrolier et gazier soit accompagné par l’émergence d’en-treprises d’exploration et de production dont le siège social, les employés et l’expertise sont au Québec. À cet égard, nous suggérons que le gou-vernement du Québec, comme celui de la Norvège, s’implique activement dans l’implantation de l’industrie.

› Ce modèle économique est le plus risqué pour l’État puisque les bassins du Québec demeurent en phase d’exploration mais il est aussi celui qui, en cas de succès commercial, créera le plus de richesse collective tout en garantissant la présence d’entreprises québécoises associées à la naissance de cette nouvelle industrie. Nous invitons à cet égard le gouvernement du Québec à analyser en profondeur l’immense succès du modèle norvégien.

› La Norvège est un modèle de social-démocratie, un des états les plus riches au monde per capita et un leader mondial dans le domaine de l’énergie autant que dans le domaine environnemental. Première juridiction à obliger l’industrie pétrolière à diminuer ses émissions de gaz à effet de serre, le pays a tracé la voie à plusieurs innovations environnementales. Il n’y a pas de doute que le modèle norvégien est une bonne inspiration pour tous les pays qui veulent développer leurs ressources naturelles.

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› Toutes les études sérieuses démontrent que les opérations pétrolières et gazières, incluant l’étape de la fracturation hydraulique, peuvent être menées sans danger pour les aquifères.

› La loi sur les mines encadre actuellement les opéra-tions pétrolières et gazières et les compagnies doivent se soumettre à une multitude de règlements en plus d’acquérir de nombreux permis tout au long de leurs opérations. Quoique la réglementation existe déjà par le biais de la loi sur les mines, nous sommes d’avis que l’encadrement législatif des opérations pétrolières et gazières devrait faire l’objet d’une nouvelle loi qui régirait ses activités spécifiques.

› Nous croyons que le Québec, comme l’a récem-ment fait le Nouveau Brunswick, aurait tout intérêt à s’inspirer de la réglementation en vigueur dans les juridictions expérimentées dans le pétrole et gaz afin d’adopter une nouvelle loi qui encadrerait ces activi-tés. La réglementation devra poser des balises claires comparables à celles qui encadrent les opérations dans les autres juridictions et qui ont démontré leur efficacité sur des décennies. Une réglementation claire est essentielle afin d’attirer les impor-tants capitaux requis pour la mise en valeur de nos potentiels pétroliers et gaziers.

› Il n’est pas incompatible de produire du pétrole et du gaz naturel tout en conservant de très fortes valeurs environnementales. La Colombie Britannique n’est-elle pas reconnue comme une province verte même si elle produit activement du pétrole et du gaz naturel (gaz de schiste en-tre autres) ? Et la Norvège, qui tire 25% à 30% de tous ses revenus de la production d’hydro-carbures, n’est-elle pas un leader incontesté en matière d’environnement et de technolo-gies vertes ?

› Alors que des dizaines de juridictions à travers le monde font la promotion de leur territoire pour y assurer un développement pétrolier respectueux et rentable, il n’y a pas de raison valable pour que le Québec n’en fasse pas autant. D’autant plus que nous avons la chance de pouvoir tirer des leçons de l’histoire des autres nations produc-trices dans le but d’en soutirer le meilleur et de nous assurer que, si nous arrivons un jour à produire des hydrocarbures, nous puissions le faire dans une perspective d’enrichissement collectif sans pour autant renier les valeurs environnementales qui nous sont chères.

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SECTION 3JUNEX, UNE PME QUÉBÉCOISE

Historique et stratégie d’exploration

La compagnie Junex a été créée en 1999 par M. Jean-Yves Lavoie, ingénieur pétrolier alors prési-dent de Ressources naturelles Jaltin et de Foragaz, et M. Jacques Aubert, ancien haut-dirigeant de Cascades, dans le but d’explorer le potentiel pétrolier et gazier du Québec. Incorporée avec un capital de départ de 500 000$, la compagnie a aujourd’hui une capitalisation boursière d’environ 45 M$.

Les actions de Junex ont été cotées à la Bourse de Montréal le 13 juin 2001 suite à un premier appel public à l’épargne ayant permis de lever 1,5 M$ auprès du public in-vestisseur. L’entrée en Bourse de la compagnie lui a permis d’avoir un meilleur accès au capital, fa-vorisant ainsi la mise en oeuvre d’une stratégie d’exploration pa-tiente et résolument basée sur l’acquisition de la connaissance scientifique.

Junex, avec ses partenaires, a investi plus de 65 millions de dollars dans l’exploration du sous-sol québécois depuis douze ans. Ces travaux ont nota-mment mené à la découverte gazière des Shales d’Utica dans la vallée du St-Laurent, ainsi qu’à l’identifica-tion d’importantes ressources poten tielles de pétrole dans ses projets sur l’Île d’Anticosti et en Gaspésie. Ces succès démontrent que la stratégie d’exploration rigoureuse et systématique déployée par Junex était la bonne :

1. Acquérir et sécuriser des droits d’exploration sur des territoires favorables;

2. Bâtir un modèle d’exploration solide à partir de travaux de terrain et de laboratoire intégrant les connaissances les plus avancées dans le domaine;

3. Investir des capitaux à très haut risque pour démontrer la validité du modèle d’exploration et la valeur de nos propriétés;

4. Investir massivement pour produire les ressources découvertes, créer de la valeur pour nos actionnaires ainsi que des emplois et de la richesse collective pour le Québec.

Une expertise québécoise dans le pétrole et gaz

Depuis sa création en 1999, Junex a levé sur le marché des capitaux plus de 64 M$. Ces sommes peuvent sembler considérablement élevées mais, dans le con-texte particulier de l’exploration pétrolière et gazière, elles demeurent plutôt marginales. Nous tenons à souligner que c’est en grande partie l’utilisation

optimale de ces capitaux extrêmement risqués qui a initialement conduit à la découverte des Shales d’Utica et à la mise en lumière des potentiels pétroliers de la Gaspésie et d’Anticosti.

Junex, avec ses partenaires, a investi plus de 65 millions

de dollars dans l’exploration du sous-sol québécois depuis

douze ans. Ces travaux ont notamment mené à la découverte

gazière des Shales d’Utica dans la vallée du St-Laurent,

ainsi qu’à l’identification d’importantes ressources poten-

tielles de pétrole dans ses projets sur l’Île d’Anticosti et en

Gaspésie.

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Tel que mentionné à la section précédente, la stratégie d’exploration de Junex a été méthodique et rigoureuse sur le plan scientifique. Le succès d’une pareille dé-marche repose en très grande partie sur l’expertise des professionnels à l’emploi de la compagnie. Dès son inscription en Bourse en 2001, Junex a commencé à embaucher de jeunes professionnels formés par nos universités québécoises. Par leur passion, leur volonté d’ap-prentissage, leur travail rigoureux et leur talent, ces jeunes profes-sionnels ont développé une ex-pertise tout à fait nouvelle dans le secteur de l’exploration pétrolière et gazière au Québec.

Depuis l’abandon des activités d’exploration par la SOQUIP en 19843, très peu d’opportunités d’emplois ont été offertes aux jeunes finissants en géologie, en ingé-nierie ou en géophysique intéressés par le secteur du pétrole et gaz. En réalité, ces jeunes professionnels ont pendant de nombreuses années été dans l’obligation de s’exiler dans l’Ouest canadien ou à l’étranger afin de poursuivre une carrière stimulante et enrichissante.

Junex est très fière d’avoir en partie contribué à ouvrir des perspectives d’emplois pour les finissants de nos universités dans le domaine du pétrole et gaz. Depuis douze ans, nous avons embauché et offert une première expérience de travail à plusieurs de ces jeunes professionnels. En date d’aujourd’hui, la com-pagnie embauche sur une base permanente une équipe d’environ une quinzaine de professionnels dont la majorité sont des spécialistes de l’industrie pétrolière et gazière : ingénieur(e) de réservoir; ingénieur(e) géologue; géologue; géophysicien (ne); ingénieur de forage.

3 SOQUIP (1984) et Archives de La Presse, 1984. Pétrolières canadiennes. 31 janvier 1984

Junex a depuis sa création toujours encouragé la forma tion continue des ses employés qui ont suivi au fil des ans une panoplie de formations pointues en plus de participer à une multitude de conférences leur ayant permis d’approfondir leurs connaissances et

d’échanger avec leurs pairs de partout dans le monde. L’expertise de Junex est aujourd’hui reconnue par les pairs de l’industrie.

Foragaz une entreprise unique au Québec

En plus de son équipe de professionnels spécialisés, Junex compte également sur une division de services de forage de puits pétroliers et gaziers. Foragaz est la seule compagnie québécoise spécialisée dans ce do-maine. Elle compte une trentaine d’employés, dont certains sur une base ponctuelle, et possède des équi-pements qui peuvent être utilisés soit pour le forage de puits, soit pour les travaux d’entretien ou de com-plétion des puits. Le forage de puits gaziers requière une main-d’œuvre importante. Plus d’une trentaine de personnes travaillent en continue lors des opérations de forage. La plupart des postes sur l’équipe de forage exigent une formation technique spécialisée.

Nous croyons qu’il est impératif que le Québec dé-veloppe une industrie des services aux entreprises d’exploration/production du pétrole et gaz afin de maximiser ici les retombées économiques liées aux inves tissements majeurs qui pourraient découler d’une exploitation commerciale. L’expertise de Foragaz pourra contribuer au développement de ce secteur au Québec.

