Voir le clip réalisé par FuelsEurope : https://youtu.be/fH8MWYjXIlQ

Depuis 2009, l’industrie européenne du raffinage traverse une crise inédite et durable qui limite sa capacité d’investissement et la contraint à poursuivre une adaptation à marché forcée. Plusieurs raisons expliquent cette crise : la baisse de la demande en produits pétroliers en Europe et outre Atlantique ; le déplacement de la demande et de la production mondiales vers les pays émergents ; le déséquilibre structurel entre les marchés essences et gazole en Europe ; le poids de la réglementation plus important en Europe que dans le reste du monde. Pour en savoir plus, lire l’article « Un outil de raffinage en constante évolution ».

En comptant les emplois directs et indirects générés dans les secteurs de l’exploration et production d’hydrocarbures en France, du raffinage, de la distribution, de la logistique, du stockage et du transport de produits pétroliers, de la pétrochimie, de l’industrie parapétrolière et des fournisseurs de biens et de services aux entreprises, on estime que le secteur pétrolier réunit en France près de 200 000 emplois (et plus de 350 000 emplois avec la pétrochimie et la chimie).Chaque année, l’industrie pétrolière collecte pour le Trésor Public plus de 32 milliards d’euros dont 24 milliards de TICPE et 8 milliards de TVA. Elle acquitte par ailleurs plus d’un milliard d’euros d’autres impôts et taxes (impôts sur les sociétés, contribution économique territoriale, etc.).

Si le code minier apparaît dans le droit français sous le Premier Empire, il a évolué profondément tout au long du XXe siècle en fonction des préoccupations nouvelles : création des permis de recherche, organisation précise du régime de l’exploitation, limitation de la durée des concessions, renforcement de la protection de l’environnement, du pouvoir de contrôle de l’administration, etc.

À l’heure où les attentes de la société civile se multiplient en matière d’information et de concertation, une nouvelle adaptation du Code minier s’avère nécessaire. C’est le sens de la réforme annoncée en septembre 2012, qui a notamment pour objectif d’assurer la conformité du code minier à l’ensemble des principes constitutionnels de la Charte de l’environnement. La révision des procédures qui accompagne cette réforme devrait permettre, en particulier, une participation des populations et des élus locaux, plus en amont dans les projets.

Découvert en 1951, le gisement de Lacq a permis d’assurer, avec les gisements annexes, jusqu’au tiers de la consommation française de gaz naturel dans les années 1970. Dans les années 1980, sa production a entamé un lent déclin qui s’est poursuivi jusqu’à aujourd’hui. Avec moins de 800 millions de m3 de gaz naturel produits en 2011 (pour une consommation domestique de 42 milliards de m3), le développement du gisement de Lacq touche à sa fin ; l’arrêt de la production commerciale est prévu pour la fin de l’année 2013. Seule subsistera alors une production destinée à l’approvisionnement en gaz, en électricité et en vapeur de la plate-forme industrielle de Lacq.

Le mix énergétique, ou bouquet énergétique, - en anglais Energy Mix - est la répartition des différentes sources d'énergies primaires utilisées pour la production des différents formes d'énergie. La part des énergies primaires dans la consommation mondiale, d'un pays, d'une collectivité, d'une industrie est généralement exprimée en pourcentages. Ainsi, la répartition des énergies primaires consommées par la France (166 MTep) en 2012 était de 42% pour le pétrole, 24% pour l'électricité (dont les 3/4 issus du nucléaire), 21% pour le gaz, 3% pour le charbon et 10% pour les autres énergies dont les renouvelables.

Le gaz de schiste, appelé parfois « gaz non conventionnel » ou encore « gaz de roche-mère » ou « gaz de roche-réservoir » est un gaz naturel, le méthane (CH4), identique au gaz dit « conventionnel » communément distribué aux ménages et aux entreprises. En effet, ce n’est pas le gaz qui est de nature « non conventionnelle », mais la technique utilisée pour sa production. Les gaz non conventionnels sont des gaz « piégés » dans une roche imperméable, « roche-mère ou roche-réservoir », dont l’extraction nécessite le recours à deux techniques « non conventionnelles » : le forage horizontal et la fracturation hydraulique. Le forage horizontal permet de drainer un plus grand volume d’hydrocarbures. La fracturation hydraulique permet d’accroître la perméabilité de la roche pour faire circuler le gaz et de faciliter son écoulement vers la surface.

La fracturation hydraulique est une technique déjà ancienne qui a été mise en œuvre pour la 1ère fois en 1947. Elle est utilisée depuis plus de 60 ans dans le monde entier, notamment aux Etats-Unis ainsi qu’en France. En géothermie, comme en exploitation conventionnelle et non conventionnelle d’hydrocarbures, 1 puits sur 2 est foré en recourant à cette technique, sans qu’aucun dommage à l’environnement lié directement à cette technique n’ait été recensé (voir le rapport de l’OPECST et les conclusions de l’Académie des Sciences). La fracturation hydraulique est considérée comme une technique opérationnelle, mature, et pour laquelle les risques environnementaux sont maîtrisables car connus et étudiés afin d’en réduire les impacts possibles. Comme toute technique, la fracturation hydraulique progresse constamment pour répondre à l’évolution des règlementations, aux préoccupations des citoyens et à l’exigence de protection de l’environnement. De nouvelles techniques dites « alternatives »  à la fracturation hydraulique à l’eau, recourant à des fluides comme le propane, sont actuellement à l’étude ou en expérimentation.

