Bilan négatif aux États-Unis après quatre ans d'exploration

Bloomberg rapporte en mai 2014 que depuis 2010, la dette des 61 entreprises américaines qu'elle suit a doublé en quatre ans d'exploration, passant à 163,6 milliards de dollars US. Les réserves s'épuisent plus rapidement qu'escompté, obligeant à forer plus profondément, augmentant ainsi les coûts. La filiale HighMount Exploration & Production LLC de Loews Corporation a par exemple perdu 20 millions de dollars pendant les 3 premiers mois de l'année et a accumulé des pertes financières en 2012 et 2013. Loews décide de se recentrer sur la prospection pétrolière et de fermer HighMount, se plaignant de la difficulté à trouver des gisements et de la chute du prix du gaz naturel. 26 de ces 61 compagnies ont mis la clé sous la porte à cause du désintérêt des investisseurs devant les pertes grandissantes et la faible probabilité de récupérer leur investissement^[33].

D'après le service d'information sur l'énergie du gouvernement des États-Unis (EIA), les réserves du gisement d'huile de schiste de Monterey, en Californie, qui représentent les 2/3 des réserves de pétrole de schiste du pays, ont été réduites à 4 % de l'estimation initiale. La première estimation, produite par Intek Inc. en 2011, donnait l'équivalent de 13,7 milliards de barils de pétrole ; elle est maintenant revue à la baisse avec une estimation de l'extraction possible, avec les technologies du moment (traitements acides, forages horizontaux, fracking) à environ 600 millions de barils. Certains analystes espèrent que les progrès techniques pourraient permettre d'extraire davantage dans l'avenir^[34].

Pour s'adapter à la chute des prix du pétrole à partir du deuxième semestre 2014, les producteurs américains de pétrole et gaz de schiste ont modifié leurs stratégies, privilégiant désormais la réduction des coûts d'extraction plutôt que les délais ; en multipliant les puits sur un même terrain, en utilisant des plates-formes mobiles, en réutilisant le gaz associé au pétrole pour économiser sur les coûts énergétiques, en modifiant les fluides de fracturation pour accélérer les débits, en allongeant les forages horizontaux jusqu'à 5 km au lieu de 3 km auparavant, ou même en utilisant des technologies innovantes (nanotechnologies, sismique 3D, Big data), ils parviendraient à maintenir leurs marges avec un barils à 70 dollars contre 100 dollars un an plus tôt^[35].

Des législations variées

Dans ce domaine, l’aspect fondamental est le régime du droit de propriété du sous-sol. Pour présenter la problématique, il suffit d'examiner les grandes lignes de la législation actuelle dans deux États appartenant aux deux traditions juridiques (Droits de tradition civiliste et Common law) dominantes en Occident : les États-Unis et la France^[63]. Quelle que soit la tradition juridique, en principe, le propriétaire du terrain est également propriétaire du sous-sol.

Cette règle est assez rigoureusement appliquée dans les pays anglo-saxons. Aux États-Unis, toutes les ressources du sous-sol, quelle que soit la profondeur, appartiennent au propriétaire du terrain. Le gaz ou le pétrole contenus dans la roche-mère, située à une profondeur importante, sont donc propriété privée. Le propriétaire du terrain a, en principe, toute liberté de concéder l’exploitation des ressources du sous-sol à des entreprises spécialisées.

Le principe général de la propriété privée du sous-sol est également affirmé en France, mais ne concerne pas l’exploitation minière. Ainsi le Code civil français prévoit dans son article 552^[64] :

« La propriété du sol emporte la propriété du dessus et du dessous.

[…]

Il [le propriétaire] peut faire au-dessous toutes les constructions et fouilles qu'il jugera à propos, et tirer de ces fouilles tous les produits qu'elles peuvent fournir, sauf les modifications résultant des lois et règlements relatifs aux mines, et des lois et règlements de police. »

Conséquences juridiques

L’acte juridique permettant l’exploitation des ressources du sous-sol n’est pas le même.

Aux États-Unis, il s’agit d’un contrat conclu entre le propriétaire du terrain et une société spécialisée dans l’exploration et l’exploitation de la ressource. En France, il s’agit d’une autorisation administrative (permis d’exploration ou d’exploitation). Pour le gaz de roche-mère, une interdiction totale a été édictée (voir ci-après).

Conséquences politico-économiques

Aux États-Unis, du fait du régime de la propriété privée des ressources du sous-sol, le propriétaire du terrain a toute liberté d’exploiter ou non les ressources du sous-sol. L’idée sous-jacente est que le marché décide par le biais de multiples décisions individuelles prises sous forme de contrats. L’autorité politique n’a pas en principe à intervenir^[65]. Le risque est que des intervenants puissants prennent une position dominante sur le marché.