Nous croyons qu’il est impératif que le Québec développe

une industrie des services aux entreprises d’exploration/

production du pétrole et gaz afin de maximiser ici les

retombées économiques liées aux investissements majeurs

qui pourraient découler d’une exploitation commerciale.

L’expertise de Foragaz pourra contribuer au développement

de ce secteur au Québec.

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Favoriser la propriété québécoise de la ressource

Notre stratégie d’exploration rigoureuse, en con-jonction avec une stratégie de financement peu dilutive, permet aujourd’hui à Junex d’être un joueur incontournable du pétrole et gaz au Québec tout en conservant un contrôle très majoritairement québé-cois de notre capital-actions. Nous estimons que 80% à 90% des actions émises et en circulation de Junex sont détenues par des partenaires financiers institu-tionnels ou des petits investisseurs du Québec. À titre indicatif, nous estimons que Ressources Québec et la Caisse de dépôt et placement du Québec détiennent ensemble environ 16% à 17% des actions de Junex.

Or Junex est le plus important joueur dans l’exploration pétrolière et gazière au Québec. Elle est l’entreprise détenant le plus de permis et elle est très active dans tous les bassins les plus prometteurs du Québec soit Anticosti, Gaspésie et les Basses- Terres du St-Laurent. Il en résulte donc que les investisseurs québé-cois, incluant Ressource Québec et la CDPQ, sont actionnaires à environ 90% de l’entreprise qui détient le plus de permis et de res-sources potentielles sur notre territoire. Ces précisions sont importantes puisque plusieurs ont évoqué à tort que la propriété de la ressource est entre les mains de compagnies de l’extérieur du Québec.

Junex a toujours été sensible au fait de préserver l’actionnariat québécois de l’entreprise. Nous croyons essentiel que le développement pétrolier et gazier soit accompagné par l’émergence d’entreprises d’explora-tion et de production dont le siège social, les employés et l’expertise sont au Québec. À cet égard, nous suggé-rons que le gouvernement du Québec, comme celui de la Norvège, s’implique activement dans l’implantation de l’industrie. Cette implication pourrait se faire soit à titre d’actionnaire important des entreprises québé-coises actives sur le territoire (exemple de Statoil détenue à environ 65% par l’état norvégien) ou soit à

titre de partenaire-investisseur directement dans les projets d’exploration et d’exploitation (exemple du Fonds d’investissement direct norvégien).

Ce modèle économique est le plus risqué pour l’État puisque les bassins du Québec demeurent en phase d’exploration mais il est aussi celui qui, en cas de succès commercial, créera le plus de richesse collective tout en garantissant la présence d’entreprises québécoises associées à la naissance de cette nouvelle industrie. Nous invitons à cet égard le gouvernement du Québec à analyser en profondeur l’immense succès du modèle norvégien.

Ce modèle économique est le plus risqué pour l’État puisque

les bassins du Québec demeurent en phase d’exploration

mais il est aussi celui qui, en cas de succès commercial,

créera le plus de richesse collective tout en garantissant la

présence d’entreprises québécoises associées à la nais-

sance de cette nouvelle industrie. Nous invitons à cet égard

le gouvernement du Québec à analyser en profondeur l’im-

mense succès du modèle norvégien.

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Travailler en harmonie avec les communautés locales

À titre de joueur local impliqué dans l’exploration du pétrole et gaz, Junex a appris depuis plusieurs années à mieux travailler avec les intervenants locaux sur le terrain. Nous avons par exemple signé depuis 2001 un total de 24 ententes de gré à gré avec les propriétaires des terrains sur lesquels nous avons procédé à des forages. Aucune de ces ententes n’a donné lieu à des requêtes ou des demandes de dommages de la part des propriétaires fonciers. Au contraire, plusieurs ont exprimé leur satisfaction à l’égard de notre façon de mener nos opérations. De plus, nous notons qu’au cours de la dernière année Junex a réussi à établir des relations harmonieuses avec la communauté de l’île d’Anticosti, notamment lors de l’importante campagne de levés sismiques de 224 kilomètres qui s’est déroulée sur plusieurs semaines. Junex s’est assurée de bien informer les élus locaux ainsi que l’ensemble de la population. Une séance d’information publique a d’ailleurs été tenue à Port Menier le 5 juillet 2012. Lors de cette séance, Junex a fourni des informations concernant la nature et l’impact de son programme sismique et elle a égale-ment répondu aux questions posées par les citoyens.

Junex a également collaboré étroitement avec les ministères et organismes afin de conduire ses travaux tout en minimisant les impacts. Nos coupes de bois ont été faites en accord avec la réglementation en vigueur et nous nous sommes assurés par exemple de préserver les sapins, de porter attention au ravage du cerf de la virginie et aux milieux humides, de travailler en harmonie avec les exclos, etc. De plus, nos tracés de coupe ont été approuvés par les pourvoyeurs de la région et ils sont maintenant utilisés comme sentiers pour la chasse. Sans compter que nous avons construit ou réparé de nouveaux ponceaux qui ont été légués aux pourvoyeurs.

Le même type de précautions et de relations avec la communauté ont été appliquées lors de nos travaux de forage menés en Gaspésie à l’automne 2012. Une journée de visite de l’équipement de forage a été orga-nisée à l’intention du grand public et Junex a travaillé, tout au long de ce projet, de concert avec les autorités municipales de Gaspé afin de favoriser l’acceptabilité sociale de ses travaux qui se sont déroulés sans heurts.

Sécurité de nos opérations

Mentionnons d’abord que nos opérations sont effectuées selon les règles de l’art sous la supervi-sion d’ingénieurs de forage certifiés. Les ingénieurs travaillant pour Junex sont membres de l’Ordre des Ingénieurs du Québec. Au point de vue de la sécurité des personnes, les superviseurs sont formés et certifiés selon les normes First Line et Second Line établies par l’industrie pétrolière depuis plusieurs décennies. Les membres de l’équipe de forage et les autres em-ployés de terrain reçoivent également diverses forma-tions visant à maintenir les qualifications de sécurité nécessaires aux opérations de terrain. La compagnie a également mis en place un Plan de mesures d’urgence qui est présenté aux autorités locales avant le début de chacune de nos opérations de forage.

Nous n’avons pas l’intention dans ce document de décrire l’ensemble de nos opérations qui, tel que men-tionné, sont sécuritaires et menées selon les strictes normes de l’industrie. Puisque l’information à ce sujet a été très largement galvaudée, nous nous attarderons cependant à décrire brièvement les précautions prises pour protéger les nappes aquifères lors de travaux de forage.

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Le mythe de l’eau contaminée

Les lieux communs les plus répandus concernant les opérations pétrolières et gazières sont ceux de la contamination de la nappe phréatique (notamment l’image sensationnaliste du robinet qui prend en feu qui continue d’être diffusée même si les études scien tifiques démontrent très clairement que cette situation n’est d’aucune façon liée aux activités de l’industrie), et des prétendus multiples dangers de la fracturation hydraulique.

Nous comprenons les craintes de nos concitoyens, cependant l’expérience américaine nous permet d’avoir accès à de nom-breuses données empiriques sur les impacts de la fracturation hydraulique et sur la prétendue contamination de la nappe phréa-

4 Voir texte en annexe résumant plusieurs études sur les risques environnementaux de l’exploitation gazière

tique. Toutes les études sérieuses démontrent que les opérations pétrolières et gazières, incluant l’étape de la fracturation hydraulique, peuvent être menées sans danger pour les aquifères4. Évidemment, comme tous les travaux d’ingénierie, elles doivent être réalisées dans les règles de l’art et en appliquant les méthodes

Nous comprenons les craintes de nos concitoyens, cepen-

dant l’expérience américaine nous permet d’avoir accès à

de nombreuses données empiriques sur les impacts de la

fracturation hydraulique et sur la prétendue contamination

de la nappe phréatique. Toutes les études sérieuses démon-

trent que les opérations pétrolières et gazières, incluant

l’étape de la fracturation hydraulique, peuvent être menées

sans danger pour les aquifères4.

Figure 1 : Schéma de la conception d’un site de forage (pas à l’échelle)

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les plus sécuritaires. Notamment et principalement à l’égard de la cimentation et de la qualité des coffrages qui protègent la nappe phréatique.

Tous les puits gaziers, peu importe leur type, sont creusés en circuit fermé et les zones de surfaces sont coffrées et cimentées pour être isolées des zones profondes. Les coffrages conducteurs et de surface isolent l’eau souterraine de tous les flu-ides pouvant être rencontrés en profondeur, tel que démontré à la figure 1.

Les différents coffrages d’acier sont fixés à la paroi rocheuse avec du ciment qui est soumis à des tests de pression afin de s’assurer de son étanchéité. Ces multiples coffrages isolent complète-ment le puits de la nappe phréatique. Il s’agit d’une technique éprouvée sur des millions de puits forés à travers les années en Amérique du Nord.