Les principaux impacts à envisager sont :

• la pollution éventuelle des aquifères de surface, soit lors du forage, soit par infiltration depuis le sol.
• le prélèvement sur les ressources en eau en raison de l’importance des volumes d’eau utilisés lors du forage et de la fracturation hydraulique (10 à 20 000 m3 par puits).
• la pollution éventuelle des sols par les additifs présents dans le  fluide de fracturation hydraulique
• l’empreinte au sol des installations de production et leur impact sur le paysage
• le bruit émis par les équipements utilisés pour le forage et la fracturation, et celui du trafic routier associé.
• la survenue possible de phénomènes sismiques de faible amplitude.
• l’émission éventuelle de méthane (gaz à effet de serre) due à des fuites lors de la production du gaz.

Ces impacts varient en fonction des régions et de la complexité géologique des sous-sols exploités. Pour chacun d’entre eux, il existe des solutions innovantes et adaptées afin de limiter et réduire les dommages possibles à l’environnement.

La Commission de Bruxelles ayant renoncé, jusqu’à présent, à encadrer l'exploration et l'exploitation des pétroles et gaz de schiste par une directive au niveau européen, chaque pays légifère indépendamment sur les conditions d’exploitation et d’exploration des pétroles et  gaz de schiste. Toutefois, en janvier 2014, la Commission a adressé à ce sujet des « recommandations» aux Etats européens ainsi qu’une série de principes communs minimaux destinés à harmoniser les conditions d'extraction des hydrocarbures non conventionnels. 

Les prix des carburants se décomposent de la manière suivante (Données au 18.09.2015)

Aujourd’hui, les énergies fossiles (charbon, pétrole, gaz) représentent 80% du mix énergétique mondial.

Le mix énergétique diffère d’un pays à un autre. Ainsi, la part des énergies fossiles en France est de 11% alors qu’en Allemagne, elle est de 56% (source : IFPEN). En revanche, la part du nucléaire est très importante en France : 74% contre 23% en Allemagne. Ces mix énergétiques ont vocation à évoluer, au regard des enjeux environnementaux et économiques. Par exemple, la France s’est ainsi fixé l’objectif de diminuer la part du nucléaire de 75 % à 50 % d’ici à 2025 et de porter la part des énergies renouvelables à 20 % de la consommation d’énergie 

Cependant, il est important d’observer que les besoins en énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon) resteront importants et que ces énergies demeureront prépondérantes dans le futur, notamment pour les transports en Europe, où la part du pétrole sera encore de 90% en 2020. Dans le monde, la demande en pétrole et gaz augmentera respectivement de 13% et 48% d’ici 2035 et, à cet horizon, la part de ces énergies dans le mix énergétique mondial sera de 76%.

Le raffinage est un secteur industriel soumis à la concurrence internationale, qui exerce son activité entre les deux marchés mondiaux du pétrole brut et des produits finis pétroliers. Depuis plusieurs années, l’industrie française et européenne du raffinage est en proie à des difficultés dues :

• à la baisse de la consommation des produits pétroliers qui a fait apparaître une surcapacité de traitement se traduisant par des fermetures d’unités industrielles,
• à l’existence de déséquilibres structurels sur les marchés européen et français des carburants (production excédentaire en essence et déficitaire en gazole)
•  aux exigences environnementales et règlementaires croissantes, sources de coûts incontournables,
•  et plus récemment, à la nouvelle donne de marché née de la révolution des hydrocarbures non conventionnels (gaz et pétrole de schiste) aux USA qui offrent une compétitivité nouvelle aux raffineries américaines désormais en concurrence frontale avec l’industrie européenne sur son marché domestique et sur ses marchés historiques comme l’Afrique. 

L’industrie du raffinage en France se trouve dans une situation économique critique. L’année 2013 fut une année noire pour l’industrie du raffinage, avec des pertes évaluées à près de 750 millions d’euros. Elle fait suite aux années 2009 et 2011, où les pertes avaient atteint près d’un milliard d’euros. L’insuffisance de la marge brute de raffinage au cours des 15 dernières années explique les pertes économiques des raffineries françaises. En 2012, elle a été en moyenne de 34 euros par tonne de pétrole brut traité alors que les frais fixes et variables (masse salariale, maintenance et entretien, électricité et catalyseurs, taxes) sont de l’ordre de 30 euros par tonne (soit 0,02 à 0,03 euro par litre de carburant distribué). La situation française n’est pas un cas isolé en Europe. En 2013, la marge brute moyenne annuelle en Europe a atteint 18 euros par tonne, soit deux fois moins qu’en 2012, alors qu’une marge brute de 36 euros par tonne aurait été nécessaire pour couvrir l’ensemble des coûts sans permettre à l’industrie d’investir dans des développements à moyen terme.