En France, la décision d’exploration ou d’exploitation est prise par l’autorité publique. Le propriétaire du terrain n’a aucun pouvoir en matière d’exploration ou d’exploitation du sous-sol s’il se trouve dans le champ d’application du Code minier. L’idée sous-jacente est que le pouvoir politique représente l’intérêt général. Une telle décision est soumise au risque politique : majorités politiques fluctuantes, préoccupations électoralistes des dirigeants.

La convention des Nations unies sur le droit de la mer

Autres conventions internationales

Il n'existe pas de réglementation ou convention internationale spécifique ou contraignante sur la fracturation hydraulique à grands volumes, bien que cette technique soit devenue presque toujours nécessaire à l'extraction industrielle de gaz de schiste ou de couche. Mais certaines conventions internationales portant sur la protection de la biodiversité et des habitats ou paysages, l'accès à l'information environnementale, ou encore sur les émissions de gaz à effet de serre ou d'autres rejets transfrontaliers de polluants dans l'air, l'eau ou l'environnement devraient être appliquées lors d'une ou plusieurs des phases des opérations industrielles gazières (de l'exploration à l'utilisation finale des gaz).

Des recommandations générales, de type « bonnes pratiques », parfois dites « règles d'or », ont été publiées par l'AIE (Agence internationale de l'énergie).

Impact sur l'eau et l'air du site

Les préoccupations environnementales et sanitaires liées à la fracturation hydraulique apparaissent officiellement vers 2010, notamment avec l'EPA qui — à la demande du Congrès américain — a décidé d'étudier (de 2010 à 2012) ses conséquences sur les eaux potables et la santé publique, après la publication d'une première synthèse en 2004, et de fortes alertes concernant la zone de Barnett Shale^[101] par la revue American Scientist. Ces alertes sur des émissions importantes de gaz cancérigènes dans l'environnement ont été confortées par le film documentaire Gasland de Josh Fox (2010)^[102]. Celles sur la contamination de nappes phréatiques superficielles par du gaz et des fluides de fracturation, a fait l'objet d'explication de l'Institut Français du Pétrole, qui les attribue à un défaut de cimentation de la partie supérieure du forage^[103]. Ce fait majeur avait été déjà signalé antérieurement et expliqué en détail dans l'ouvrage de Stéphane Sainson publié début 2010^[104]. Le congrès des États-Unis a réservé en 2010 un budget pour ces questions et l'EPA a confié à son Bureau de recherche et développement^[105] une étude scientifique à lancer en 2011, après des ateliers de travail et consultations d'experts (de juillet à septembre 2010) et appel public à expertise^[106] concernant les effets possibles de la fracturation hydraulique sur les ressources en eau potable. L'EPA prévoit une évaluation de l'étude par des pairs. Des manifestations de citoyens et d'associations ont eu lieu dans divers pays en opposition à ce mode d'extraction ainsi qu'à l'usage continu d'énergies fossiles.

Un rapport du réseau d'investisseurs Ceres, rendu public le 5 février 2014, établit que les 40 000 puits creusés depuis 2011, dont la moitié se trouvent au Texas, ont consommé 370 000 000 m³ d'eau. Or, les trois quarts de ces puits sont situés dans des régions semi-arides ou souffrant de sécheresse, ce qui laisse prévoir un conflit entre cette industrie et les autres usagers de l'eau. Dans certaines régions, la nappe phréatique a baissé d'une centaine de mètres au cours des dernières années. Selon ce rapport, « le boom de la fracturation hydraulique du gaz et du pétrole exige davantage d'eau que nous n'en avons à notre disposition »^[107].

Selon des études récentes^[108], « on utilise dans les techniques de forage des centaines de produits chimiques qui sont pour la plupart toxiques, voire cancérigènes. Ces polluants peuvent s’infiltrer dans les nappes phréatiques, contaminer l’eau que nous consommons et donc avoir des effets sur notre santé. À cela s’ajoute la question du retraitement des eaux usées qui remontent à la surface et que nous ne savons pas traiter. » expliquait le D^r Pierre Souvet, président de l’Association Santé Environnement France dans un communiqué de presse^[109]. L’ASEF s’est mobilisée pour lutter contre l’exploitation de ce gaz en France et a dénoncé ses dangers sur la santé. Dans une dépêche AFP datée du 28 août 2012, l'ASEF dénonçait les dangers de l'exploitation des gaz de schiste sur la santé^[110]. Trois jours plus tard, l'Amicale des foreurs et des métiers du pétrole (AFMP) s'insurgeait contre ces déclarations^[111].