Figure 2 : Les coffrages d’un puits pétrolier

Dans la seconde phase d’opération, là où des activités de stimu lation massive (fracturation) sont realisées, les fluides de fractura tion et de reflux (frac fluids et flow-back fluids) représentent alors les fluides principaux à gérer. Les sites de forage sont aménagés pour assurer

5 O’Shea (2010) in Gaz de Shale – Le Mythe de l’Eau : Bien comprendre l’impact du développement du gaz de shale sur l’eau potable.6 Vidic et al., 2013. Impact of Shale Gas Development on Regional Water Quality. http://dx.doi.org/10.1126/science.1235009

Les études récentes menées aux États-Unis à partir de don-

nées de forage réelles d’une multitude puits ont d’ailleurs

démontré qu’aucune trace des fluides injectés lors de la

fracturation n’a été observée dans la nappe aquifère ni les

eaux de surface6.

la protection la plus complète du terrain, de l’eau de surface et de l’eau souterraine. Les aires de forage sont alors conçues pour contrôler le drainage sur le site5. Les fluides utilisés lors des travaux de forage ou de complétion sont stockés dans des bassins de rétention

étanches construits sur le site. Enfin, la manipula-tion de tous les additifs chimiques est effectuée selon les normes et leur utilisation est supervisée par des experts certifiés.

Nous mentionnons enfin que la fracturation hydrau-lique est une technique éprouvée depuis plusieurs années. Dans les Shales d’Utica ou de Macasty, la fractu ration de la roche a été ou sera faite en général entre 1 500 et 2 500 mètres de profondeur. C’est donc des centaines et parfois des milliers de mètres de roches qui séparent la nappe phréatique de la séquence de Shales où a lieu la fracturation hydraulique.

Les études récentes menées aux États-Unis à partir de données de forage réelles d’une multitude puits ont d’ailleurs démontré qu’aucune trace des fluides injectés lors de la fracturation n’a été observée dans la nappe aquifère ni les eaux de surface6.

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SECTION 4LE PETROLE ET LE GAZ NATUREL AU QUÉBEC

Le pétrole et gaz dans notre bilan énergétique

Le pétrole et le gaz naturel jouent un rôle crucial dans les stratégies énergétiques de tous les pays. On est souvent tenté de croire que la situation est différente au Québec, compte-tenu des spécificités de notre portefeuille énergétique axé presque en totalité sur la pro duction hydraulique d’électricité. Malgré ce patrimoine hydraulique qui fait la fierté des Québécois, il n’en demeure pas moins qu’environ la moitié de l’énergie consommée au Québec provient de sources d’énergies fossiles7.

Le gaz naturel : une énergie au cœur de l’activité industrielle

Il est bien connu que l’accès au gaz naturel est indis-pensable pour plusieurs entreprises du secteur industriel québécois. De nombreuses industries créatrices d’em-plois au Québec, notamment les papetières, les alu-mineries, les fonderies, les cimenteries, ont besoin de la valeur énergétique du gaz naturel pour que fonction-nent leurs procédés industriels.

À l’évidence, la disponibilité du gaz naturel contribue grandement à la compétitivité de nombreuses entre-prises en provenance des secteurs industriels parmi les plus importants créateurs de richesse et d’emplois au Québec. C’est d’autant plus vrai que la révolution énergétique en cours aux États-Unis, par la surabon-dance de la production des dernières années, a rendu plus que jamais concurrentielle la filière gazière. Plusieurs industries américaines énergivores profitent d’ailleurs des bas coûts du gaz naturel pour se relancer et rapatrier aux États-Unis des emplois autrefois perdus.

Les bouleversements énergétiques survenus ces dernières années, notamment la chute des prix du gaz et le déplacement de la production vers les bas-sins de l’est tels que le Marcellus, ont également des conséquences sur l’approvisionnement en gaz naturel du Québec. L’exemple le plus probant étant celui du projet Énergie Est de TransCanada Pipeline qui prévoit la conversion en ligne de transport du pétrole une partie de son gazoduc actuel, privant ainsi le Québec de plus ou moins 40% de ses approvisionnements gaziers en provenance de l’Ouest canadien : « La facture pour-rait augmenter de 138 millions par année pour les consommateurs des deux pro vinces, estiment les dis-tributeurs. Selon Gaz Métro, des projets sont remis en question par des entre prises qui veulent investir au Québec, à cause de cette incertitude quant au coût du gaz naturel8».

Figure 2 : Consommation par forme d’énergie au Québec (2009)

7 Sources : Ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec et Statistique Canada8 http://affaires.lapresse.ca/economie/quebec/201308/01/01-4675978-gaz-naturel-gaz-metro-propose-un-plan-b.php

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Il est par conséquent acquis que Gaz Métro, le distribu-teur gazier québécois, aura de plus en plus recours au gaz naturel américain afin de combler les besoins en gaz naturel de ses clients.

En résumé, l’économie du Québec doit impérative-ment sécuriser ses approvisionnements gaziers afin de demeurer compétitive et les récents développements nous démontrent que, de plus en plus, le Québec sera confronté à un choix clair : continuer d’importer le gaz naturel (de schiste) qu’il con-somme de l’Ouest canadien et des États-Unis; ou produire sur son propre territoire le gaz naturel (de schiste) qui permettra de répondre à ses besoins.

Dans cette perspective nous recommandons l’auto risation de mener certains projet-pilotes qui permettraient de faire progresser l’analyse économique de la découverte d’Utica tout en démontrant que l’industrie peut travailler en harmonie avec les com-munautés locales.

Réduire la dépendance du Québec à l’égard du pétrole

Le Québec cherche depuis plusieurs années à réduire sa dépendance à l’égard du pétrole mais, malgré tous les efforts qui ont été faits, il représente toujours près de 40% de la demande énergétique québécoise. La

lutte aux changements climatiques et le coût exorbi-tant pour notre économie (déficit de la balance com-merciale évalué 20,8 milliards) sont deux excellentes raisons qui militent en faveur d’une réduction de la dépendance du Québec face aux produits pétroliers.

Junex supporte résolument cette idée. Nous saluons à cet égard les objectifs du gouvernement actuel qui veut démarrer un grand chantier sur l’électrification des transports. À titre de spécialistes du secteur de l’énergie, nous mesurons en même temps l’immense défi qui nous attend et nous constatons qu’il est évi-dent que le Québec, comme le reste de la planète d’ail-leurs, continuera, pour encore plusieurs décennies, à utiliser de très grandes quantités de pétrole. Pour le secteur des transports évidemment, mais aussi pour soutenir notre industrie pétrochimique et les milliers d’emplois qui en découlent.

Réduire notre dépendance au pétrole est donc un objectif louable qui mérite qu’on y consacre tous les efforts nécessaires. Ceci dit, il nous apparaît sage de réfléchir en parallèle à la possibilité de réduire no-tre dépendance au pétrole produit à l’étranger. Pour le moment, c’est environ 14 à 15 milliards de dollars

En résumé, l’économie du Québec doit impérativement

sécuriser ses approvisionnements gaziers afin de demeurer

compétitive et les récents développements nous démon-

trent que, de plus en plus, le Québec sera confronté à un

choix clair : continuer d’importer le gaz naturel (de schiste)

qu’il consomme de l’Ouest canadien et des États-Unis; ou

produire sur son propre territoire le gaz naturel (de schiste)

qui permettra de répondre à ses besoins.

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chaque année qui sortent du Québec pour enrichir les pays producteurs.

Partant de la prémisse que nous consommerons en-core du pétrole pour plusieurs années et que le sous-sol du Québec comporte un réel potentiel de décou-verte d’hydrocarbures, nous sommes d’avis que nous devons tout mettre en oeuvre pour pro-duire chez nous une partie du pétrole que nous consommons. Tant au plan de l’économie que de l’environnement ou de l’in-dépendance énergétique, nous ne voyons pas par quel raisonnement logique nous pourrions arriver à la conclusion qu’il est plus rentable, pour le Québec, de continuer à importer du pétrole de l’Algérie, de la Mer du Nord, de l’Angola ou du Nigéria plutôt que de produire ces ressources chez nous.

Le pétrole et gaz et les changements climatiques

Comme chacun sait, la problématique des change-ments climatiques déborde largement les seules fron-tières du Québec. Dans cette perspective, analyser l’impact des GES de la production gazière et pétrolière à travers le seul prisme de la situation québécoise nous apparaît pour le moins réducteur.

Dans la mesure où nous acceptons l’idée que la pro - blé matique des gaz à effet de serre est globale et qu’elle ne doit pas être évaluée sous l’angle unique du Québec, nous croyons que les impacts globaux liés à la production d’hydrocarbures chez nous pourraient être positifs. En effet, toutes choses étant égales par

ailleurs, un principe de base en environnement veut que la production à proximité des marchés de consom-mation représente un gain environnemental important puisqu’elle permet de réduire considérablement les émissions de GES liées au transport.

Nous admettons par ailleurs que l’activité industrielle nécessaire à la production chez nous du pétrole et gaz naturel que nous consommons déplacera vers le Québec non seulement les impacts économiques corol-laires de cette production mais également les impacts liés aux émissions de GES qui seront comptabilisés à notre bilan plutôt qu’à celui des pays producteurs.

Nous croyons donc que, si une production commerciale devait survenir, le Québec devrait mettre en place des mesures qui permettraient d’atténuer ces impacts. Il serait par exemple possible d’investir une partie des profits générés par la production d’hydrocarbures dans un fonds de recherche sur les énergies alterna-tives ou dans des mesures favorisant l’efficacité énergétique.