Faire un plein de carburant aujourd’hui coûte-t-il plus cher qu’en 1980 lorsqu’on le rapporte à la rémunération du travail ?

Si depuis 1980, le SMIC a cru en moyenne de 4,2% par an, la hausse du coût d’un  plein d’essence a été en moyenne de 2,8% par an. Ainsi, un plein d’essence correspondait à 14h de SMIC en 1980, il correspond seulement à 8h de SMIC aujourd’hui.

3 minutes pour comprendre  : lire la vidéo Xerfi 

Depuis 30 ans, le nombre de stations service en France a considérablement baissé. En 1980, leur nombre diminue de près de 41%. En 2012, 11 662 stations service étaient en activité en France, et 11 476  en 2013.

Cette baisse s’explique notamment par la forte concurrence du réseau des GMS, des normes réglementaires plus strictes, des politiques d’urbanisme plus contraignantes qui handicapent les distributeurs, déjà pénalisés par le faible niveau de la marge de distribution.

Une seconde dynamique se dessine dans le réseau de distribution : les stations GMS se développent chaque année au détriment de celles des réseaux traditionnels (sociétés pétrolières et indépendantes). En 2013, les stations des GMS représentaient 43% des stations-service en France.

Il provient de la décomposition d’organismes marins (principalement le plancton) accumulés dans les bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas. La transformation dure plusieurs dizaines de millions d’années : la matière organique, appelée « biomasse » se mélange à des matières minérales, ce qui crée des boues de sédimentation qui s’accumulent en couches successives. Au début de la sédimentation, avec la transformation de ces boues par des bactéries spécifiques, se forme du kérogène (solide contenant principalement du carbone et de l’hydrogène), une substance intermédiaire à l’obtention du pétrole. Lorsque les boues se solidifient en une « roche mère » imperméable, le kérogène y est piégé et subit une « pyrolyse ».  Le mélange d’hydrocarbures liquides obtenus, après pyrolyse, est appelé pétrole brut.

Des hydrocarbures sous forme gazeuse peuvent également être générés lors de la transformation du kérogène en fonction de la température et de la durée de transformation de ce dernier :

• 60° et 120°C (2000 à 3000 mètres de profondeur): pétrole + faible quantité de gaz
• 120°C (3000mètres) : gaz principalement
• 150°C (>4000 mètres) : gaz exclusivement

Quelle conséquence tirer de la décision du Conseil constitutionnel de valider la loi du 13 Juillet 2011 interdisant l'exploration des gaz de schiste via l’utilisation de la fracturation hydraulique ?

La fracturation hydraulique est, actuellement, la seule technique connue permettant d’explorer efficacement la roche-mère et d’en extraire les hydrocarbures. La décision du Conseil constitutionnel abroge de droit tous les permis exclusifs de recherche comportant des projets ayant explicitement recours à cette technique, ou réputés y avoir nécessairement recours. Tant l’exploration que la production de d’hydrocarbures de schiste (pétrole et gaz) sont ainsi prohibées sur le sol français.

Gaz de schiste en Europe : quelles sont les législations dans les pays européens disposant de ressources ?

En Europe, c’est la directive 94/22 du 30 mai 1994 qui fixe les conditions d’octroi et d’exercice des autorisations d’exploiter des hydrocarbures. En ce qui concerne l’extraction, 36 textes réglementaires dont 8 directives visant à protéger l’environnement sont applicables en Europe.

En France :    

• Permis de forage d’exploration -> Code minier. L’Etat a le pouvoir d’accorder des concessions d’exploitation souterraine, distinctes de la propriété du terrain de surface ; en contrepartie, les communes, départements concernés et lui-même perçoivent les redevances. Au total, l’instruction du dossier de demande de concession dure environ 2 à 3 ans. Pendant cette période, l’administration peut à tout moment revoir le plan de développement.
• Permis de forage d’exploitation -> soumis à une demande d’autorisation de travaux, précédée de procédures d’information et de consultation locales (conformité architecture du puits aux normes définies par la RGIE par le décret du 22 mars 2000 ; contrôle qualité des tubages et de la cimentation après tout forage).
• Extraction : la réglementation s’organise autour du Code minier, du RGIE, des codes de l’urbanisme et de l’environnement.
• Fermeture définitive : réglementée par la RGIE et le code minier.

Le projet de loi de refonte du code minier devrait intégrer une dimension environnementale et sociale et économique plus moderne, tout en laissant de côté la question du gaz de schiste. Aucun calendrier n’est encore établi.

Pour accéder à une carte récapitulative des différentes législations en Europe, cliquer ici

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