Une étude publiée par Nature en 2021 confirme que des fuites de gaz provenant de forages peuvent s'accumuler dans le sol et dégrader la qualité de l'eau quand elles s'y dissolvent^[112],[113].

Pollution atmosphérique distante

Ce type de pollution a été mis en évidence par plusieurs études à partir de 2015. Elle provient d'indices puis de preuves montrant que les fuites de puits et d’installations connexes peuvent affecter la qualité de l'air à grande distance.

Les fuites issues des forages et du transport du gaz ne contiennent pas que du méthane ; elles introduisent aussi dans l'air d'autres gaz dont des quantités significatives d'éthane (un hydrocarbure gazeux de formule C₂H₆)^{[alpha 3]}. L’éthane est un intéressant traceur atmosphérique car associé aux émissions de méthane thermogénique (gaz de schiste, gaz naturel, émanations de pétroles légers) mais pas aux émissions de méthane biogénique^[114], ce pourquoi il fait depuis quelques années l'objet d'un suivi (y compris à partir de l'espace) et de modélisations^[115].

Selon une étude publiée en mai 2015 par la revue Atmospheric Environment, l'éthane permet de tracer des panaches invisibles issus de fuites provenant des puits ; jusqu'à des centaines de miles en aval sous le vent des zones d'extraction, y compris aux États-Unis dans les États qui ont interdit ou qui contrôlent plus strictement le fracking^[116]. Ainsi, le taux d'éthane de l'air a anormalement augmenté dans certaines régions des États-Unis à partir de 2010, y compris dans des États où il n'était pas censé être émis et où les COV étaient en diminution dans l’air depuis 1996. Le taux d'éthane de l'air est ainsi passé de 7 à 15 % du total du carbone organique non méthanique présent dans l'air en 3 ans^[115] (augmentation « d'environ 30 % de 2010 à 2013 »^[116]) dans le Maryland où rien ne semble pouvoir expliquer ce phénomène. Il a été constaté que les valeurs horaires mesurées par les stations de surveillance photochimique de Baltimore et de Washington DC étaient fortement corrélées à la direction du vent et à l'évolution des activités de fracking dans le Bassin de Marcellus (où le gaz de schiste est massivement exploité depuis quelques années), à une grande distance en aval (par rapport au vent) du point de mesure. Les modèles météorologiques (appuyés sur la rose des vents, et la vitesse des vents) ont confirmé que le Maryland était exposé aux queues de panache d'émissions distantes provenant de Pennsylvanie, de Virginie-Occidentale et l'Ohio. Dans le Maryland, les vents dominants proviennent du Bassin de Marcellus les 2/3 du temps^[116]. L'étude a permis d’exclure les autres causes qui auraient éventuellement pu expliquer ces nouveaux pics atmosphérique d'éthane^[116] et a montré que de tels pics n’existaient pas pour Atlanta (Géorgie) qui est situé dans une région non concernée par l'exploitation généralisée de gaz naturel et sans nouvelles opérations pétrogazières^[117]. Ces travaux vont dans le sens d’études précédentes montrant que l'on a sous-estimé la pollution par le méthane induite par l'exploitation des gaz de schiste. Et ils confirment que les forages ont aussi des effets distants, sachant que l'éthane est ici considéré comme traceur d'autres gaz plus nocifs (mercure) ou plus « réactifs » issus des puits, mais aussi des installations et travaux de forage, de complétion, réactivation et de mise en sécurité en fin de vie des puits (oxydes d'azote, pollution particulaire, dioxyde de soufre et vapeurs d'hydrocarbures également sources de pollution de l'air)^[116]. Pour Ehrman, ces résultats montrent qu'on ne peut plus parler de pollution locale, mais qu'il y a un « problème régional ». Il ajoute que les auteurs ont voulu par cette publication « porter cette question à l'attention du public, et plaider en faveur d'une surveillance à long terme du méthane, et promouvoir la coopération régionale dans le suivi et la réduction des émissions provenant de la production de gaz naturel »^[116].

Consommation d'eau

Réservoirs d'eau installés avant une opération de fracturation.

Chaque forage nécessite une quantité importante d'eau. Seule une partie de l'eau est récupérée^[118], polluée par les additifs des fluides de fracturation.