Dans la mesure où nous acceptons l’idée que la problématique

des gaz à effet de serre est globale et qu’elle ne doit pas être

évaluée sous l’angle unique du Québec, nous croyons que

les impacts globaux liés à la production d’hydrocarbures chez

nous pourraient être positifs. En effet, toutes choses étant

égales par ailleurs, un principe de base en environ nement

veut que la production à proximité des marchés de con-

sommation représente un gain environnemental important

puisqu’elle permet de réduire considérablement les émissions

de GES liées au transport.

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Renaissance de l’exploration au Québec dans la mouvance de la révolution énergétique américaine

Quoique le territoire québécois demeure encore très largement sous exploré, il faut bien admettre que la recherche pétrolière et gazière au Québec a subi de nombreux revers de fortune au cours des décennies ayant précédé la création de Junex. Plusieurs entre-prises, dont la société d’état SOQUIP, ont abandonné nos bassins géologiques après y avoir investi des millions de dollars sans qu’une découverte importante n’ait été réalisée.

Un événement majeur est cependant venu bouleverser les croyances et entraîner une redécouverte du potentiel de notre territoire : la mise en production aux États-Unis de nombreux gisements de pétrole et gaz non- conventionnels à partir de réservoirs peu perméables (notamment les Shales). La production économique de cette ressource a été rendue possible grâce à l’opti misation de deux procédés : 1) la fracturation hydraulique massive avec agent de soutènement9; 2) le forage horizontal10.

On compte présentement plusieurs bassins de shales produisant commercialement du gaz naturel et/ou du pétrole : Barnett, Fayetteville, Woodford, Marcellus, Eagle Ford, Haynesville, Bakken, Utica. Le Shale d’Utica en Ohio est notamment un équivalent stratigraphique du Shale d’Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent et du Shale de Macasty que l’on retrouve sur l’île d’Anticosti.

Peu importe le bassin, l’exploration des ressources non- conventionnelles passe par trois stades importants11:

1. Stade de l’exploration et de découverte : ac-quisition de données sur les possibilités réservoir par le biais d’analyse d’échantillons de roche pour démon-trer le potentiel économique du play12 et planifier les techniques à utiliser ;

2. Stade d’opération : mise en place d’un projet pilote pour valider et optimiser les techniques de développement tout en évaluant les infrastructures nécessaires à la mise en production ;

3. Stade de production : production du gisement. Optimisation de la récupération de la ressource et réduction importante des coûts d’opération.

Le bassin de shale des Basses-Terres du St-Laurent se situe présentement dans la seconde phase tandis que celui d’Anticosti demeure à la phase initiale d’explora-tion. Ultimement, le développement et la production du shale dépendront de la géologie du gisement, des percées technologiques, des coûts d’opération et du prix des différentes ressources.

Potentiel des principaux bassins sédimentaires du Québec

Les travaux d’exploration réalisés depuis les quarante dernières années ont permis de démontrer l’existence de roche-mère de grande qualité. Les shales ordovi-ciens qui ont couvert jadis l’ensemble du territoire québécois ont toutes les qualités requises pour avoir généré des milliards de tonnes d’hydrocarbures au Québec. Le problème auquel les explorateurs québé-cois ont toujours fait face est de trouver des réservoirs pétroliers de qualité. Même si les réservoirs non-con-ventionnels sont actuellement les plus explorés, nous savons qu’il existe au Québec des réservoirs conventionnels potentiels. Il y en a bien sûr dans le domaine marin du Golfe Saint-Laurent mais égale-ment sur l’île d’Anticosti et en Gaspésie. C’est bien possible que le développement des ressources non- conventionnelles comme le gaz des shales d’Utica ou le pétrole des shales de Macasty permettent justement de trouver d’autres gisements plus conventionnels. Pour trouver, il faut d’abord chercher.

9 Le terme «proppant» décrit un matériel granulaire qui est injecté dans une fracture à partir d’un puits foré dans le but de la maintenir ouverte pour faciliter la circulation des fluides (gaz, pétrole ou eau).10 Halliburton White Paper (2008) U.S. Shale Gas : An unconventional Resource. Unconventional Challenges11 Halliburton White Paper (2008) U.S. Shale Gas : An unconventional Resource. Unconventional Challenges12 Un play est défini comme un ensemble d’accumulations connues ou possibles d’hydrocarbures partageant des propriétés géologiques, géographiques et similaires, telles que la roche source, les voies de migration, la chronologie, les mécanismes de piégeage, et le type d’hydrocarbures (Gautier and others, 1996 in Tabular data, text, and graphical images in support of the 1995 National Assessment of United States Oil and Gas Resources, USGS).

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La plus importante découverte d’hydrocarbures réalisée au Québec est le gaz de shale de l’Utica qui contiendrait plus de 200 trillions de pieds cubes de gaz naturel (200 Tcf ou encore 200 000 Bcf). Dans un rapport publié en 2012, un groupe de chercheurs de l’Université Laval a estimé que le potentiel de gaz en place (GIP) pourrait se situer entre 100 Tcf à plus de 300 Tcf. La portion techniquement récupérable (TRR) de cette ressou-rce est évaluée entre 22 Tcf et 47 Tcf, les facteurs de récupération utilisés étant situés entre 15% et 20%.13 Cette évaluation est dans le même ordre de grandeur que les estimations publiées en 2012 par l’Energy In-formation Agency des États-Unis, de même que les évaluations préliminaires présentées en 2013 par la Commission Géologique du Canada.

En Gaspésie, plusieurs indices de pétrole, de con-densats et de gaz naturel ont été répertoriés dans la centaine de puits d’exploration réalisés dans ce bassin depuis 150 ans. Les unités montrant le plus grand po-tentiel sont les calcaires de la Formation de Forillon et possiblement quelques niveaux dans les grès de la Formation de York River. Ces deux unités sont datées du Dévonien inférieur. Selon les informations pub-liques provenant de rapports externes réalisés pour le compte de Junex et Petrolia, les ressources pétrolières potentielles de la Gaspésie atteindraient près de 400 millions de barils incluant un peu plus de 40 millions de barils classés comme découverts. En ordre d’impor-tances les projets les plus avancés sont ceux de Galt, Haldimand, Bourque et Baie des Chaleurs :

1. Ressources pétrolières pour le secteur de Galt : Dans son rapport de mise à jour, NSAI établit, en date du 31 décembre 2012, à 330 millions de barils sa meilleure estimation du pétrole initialement en place total (« PIP ») dans les formations géo logiques de Forillon et du Indian Point sur la propriété de Galt détenue par Junex. Ce chiffre de 330 millions de barils inclut 36 millions de barils qualifiés comme des res-sources contingentes découvertes de PIP et 294 millions de barils qualifiés comme des ressources pro-spectives de PIP non-découvertes dans les formations combinées de Forillon et Indian Point.14 Plusieurs tests ont été réalisés dans les différents puits du pro-jet Galt. Sur la base de ces tests, Galt est le seul projet au Québec où des réserves prouvées de pétrole ont été estimées. NSAI les estime actuellement à 8000 barils. La présence de pétrole semble liée à un réseau de fractures naturelles verticales, la prochaine phase de ce projet sera de réaliser un puits d’exploration horizontal;

2.Ressources pétrolières pour le secteur de Haldimand : Dans sa révision des données dispo-nibles pour le projet Haldimand, la firme Sproule Associates a évalué le potentiel pétrolier à 69,7 millions de barils incluant des ressources contingentes décou-vertes de 7,7 millions de barils.15 Le projet Haldimand a fait l’objet de deux forages et un essai de production y a été réalisé à la fin des années 2000. Le pétrole est contenu dans des grès fracturés.

En dehors de ces deux secteurs, il n’y a pas d’étude indépendante disponible qui permettrait d’estimer le potentiel pétrolier de la Gaspésie.

13 Duchaine et al. (2012) dans Potentiel en gaz naturel dans le Groupe d’Utica, Québec (Rapport pour le comité d’experts de l’EES-gaz de schiste)14 Rapport Netherland, Sewell and Associates : http://www.junex.ca/communiques/junex-annonce-une-augmentation-%C3%A3-330_121 15 Audit de Sproule Associates : http://www.petroliagaz.com/imports/medias/pdf/rapports-financiers/2010-09-30-rapport-51-101.pdf

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Sur l’île d’Anticosti, une vingtaine de puits d’explora-tion ont été effectués depuis la fin des années 50. Les travaux ont permis de démontrer la présence d’une ex-cellente roche-mère, le Shale de Macasty, et celle d’ex-cellents réservoirs dans les Formations de Mingan et Romaine. Toutefois, les zones réservoirs interceptées ne contenaient que de l’eau salée pas d’hydrocarbures. Malgré tout, selon la Commission géologique du Canada, ces réser-voirs conventionnels pourraient contenir près de 500 millions de barils de pétrole pour l’ensemble du bassin d’Anticosti.16 Dans le cas du shale, les récentes avancées technologiques permettent au-jourd’hui de lui assigner un im-portant potentiel en raison des hydrocarbures qui y seraient en-core piégés.

En raison de sa grande impermé-abilité, le pétrole généré par la matière organique d’origine du shale n’a pas pu migrer normale-ment, il s’est plutôt emmagasiné dans les microporosités de la roche-mère. Dans la région sud-ouest de l’île d’Anticosti, là où le shale est enfoui plus profondément, près de 75% de la matière organique d’origine s’est transformée en hydro-carbures. Les travaux de forage futurs permettront de poursuivre la caractérisation du potentiel pétro-lier de ce “Fairway profond”. Pour le moment, les rapports externes estiment les quantités de pétrole initialement en place (PIP) à près de 40 milliards de barils.17 Au stade d’exploration actuel, il est diffi-cile de déterminer quelle portion de ce pétrole piégé pourra être récupéré, ni si la chose pourra être faite de manière économiquement rentable. Toutefois, il est possible d’utiliser certaines données scientifiques disponibles et de faire certaines analogies pour mieux en évaluer son potentiel.