En 2012, la sécheresse aux États-Unis a opposé les agriculteurs et certaines villes aux pétroliers pour l'accès à la ressource. Ainsi, au Texas (en situation de sécheresse depuis l'été 2011), des municipalités ont prohibé l'utilisation de l'eau pour les forages et d'autres villes en ont interdit le transport^[118]. Le 16 juillet, la Pennsylvanie a interdit à la soixantaine de sociétés de forage qui exploitent notamment le gisement Marcellus de pomper l'eau de certaines rivières, alors que les pétroliers texans et du Montana ou du Dakota peinaient également à s'approvisionner en eau^[118]. Dans certains états les agriculteurs qui avaient les droits sur l'eau vendent leur eau aux pétroliers à un prix qui a plus que doublé^[119],[118] à la suite de la canicule, ce qui a ainsi freiné l'implantation de nouveaux puits. Les agriculteurs du Colorado voient des sociétés de forage plus riches qu'eux qui achètent l'eau lors des ventes aux enchères des ressources hydrauliques (moyen courant d'attribution de cette ressource aux États-Unis)^[118]. Au même moment, le secteur nucléaire et d'autres centrales électriques risquent de manquer d'eau pour leur refroidissement.

Comme tout forage profond (recherche d'eau, recherche de pétrole, forage géothermique…), l'impact géologique et hydraulique sur le sous-sol peut conduire à soulever inexorablement les zones modifiées, à saper les constructions (fissures) avec une eau indésirable et en surplus dans certaines zones, ou au contraire à affaisser les terrains si trop d'eau disparait du sous-sol. La règle de base est de ne pas exploiter un puits proche de constructions : le non-respect de ces prérequis par les scientifiques et les entreprises pose problème. Un forage gazier de PT Lapindo Brantas le 28 mai 2006 a provoqué un volcan de boue sur l'île de Java (volcan de boue de Sidoarjo) ; les coulées ont noyé 12 villages^[120].

Risques sismiques

Il existe un lien démontré entre fracturation hydraulique et tremblements de terre, et plus particulièrement avec la ré-injection des eaux usagées (ou, plus souvent encore, de l'eau extraite, dite « eau produite », et impropre à la consommation^[121]) et des produits chimiques dans la roche mère, effectuée afin de se débarrasser de ces polluants en évitant de nuire aux nappes phréatiques ^[122]. En juin 2011, la société Cuadrilla Resources a ainsi dû interrompre son activité d'exploration dans le nord-ouest de la Grande-Bretagne, en raison de plusieurs séismes de magnitude 1,5 à 2,3^[123].

Ces séismes seraient principalement dus à l'injection d'eau. Des phénomènes similaires avaient déjà été constatés dans le Colorado en 1967, sur le site de production d'armes chimiques Rocky Mountain Arsenal (en), quand l'armée se débarrassait par injection dans le sous-sol profond de liquides liés à la production des gaz (séisme de magnitude 4,7^[122]). Cela avait amené à stopper ces injections^[124].

L'augmentation préoccupante de ces séismes induits a poussé l'US Geological Survey à intégrer, depuis 2014, la probabilité des séismes induits dans son National Seismic Hazard Model annuel, utilisé comme document principal pour la construction des infrastructures de transport et pour la conception des plans d'urgence en cas de catastrophe ^[125].

Dans sa recommandation de janvier 2014, la Commission européenne demande aux États membres d' « arrêter des règles claires concernant d'éventuelles restrictions des activités, par exemple dans les zones protégées ou exposées aux inondations ou aux séismes, et les distances minimales à respecter entre les lieux où se déroulent les activités autorisées et les zones résidentielles et zones de protection des eaux »^[72].

Risques liés à la profondeur

Plusieurs types de risques et dangers sont liés à la profondeur du forage, ou exacerbés par les conditions physicochimiques trouvées en profondeur. Ce sont notamment :