Le shale ordovicien de Macasty est l’équivalent strati-graphique des shales d’Utica des Basses-Terres du St-Laurent et des shales riches en pétrole d’Utica/Point Pleasant présents en Ohio (tous trois d’âge Ordovicien supérieur). Rencontré à des pro fondeurs variant de 800 à 2 200 mètres, le Macasty est

16 Lavoie et al. (2009) dans Petroleum Resource Assessment, Paleozoic successions of the St. Lawrence Platform and Appalachians of eastern Canada17 Potentiel pétrolier du Macasty : http://www.junex.ca/communiques/junex-d%C3%A3voile-un-rapport-ind%C3%A3pendant_36http://www.petroliagaz.com/imports/medias/pdf/rapports-financiers/2011-rapport-51-101-anticosti-en.pdf

également plus épais dans le Fairway profond. La cartographie de Junex indique que son épaisseur moyenne est d’approximativement 80 mètres dans la partie sud-ouest de l’île. En termes de maturité thermique, le shale situé dans la zone du Fairway profond est interprétée comme étant à la fin de la fenêtre d’huile. Il est de l’opinion de Junex que, étant

plus profond que d’autres secteurs sur l’île, le Macasty situé dans la partie sud-ouest de l’île devrait avoir une pression de réservoir plus importante (ou énergie du réservoir) qui pourrait se traduire par une production potentielle accrue si le programme d’exploration con-tinue d’être un succès.

Dans la région sud-ouest de l’île d’Anticosti, là où le shale

est enfoui plus profondément, près de 75% de la matière

organique d’origine s’est transformée en hydrocarbures.

Les travaux de forage futurs permettront de poursuivre la

caractérisation du potentiel pétrolier de ce “Fairway pro-

fond”. Pour le moment, les rapports externes estiment les

quantités de pétrole initialement en place (PIP) à près de

40 milliards de barils.17 Au stade d’exploration actuel, il est

difficile de déterminer quelle portion de ce pétrole piégé

pourra être récupéré, ni si la chose pourra être faite de

manière économiquement rentable.

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L’exploration pétrolière dans le Golfe Saint-Laurent (principalement dans les années 1970 et au début des années 1980) a inclus l’acquisition d’environ 40 000 kilomètres linéaires de données de réflexion sismique et le forage de 10 puits d’exploration. La seule partie du Golfe Saint-Laurent qui a été explorée par forage appartient au bassin des Maritimes. Sur les six puits d’exploration forés, un seul a mené à une découverte significative. Selon les essais réalisés au puits Hudson Bay-Fina East Point E-49 réalisés en 1974, la zone réservoir découverte dans les unités carbonifères aurait atteint une capacité de production stabilisée de 5,5 millions de pieds cube par jour.18 Des in dices de gaz ont été rencontrés dans plusieurs autres puits. La plupart des puits testés anticlinaux associés à des diapirs ou des dômes de sel. Sur la base de différents travaux d’ex-ploration menés sur des portions terrestres du bassin des Maritimes, il y aurait possiblement un po-tentiel en pétrole dans les unités dévoniennes plus profondes. Dans son étude récente du potentiel en hydrocarbures dans le bassin des Maritimes, la Commission géologique du Canada a estimé le potentiel en place à 39 000 Bcf de gaz naturel et 1 500 millions de barils de pétrole.19 Le projet d’exploration le plus avancé dans le Golfe Saint-Laurent est l’explo ration du prospect d’Old Harry20, une structure géologique couvrant une super-ficie de 17,5 km². La structure s’étend de part et d’autre de la frontière Québec/Terre-Neuve. La compagnie Corridor Resources, opérateur du projet, a amorcé le processus d’obtention d’un permis de forage auprès des autorités terre-neuviennes. Le processus d’appro-bation est en cours et l’entreprise souhaite aller de l’avant au cours des années 2015-2016.

L’encadrement réglementaire des activités

La loi sur les mines encadre actuellement les opéra-tions pétrolières et gazières et les compagnies doivent se soumettre à une multitude de règlements en plus d’acquérir de nombreux permis tout au long de leurs opérations. Quoique la réglementation existe déjà par le biais de la loi sur les mines, nous sommes d’avis que

l’encadrement législatif des opérations pétrolières et gazières devrait faire l’objet d’une nouvelle loi qui régirait ses activités spécifiques.

À cet égard il est essentiel de noter que plusieurs millions de puits ont été forés en Amérique du Nord depuis plus d’un siècle. Certaines juridictions cana-diennes telles que l’Alberta, la Saskatchewan ou la Colombie-Britannique ont depuis des décennies ac-quis une vaste expérience en matière d’encadrement réglementaire des activités de pétrole et gaz. Ces ju-ridictions démontrent d’ailleurs clairement qu’il est possible de développer une industrie dynamique dont les opérations sont régies par un encadrement réglementaire stricte tout en s’harmonisent avec les communautés locales et les autres secteurs d’activités socio-économiques.

L’Alberta, la Saskatchewan ou la Colombie-Britannique

ont depuis des décennies acquis une vaste expérience

en matière d’encadrement réglementaire des activités

de pétrole et gaz. Ces juridictions démontrent d’ailleurs

clairement qu’il est possible de développer une industrie

dynamique dont les opérations sont régies par un encad-

rement réglementaire stricte tout en s’harmonisent avec

les communautés locales et les autres secteurs d’activités

socio-économiques.

18 Dietrich (2004) dans Natural gas resource potential of the carboniferous Magdalen Basin, Gulf of St. Lawrence, Eastern Canada19 Lavoie et al. (2009) dans Petroleum Resource Assessment, Paleozoic successions of the St. Lawrence Platform and Appalachians of eastern Canada20 Project Description for the Drilling of an Exploration Well on the Old Harry Prospect – EL 1105 http://www.corridor.ca/oil-gas-exploration/docu-ments/CorridorDrillingPDfrfeb21.pdf & http://www.corridor.ca/documents/CorridorOverviewMemorandumUpdateOH.pdf

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Au Québec, traditionnellement, les ressources na-turelles comme le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains sont gérés par la Direction du Bureau des Hydrocarbures, relevant du Ministère des Ressources Naturelles et de la Faune. Toutefois, depuis quelques années, beaucoup de pouvoirs réservés au MRNF ont été redistribués dans différents ministères. Plusieurs entités ont maintenant leur mot à dire sur la gestion des ressources pétrolières et gazières au Québec, ce qui est loin de faciliter la réalisation de projets dans ce domaine. De surcroît, cette manière de faire est très loin de la manière de faire dans la majorité des juridictions dans le monde. Alors que la plupart des États tentent de mieux contrôler la gestion de leurs ressources énergétiques en concentrant l’autorité et l’expertise au sein d’un même groupe transparent et dédié, le Québec divise les pouvoirs au sein de ses divers organismes. Pour ajouter à cette situation complexe, le gouvernement québécois a imposé plusieurs limitations aux activités pétrolières. Il y a au moins trois lois ou projets de loi au Québec qui imposent des mora-toires sur l’exploration pétrolière ou du moins la limite grandement.

› Projet de loi 397 imposant un moratoire complet sur l’explo-ration et la production du gaz de « schiste » dans les Basses-Terres du Saint-Laurent;

› Projet de loi 182 imposant un moratoire complet sur l’explora-tion et la production dans le Golfe Saint-Laurent;

› Projet de loi 18 interdisant l’exploration dans l’Estuaire du Saint-Laurent limitant certaines activités pétrolières et gazières sur l’ensemble du territoire québécois en plus de l’expropriation sans compensa-tion de certains droits.

Légalement, le gouvernement du Québec a tous les pouvoirs concernant la gestion de ses ressources na-turelles. Il en est de même en milieu marin puisqu’une

importante entente provinciale/fédérale a été conclue à ce sujet en mars 2011. Rien n’empêche donc les Québécois d’exercer leur souveraineté sur leurs res-sources en les mettant sous clef par le biais de mora-toires. C’est toutefois une manière coûteuse pour tous les citoyens du Québec.

Nous croyons que le Québec, comme l’a récemment fait le Nouveau Brunswick, aurait tout intérêt à s’inspirer de la réglementation en vigueur dans les juridictions expérimentés dans le pétrole et gaz afin d’adopter une nouvelle loi qui encadrerait ces activités. La réglemen-tation devra poser des balises claires comparables à celles qui encadrent les opérations dans les autres juridictions et qui ont démontré leur efficacité sur des décennies. Une réglementation claire est essentielle afin d’attirer les importants capitaux requis pour la mise en valeur de nos potentiels pétroliers et gaziers.

Nous croyons que le Québec, comme l’a récemment fait

le Nouveau Brunswick, aurait tout intérêt à s’inspirer de

la réglementation en vigueur dans les juridictions expéri-

mentés dans le pétrole et gaz afin d’adopter une nou-

velle loi qui encadrerait ces activités. La réglementa-

tion devra poser des balises claires comparables à celles

qui encadrent les opérations dans les autres juridictions

et qui ont démontré leur efficacité sur des décennies.

Une réglementation claire est essentielle afin d’attirer les

importants capitaux requis pour la mise en valeur de nos

potentiels pétroliers et gaziers.

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SECTION 5S’INSPIRER DES MEILLEURS

La réussite norvégienne

La Norvège est le pays ayant possiblement eu le plus grand succès avec la gestion de ses ressources pétrolières et gazières. Comme dans tout success story, il y a là un mélange de chance, de bon travail, de persévérance et de décisions judicieuses. La Nor-vège est un pays nordique, essentiellement côtier et maritime. Le pays est habité par 5 millions de Norvégiens qui y consomment chaque jour à peu près 255 000 barils de pétrole. Mais la Norvège produit plus de 2 million de barils de pétrole quotidienne-ment. Le pays est le 8e plus important exportateur de pétrole au monde.

L’industrie pétrolière norvégienne est née suite à la découverte du gisement Ekofisk en 1969 par la com-pagnie Phillips Petroleum avec des réserves prou-vées de 3,3 milliards de barils, ce gisement offshore est un des plus grands gisements pétroliers d’Europe. Après plus de 40 années de production, le débit quoti-dien du gisement est supérieur à 120 000 barils par jour. Au total, la Norvège compte 8 gisements pétroliers majeurs totalisant près de 18 milliards de barils en ré-serves prouvées. La découverte d’Ekofisk dans un bassin a toute fin pratique con-damné par les géologues norvégiens a obligé le gou-vernement à repenser sa stratégie énergétique et plus encore, à réorienter son modèle socio-économique.

Dès le départ, sur la base de dix grands principes adoptés en 1972 par le parlement, les Norvégiens ont créé trois sociétés d’états, dont Statoil. Ces so-ciétés avaient pour but d’assurer le bon dévelop-pement des opérations pétrolières en Norvège et de garantir une présence norvégienne dans le développement de l’industrie. L’avenir leur aura donné raison car la Norvège est aujourd’hui un des pays les plus prospères au monde et une des

régions pétrolières les plus productives. Statoil, suite à sa fusion avec l’autre société d’état norvégienne, Norsk Hydro, est devenue un leader mondial du domaine pétrolier présent et actif dans plus de 30 pays. À titre d’exemple, Statoil est actuellement l’opérateur le plus actif sur la côte de Terre-Neuve. La compagnie y a annoncé trois découvertes au cours des deux dernières années.

Les ressources pétrolières norvégiennes sont gérées par le Norvegian Petroleum Directorate du ministère du pétrole et de l’énergie. Bien que Statoil soit présente dans la majorité des gisements norvégiens, c’est une autre société d’état, Petoro, qui gère les aspects commerciaux des intérêts financiers (le Fonds d’investissement direct) du gouvernement dans le

domaine pétrolier. Grâce à des incitatifs fiscaux généreux pour les années 2011 et 2012, les investisse-ments dans le secteur pétrolier et gazier ont atteint 50 milliards de dollars. Uniquement pour l’année 2011, 16 découvertes ont été réalisées suite au forage de 45 puits d’explorations. La Norvège, en plus de tirer d’énormes revenus avec les redevances et les investis-sements liés à l’exploration et à la production des hydro carbures, a surtout su développer une expertise sans équivalent dans les domaines connexes. Plusieurs entreprises norvégiennes se sont spécialisées dans la construction d’équipement offshore, dans l’ingénierie d’infrastructures énergétiques ainsi que dans les tech-nologies pour les opérations sous-marines.

La Norvège est aujourd’hui un des pays les plus prospères

au monde et une des régions pétrolières les plus produc-

tives. De plus, la Norvège est un leader mondial autant dans le

domaine de l’énergie quand dans le domaine environnemental.

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La Norvège est un leader mondial dans le domaine de l’énergie autant que dans le domaine environnemen-tal. Première juridiction à obliger l’industrie pétrolière à diminuer ses émissions de gaz à effet de serre, le pays a tracé la voie à plusieurs innovations environnemen-tales. Toutes ces Écoles Vertes Bruntland auxquelles nos enfants sont si fiers d’être affiliés, ne viennent-elles pas de Norvège?

Il n’y a pas de doute que le modèle norvégien est une bonne inspiration pour tous les pays qui veulent développer leurs ressources naturelles. Il faut savoir l’adapter aux propriétés géologiques de nos bassins tout en restant compétitif face aux autres juridictions.

La pugnacité irlandaise

Historiquement, l’Irlande a con-nu plusieurs épisodes de mise en valeur de ses ressources pétrolières et gazières. Actuelle-ment, le secteur pétrolier et ga-zier irlandais connaît un regain d’intérêt suite à l’annonce de plusieurs découvertes dans ses bassins extracôtiers. De manière tout à fait justifiée, le gouver-nement irlandais tente de mettre en valeur ses territoires pour éventuellement bénéficier de la création d’une industrie pétro lière irlandaise.

L’Irlande est un pays côtier et maritime. Le pays est habité par 4,7 millions d’Irlandais qui y consomment chaque jour à peu près 145 000 barils de pétrole. Bien que quatre importants gisements de gaz naturel aient été découverts et mis en production dans les eaux ir-landaises, il n’y a jamais eu de production pétrolière. Les découvertes pétrolières sont récentes et des mises en production éventuelles ne sont pas prévues à court terme.

Le secteur pétrolier et gazier irlandais connaît actu-ellement un regain d’intérêt suite à l’annonce de di-verses découvertes. On sait depuis plusieurs décennies qu’il y a présence de pétrole et de gaz naturel dans les bassins offshore irlandais, toutefois, les succès ont été mitigés. Il y a eu peu de découvertes commerciales et

à plusieurs reprises l’Irlande a dû batailler ferme pour attiser l’intérêt des compagnies vers son territoire. La compétition avec les territoires norvégiens ou ceux du Royaume-Uni est difficile, mais l’expertise que l’on retrouve dans ces régions limitrophes peut également faciliter l’implantation de projets en Irlande.

En 40 ans, 129 puits d’exploration offshore ont été réalisés. L’ensemble de ces puits ont conduit à la découverte de quatre gisements commerciaux de gaz et de pétrole, nécessitant la complétion de 29 puits de développement additionnels et 14 découvertes signi-ficatives. L’an passé, pas moins de 50 compagnies étaient actives en Irlande et tentaient de mener à bien une

quarantaine de projets d’exploration. Depuis 2006, 5 234 km de levés sismiques marins 2D et 2 578 km² de sismiques 3D ont été acquis. En 2013, le gouver-nement a annoncé qu’il investirait dans de nouveaux levés géophysiques marins pour obtenir de nouvelles données sur le potentiel pétrolier et gazier. L’objectif du gouvernement est d’encourager les investissements sur la côte irlandaise et d’optimiser la valeur de toute découverte. Selon le ministre de l’énergie de l’Irlande c’est seulement par l’exploration active et le forage que le potentiel pétrolier et gazier sera démontré. La même détermination devrait s’appliquer au Québec.

L’objectif du gouvernement est d’encourager les investis-

sements sur la côte irlandaise et d’optimiser la valeur de

toute découverte. Selon le ministre de l’énergie de l’Irlande

c’est seulement par l’exploration active et le forage que

le potentiel pétrolier et gazier sera démontré. La même

détermi nation devrait s’appliquer au Québec.

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Et bien que plusieurs compagnies majeures soient présentes et actives sur les mers irlandaise, le cataly-seur et le leader de la phase actuelle de l’exploration est une compagnie junior dont le siège est situé à Dub-lin. En effet, les récentes découvertes de West Cork, Barryroe, Spanish Point et la promotion de plusieurs prospects sont le fruit des efforts de la compagnie Providence Resources. Cette compagnie locale fait office de pionnière et elle croit fortement au potentiel socio-économique des hydrocarbures irlandais. Dans le cas des compagnies majeures, l’exploration des ré-gions frontières n’est pas néces-sairement prioritaire et le forage d’un puits sec pourra éventuelle-ment les inciter à quitter le bas-sin. Au contraire les compagnies locales Providence Ressources et Junex, qui se sont données comme mission d’explorer leurs bassins sédimentaires ont la vocation et n’abandonnent pas au premier échec.

Par ailleurs, la réglementation, l’en-ca drement et la promotion de l’ex-ploration en Irlande sont effectués sous l’égide de la Division des Af-faires Pétrolières, rattachée au département énergie et Ressources Naturelles du gouvernement irlandais.

La situation de l’exploration pétrolière en Irlande ressemble grandement à celle du Québec. Le pays ne produit pas de pétrole, mais plusieurs éléments démontrent le bon potentiel de ses bassins sédimen-taires. À bien des égards, la réglementation et les incitatifs fiscaux sont similaires à ceux du Québec. Il y a également des opposants à l’industrie pétrolière, des critiques face au manque d’expertise locale et des pressions pour augmenter les retombées économiques mais cela n’empêche pas le gouvernement d’aller de l’avant sans mettre l’industrie sous moratoire.

Développer notre industrie pour enrichir les Québécois tout en respectant nos valeurs environnementales

Le Québec est per capita une des grandes régions con-sommatrices de pétrole sur la planète. L’importance du transport routier sur son vaste territoire et le climat nor-dique expliquent en grande partie cette situation. Les 8 millions de Québécois consomment chaque jour à peu près 375 000 barils de pétrole pour un marché

annuel de plus de 130 millions de barils. Inutile de dire que chaque goutte de pétrole qui serait produite au Québec trouverait sa place dans les tours d’une des deux raffineries de la province.

Le Québec, tout comme la Norvège et l’Irlande, a con-nu un boom de son secteur énergétique vers la fin des années soixante. Diverses sociétés d’état et une tren-taine de compagnies publiques ou privées ont tenté leur chance depuis. Très peu d’efforts ont été con-sentis dans le domaine extracôtier de l’Estuaire du Saint-Laurent, du Golfe Saint-Laurent ou de la Baie des Chaleurs, mais plusieurs projets ont été menés sur les bassins terrestres. Les Basses-Terres du Saint- Laurent, la Gaspésie et l’ile d’Anticosti ont été les zones les plus explorées. En résultante, le Québec compte deux petits gisements gaziers convertis en sites de stockages souterrains de gaz naturel, une énorme découverte de gaz naturel dans le gisement du shale d’Utica et des ressources pétrolières poten-tielles dans l’Est de la Gaspésie et sur une partie de l’ile d’Anticosti.

Cette compagnie locale fait office de pionnière et elle croit

fortement au potentiel socio-économique des hydrocarbures

irlandais. Dans le cas des compagnies majeures, l’explora-

tion des régions frontières n’est pas nécessairement priori-

taire et le forage d’un puits sec pourra éventuellement les

inciter à quitter le bassin. Au contraire les compagnies

locales Providence Ressources et Junex, qui se sont don-

nées comme mission d’explorer leurs bassins sédimentaires

ont la vocation et n’abandonnent pas au premier échec.

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Nous sommes d’avis que le Québec devrait tenter de prendre exemple tant sur les autres provinces cana diennes comme Terre-Neuve ou la Colombie Britannique que sur des modèles européens comme la Norvège ou l’Irlande afin de concilier le développe-ment pétrolier et les impératifs environnementaux et socio-économiques.

Ces exemples démontrent que l’implantation d’une industrie pétrolière et gazière dynamique peut être faite en harmonie avec les autres activités socio-économiques et en tout respect des valeurs environnementales. Les verdures irlandaises et les majestueux fjords norvégiens attirent encore, années après années, des touristes en provenance des quatre coins du globe. Tout comme les côtes de Terre-Neuve ou les magnifiques baies de la Colombie Britannique. L’influence culturelle des Irlandais, dont la diaspora s’étend partout en Occi-dent, ne subit aucun ombrage de la mise en place de programme favorisant l’exploration de ses régions côtières. Et la notoriété internationale du petit état de la Norvège, modèle par excellence de société égalitaire, ne diminue pas avec l’annonce de nouvelles décou-vertes dans ses eaux arctiques ou l’achat de participa-tions dans des projets de sables bitumineux et de gaz de shales.

Il n’est pas incompatible de produire du pétrole et du gaz naturel tout en conservant de très fortes valeurs environnementales. La Colombie Britannique n’est-elle pas reconnue comme une province verte même si elle produit activement du pétrole et du gaz na-turel (gaz de schiste entre autres) ? Et la Norvège, qui tire 25% à 30% de tous ses revenus de la production d’hydro carbures, n’est-elle pas un leader incontesté en matière d’environnement et de technologies vertes ?

Tout comme la Norvège, l’Irlande, la Colombie- Bri tannique ou Terre-Neuve, le Québec est une juri-diction fortement maritime. À travers son histoire, l’expertise maritime du Québec a été maintes fois reconnue et c’est une industrie qui est encore active. Il y a encore au Québec des chantiers navals, des ports d’eau profonde et des entrepreneurs prêts à développer

et construire. Déjà les chantiers navals du Québec et les entreprises maritimes québécoises réalisent des contrats en provenance de projets pétroliers à Terre-Neuve ou dans l’Ouest canadien. Cette expertise mari-time et environnementale serait mise à contribution dans le cadre des nouveaux projets pétroliers et gaziers qui pourraient se développer.

De plus, les activités pétrolières et gazières requièrent de faire appel à une multitude de disciplines pro-fession nelles ainsi qu’à de nombreux ouvriers spécialisés dans toutes sortes d’activités de terrain (opérateur de machinerie lourde, soudeur, foreur, camionneur, etc.). Mises à part les équipes spécialisées qui opèrent les activités de forage et de fracturation, la plupart de ces ressources sont déjà disponibles au Québec. Sans

compter qu’au fur et à mesure que les investissements de l’industrie pétrolière et gazière se matérialiseront, de nombreuses PME québécoises émergeront afin d’offrir toutes sortes de services aux compagnies de production.

Enfin, en marge de la multiplication des projets d’ex-ploration et de production, il y aura aussi plus de projets scientifiques, plus d’équipements et de sources de financement disponibles. Cela contribuera à augmenter l’intérêt des organismes internationaux et des grands instituts de recherches pour ce qui se passera sur notre territoire. Tout cela permettra de mieux connaître nos bassins, de faire de nos scientifiques et de nos travailleurs des experts reconnus mondialement dans un domaine qui intéresse l’ensemble de la planète. Cette expertise nouvelle sera bonifiée par les expertises qui sont déjà présentes au Québec en matière d’énergie renouvelable et d’environnement.

Il n’est pas incompatible de produire du pétrole et du gaz

naturel tout en conservant de très fortes valeurs environ-

nementales.

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Bref, le développement d’une industrie du pétrole et gaz offrirait au Québec une opportunité unique de miser sur ses expertises actuelles en plus d’ouvrir à son économie un tout nouveau secteur industriel. Les activités pétrolières et gazières nécessitent des capi-taux d’investissement importants et récurrents dont les impacts sur l’économie seraient structurants et multiplicateurs.

CONCLUSION

Le pétrole et le gaz naturel ne sont pas des produits de luxe mais plutôt des commodités énergétiques es-sentielles au maintien de notre niveau de vie. Le génie humain connaissant peu de limites, il est fort possi-ble qu’un jour, cette source d’énergie très pratique soit remplacée par d’autres sources d’énergies encore moins polluantes et plus efficaces. D’ici là, les énergies fossiles continueront à jouer un rôle clé dans les straté-gies énergétiques de toutes les na-tions du monde, le Québec inclus. Nier cet état de fait et affirmer que les hydrocarbures représentent des sources d’énergie du passé que l’on peut facilement remplacer nous apparaît être une rhétorique men-songère sur laquelle ne doivent pas reposer les stratégies que nous mettons en place.

Constater le fait ne veut toutefois pas dire que nous devions nous résigner à maintenir l’état de dépendance totale dans laquelle se trouve le Québec à l’égard de ses approvisionnements en pétrole et gaz. Il est impératif, pour des raisons aussi bien environne-mentales qu’économiques, que le Québec tende à s’affranchir graduellement de sa dépendance au pétrole. En en consommant moins bien sûr, si tant est que la chose soit possible à court terme, mais aussi en mettant tout en place pour découvrir et produire chez nous les ressources dont nous avons besoin.

Alors que des dizaines de juridictions à travers le monde font la promotion de leur territoire pour y assurer un développement pétrolier respectueux et rentable, il n’y a pas de raison valable pour que le Québec n’en fasse pas autant. D’autant plus que nous avons la chance de pouvoir tirer des leçons de l’histoire des autres nations productrices dans le but d’en soutirer le meilleur et de nous assurer que, si nous arrivons un jour à produire des hydrocarbures, nous puissions le faire dans une perspective d’enrichissement collectif sans pour autant renier les valeurs environnementales qui nous sont chères.

Le pétrole et le gaz naturel ne sont pas des produits de luxe

mais plutôt des commodités énergétiques essentielles au

maintien de notre niveau de vie. Alors que des dizaines de

juridictions à travers le monde font la promotion de leur

territoire pour y assurer un développement pétrolier res-

pectueux et rentable, il n’y a pas de raison valable pour que

le Québec n’en fasse pas autant.

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ANNEXE

Informations et références concernant le faible niveau de risque de l’explora-tion et l’exploitation gazière pour l’environnement et la population

La technique de fracturation hydraulique est connue depuis plus d’un siècle (1903). Les premières utilisations commerciales à grande échelle ont débuté en 1949. À partir de là, plusieurs séries d’améliorations ont permis de perfectionner le processus. L’efficacité de la fracturation hydraulique massive des puits horizontaux a été démontrée à partir du début des années 2000. Aujourd’hui, 46% de tout le gaz naturel aux États-Unis provient de formations non conventionnelles comme le shale, les grès peu perméables et les formations de charbon, et 90% de tous les puits de gaz naturel forés en Amérique du Nord (environ 35 000 par an) nécessitent une stim-ulation par fracturation hydraulique. Au total, 1,1 million de puits ont été fracturés aux depuis le milieu du XXe siècle.

La région canadienne ayant le plus important historique pétrolier et gazier, l’Alberta, répertorie qu’au moins 167 000 puits ont été stimulés par fracturation hydraulique sur son territoire depuis 50 ans. Selon les au-torités albertaines, l’expérience et les données historiques démontrent que la réglementation et les politiques énergétiques en place sont adéquates pour encadrer le développement gazier des shales par les techniques de forages horizontaux avec fracturations hydrauliques massives multiples.

Dans l’ensemble, le constat général de scientifiques et experts actifs dans le domaine pétrolier et gazier est que la contamination des eaux souterraines par un fluide de fracturation est possible mais peu probable, surtout si les procédures appropriées sont suivies. Dans le but de mieux documenter cette technologie et les risques qui lui sont associés, le gouvernement américain a mandaté l’Environmental Protection Agency (EPA) d’effectuer des analyses pour évaluer les risques potentiels pour l’eau potable de l’utilisation de la fracturation hydraulique pour l’extraction du gaz naturel. Ce mandat transmis à l’EPA en 2010 concerne l’utilisation de la technique dans son ensemble, peu importe le type de formation rocheuse (shale, grès, siltstone, charbon). Le processus d’étude est particulièrement laborieux et le rapport final devrait être déposé en 2014.

Malgré tout, l’EPA n’aborde pas cette importante étude sans antécédents de recherche. L’EPA, le Ground Water Protection Council (GWPC) et l’Interstate Oil and Gas Compact Commission (IOGCC) ont tous étudié la stim-ulation par fracturation hydraulique. Dans tous les cas, il a été démontré que le processus était non menaçant pour l’environnement et la santé publique.

Une étude de 2002 menée par le IOGCC, un organisme gouvernemental multi-état représentant 37 gouver-neurs, a confirmé la conclusion d’une autre étude du GWPC qu’il n’y a eu aucune preuve démontrant que l’eau potable aurait été contaminée suite à une fracturation hydraulique.

En 2004, l’EPA a mené une vaste enquête sur les pratiques de fracturation hydraulique et de l’effet potentiel sur l’eau potable. En se concentrant sur les puits moins profonds (ceux qui sont géologiquement plus proches de l’approvisionnement en eau souterraine), l’EPA a conclu que plusieurs facteurs (la récupération des fluides, la petite quantité de produits chimiques contenus dans les fluides de fracturation, leur dilution dans l’eau et leur absorption par des formations rocheuses) minimisent les risques potentiels associés à une fracturation hydrau-lique. Plus précisément, l’EPA a conclu que la fracturation hydraulique ne permet pas de créer des fractures suffisamment grandes et conductrices pour affecter l’approvisionnement en eau. Cette troisième étude fournie par l’EPA s’accorde avec celles du GWPC et du IOGCC pour conclure que la fracturation hydraulique est un processus sécuritaire.

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En 2009, une enquête du GWPC sur les différentes réglementations des États américains n’a pas trouvé de cas documenté où l’eau potable aurait été contaminée suite à une fracturation hydraulique. Le GWPC a également conclu que les réglementations des États ont été suffisantes pour assurer l’intégrité de l’approvisionnement en eau.

Au début de l’année 2011, une étude publiée par le Massachusetts Institute of Technology (MIT) conclue que «les impacts environnementaux du développement des shales gazéifères sont préoccupants mais gérables.” L’étude a porté sur la contamination des eaux souterraines, en notant «on a craint que ces fractures peuvent aussi pénétrer dans les zones d’eau douce peu profonde et les contaminer avec la fracturation fluide, mais il n’existe aucune preuve que cela se produit». L’étude du MIT attribue les cas connus de contamination du méthane sur un petit nombre de sous-opérations standard, et encourage l’utilisation des meilleures pratiques de l’industrie pour prévenir de tels événements se reproduisent.

En mai 2011, à la demande du Président Obama, le Secrétaire américain de l’Énergie, Steven Chu, a formé un comité sénatorial ayant pour objectif de se pencher sur le développement gazier des formations de shales aux États-Unis. À la mi-août 2011, après avoir consulté bons nombres d’experts, le comité a déposé un rapport préliminaire. Le rapport présente cinq éléments importants:

1. Le risque de fuite des fluides de fracturation à travers les fractures générées dans les shales en profondeur par la fracturation hydraulique est quasi-inexistant où il y a une séparation de l’eau potable de plusieurs centaines de mètres ;

2. Rendre l’information sur les opérations de production de gaz de shale plus accessible au public ;

3. Poser des actions immédiates et à long terme pour réduire les risques environnementaux et la sécurité des opérations de gaz de shale, avec un accent particulier sur la protection de la qualité de l’air et l’eau;

4. Création d’un regroupement industriel s’engageant à l’amélioration continue des meilleures pratiques d’exploitation ;

5. Investir dans la recherche et développement (R & D) pour améliorer la sécurité et la performance environnementale.

Une des études récentes très intéressantes est celle du USGS conduite sur 127 puits d’eau potable couvrant le gisement de gaz de shale du Fayetteville en Arkansas. Pour cette étude, des mesures étaient disponibles pour ces puits à partir de 1951 jusqu’en 2011. Il y avait des analyses d’eau avant que le gisement de gaz ne soit mis en production. La conclusion majeure de l’étude fut qu’il n’y avait pas de changement notable entre la composition de l’eau potable en 1951 et en 2011.

En ce qui concerne la situation en Pennsylvanie, une région où la production du gaz de shale à l’aide de la méthode de fracturation hydraulique massive est très répandue, plusieurs études scientifiques sont maintenant disponibles. En 2012, le Center for Rural Pennsylvania (plus ou moins l’équivalent de la CPTAQ) a publié une étude intitulée « The Impact of Marcellus Gas Drilling on Rural Drinking Water Supplies ». L’étude concluait assez clairement qu’il n’y avait pas d’évidence de contamination des puits d’eau potable par des puits de gaz naturel (de shale) ou par des fluides provenant de la fracturation hydraulique1.

Finalement, en mai 2013, une vaste étude sur la fracturation hydraulique incluant la révision de données provenant de plusieurs centaines de puits a démontré la quasi-absence d’impacts négatifs de cette méthode de stimulation sur les ressources hydriques. En introduction de leur étude, le groupe de chercheurs de l’Université de Pittsburgh émettait un énoncé clair : « il y a peu d’évidences que les travaux de développement gazier en cours dans le gisement du Marcellus affectent les ressources d’eau souterraine ». Les auteurs ajoutent avec justesse, que cela « n’empêche pas que des risques existent et qu’un suivi rigoureux est nécessaire pour assurer la protection de l’environnement et des populations »2.

Du point de vue des émissions de gaz à effet de serre (GES), la communauté scientifique s’accorde sur le fait que la combustion du gaz naturel émet moins de GES que la combustion des autres hydrocarbures. Toutefois, en 2011, une équipe de l’Université Cornell a émis l’hypothèse que l’exploration et la production de gaz de shale émettraient finalement plus de GES que les autres hydrocarbures à cause des différentes possibilités de fuites autour des équipements. Ces affirmations contredisaient d’ailleurs de manière importante les estimations alors rendues publiques par l’EPA. Un récente étude de l’Université du Texas, publiée en septembre 2013, indique fin-alement que les émissions de GES provenant de fuites sur 190 sites de production de gaz de schiste ne représen-tent qu’environ 0,4 % du gaz produit3, comme l’estimait l’EPA, très loin des estimations publiées en 2011 par l’équipe de Cornell qui estimait que les fuites pouvaient atteindre 8%.

En fait, sur la base de plusieurs discussions techniques avec divers experts et la lecture de nombreuses pages de rapports ou d’articles scientifiques, il est possible d’émettre ces trois constats :

1. La fracturation hydraulique massive de puits horizontaux ne constitue pas un risque majeur pour l’environnement, pour la santé humaine et pour l’approvisionnement en eau potable. La technique a été approuvée et améliorée depuis plusieurs décennies. Les personnes qui travaillent dans ce domaine ont les connaissances, les compétences et le savoir-faire pour réaliser ce type d’opération sans incident. De plus, le bilan environnemental de la production gazière se compare très avantageusement à plusieurs autres productions. Par rapport à certaines sources d’énergie, l’utilisation du gaz naturel offre d’importants bénéfices environnementaux.

2. Le développement d’un gisement de gaz naturel, où qu’il se trouve, constitue une activité industrielle et il est évident que ce type d’activité peut causer des désagréments à certains citoyens. Il est du devoir des opérateurs de projet, des municipalités, du propriétaire de la ressource (au Québec, c’est le gouvernement provincial) et des citoyens de s’entendre pour trouver les méthodes de mitigations nécessaires à la réalisation du projet.

3. Les opérations de forage et de mise en production ne sont pas différentes des autres opérations industrielles menées par des êtres humains : elles comportent des risques associés à la manipulation des équipements et à la construction. Dans cette situation, c’est aux opérateurs de projet de s’assurer de la bonne formation professionnelle de leurs employés et aux autorités responsables d’assurer une bonne surveillance de ces travaux. Il n’y a aucun risque associé à l’exploration ou la production pétrolière/ gazière qui soit imprévisible ou incontrôlable.

1. ”In this study, statistical analyses of post-drilling versus pre-drilling water chemistry did not suggest major influences from gas well drilling or hydro-fracturing (fracking) on nearby water wells, when considering changes in potential pollutants that are most prominent in drilling waste fluids”.

2. Hydraulic fracturing, widely known as “fracking,” is a relatively inexpensive way to tap into what were previously inaccessible natural gas resources. Vidic et al. review the current status of shale gas development and discuss the possible threats to water resources. In one of the hotbeds of fracking activi-ty, the Marcellus Shale in the eastern United States, there is little evidence that additives have directly entered groundwater supplies, but the risk remains. Ensuring access to monitoring data is an important first step toward addressing any public and environmental health concerns.

3. This work reports direct measurements of methane emissions at 190 onshore natural gas sites in the United States. The measurements indicate that well completion emissions are lower than previously estimated.

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