• Des risques toxicologiques et écotoxicologiques ; ils concernent la santé humaine et les écosystèmes de surface. Ils sont principalement liés aux teneurs en radionucléides, métaux lourds (mercure notamment), acide, sulfure d'hydrogène, etc. des particules et fluides (liquides, gaz) remontés lors du forage. Plus le forage est profond, plus les gaz sont « sales ». Ces polluants ou contaminants s'ajoutent à ceux contenus dans les boues de forage et fluides de fracturation.
• Des risques liés à une plus grande difficulté de contrôler les forages verticaux, mais surtout horizontaux très profonds en raison d'une température qui détruit tous les capteurs électroniques de mesures in situ disponibles. Ainsi, dans les schistes d'Haynesville (Haynesville Shale) que l'on veut maintenant exploiter au Texas et au nord de la Louisiane, le gaz est situé entre 10 500 et 13 500 pieds, dans des couches géologiques dont la température est « extrême » (de 260 à 380 °F)^[130].
• Des risques liés au besoin d'augmenter la pression hydraulique de fracturation (risque sismique, mais aussi risque de rupture d'une partie de l'installation en surface avec blowout, c'est-à-dire brutale expulsion de gaz et de boue et éventuellement d'une partie des conduites du puits). En effet dans les gisements profonds tels que ceux de Haynesville, la pression atteint plus de 10 000 psi et nécessite d'au moins doubler la pression habituellement utilisée pour la fracturation, en s'appuyant sur une puissance hydraulique très supérieure à celle des fracturations classiques^[130], ce qui augmente le coût et l'importance des installations en surface, mais aussi la gravité des effets en cas d'explosion et/ou de blowout.
• Des risques liés à la production de dépôts encroutants dans les tuyauteries (en amont des installations d'épuration du gaz). Il s'agit d'une part de cristallisations minérales de carbonate de calcium (CaCO₃) et de divers sels (dont le sulfure de plomb et le sulfure de zinc) qui se produisent sur les parois des puits et tuyauteries au moment de la décompression et du refroidissement des fluides remontés du fond. On les appelle « tartres exotiques ». S'ajoute un risque de production de biofilms. L'entartrement peut être épais et se produire rapidement, au point d'empêcher le bon fonctionnement de l'arbre de Noël et de bloquer des vannes de sécurité. C'est pourquoi les industriels utilisent des « inhibiteurs chimiques de tartres », incluant de puissants biocides^[131], mais avec le risque de sélectionner des microbes de plus en plus résistants, les meilleurs candidats étant justement ceux trouvés dans les milieux extrêmes (dits extrêmophiles).
• Des incertitudes existent concernant l'importance du risque sismique induit ; aux pressions élevées du terrain, et sous l'effet de pression hydraulique plus importante, les interactions avec les systèmes naturels de faille pourraient être plus importantes. D'éventuels effets liés à des microbes extrêmophiles profonds (éventuellement encore inconnus), qui pourraient se nourrir de certains composés biodégradables apportés par les fluides de fracturation.

Afrique du Sud

Le gouvernement sud-africain a décidé de lever, le 8 septembre 2012, le moratoire instauré en 2011 sur l'exploration du gaz de schiste^[134].

Algérie

L'Algérie, quatrième exportateur de gaz au monde, a décidé de développer son très important potentiel de gaz de schiste. Selon les résultats préliminaires de l’évaluation du potentiel de gaz non conventionnels commandée par le ministère de l’Énergie, les réserves de gaz non conventionnel algériennes sont aussi importantes que celles des États-Unis. La loi sur les hydrocarbures devrait être modifiée afin d’introduire la réglementation nécessaire pour exploiter le gaz non conventionnel, devenu une nécessité pour permettre au pays de satisfaire la demande locale et d’assurer son indépendance énergétique à l’horizon 2050^[135]. L’Algérie possèderait 19 800 milliards de mètres cubes de réserves de gaz de schiste^[136], quatre fois plus que ses réserves de gaz conventionnel. Cependant la quantité varie selon les sources^[137]. Pour développer ce potentiel, le groupe public Sonatrach a conclu des partenariats avec Shell, Eni et Talisman. En 2011, il a creusé ses premiers puits de gaz de schiste dans le bassin d'Ahnet, près de Tamanrasset.

En avril 2017 toutefois, le gouvernement annonce son intention de renoncer à l’exploitation du gaz de schiste pour se tourner vers les énergies renouvelables^[138]. Auparavant, de janvier à avril 2015 des forages dans la région d'In-Salah avaient provoqué des manifestations, violemment réprimées, d'habitants inquiets des conséquences des forages sur l'environnement^[139].

Tunisie

Profitant d'un flou juridique, la production du gaz de schiste en Tunisie a commencé en 2010. Plusieurs sociétés comme Winstar Resources, PERENCO ou Cygam Energy ont déjà commencé à utiliser la méthode de la fracturation hydraulique. Le gouvernement tunisien a confié à Shell en septembre 2012 la prospection dans la région de Kairouan (pas encore confirmé : en phase de recherche). Cette décision ne fait pas l'unanimité et des voix commencent à s'élever contre ce projet^[140]. La nouvelle constitution tunisienne adoptée en janvier 2014 accorde un droit de regard à l’Assemblée nationale concernant l’exploitation des ressources naturelles (article 13)^[141]. En l’absence de dispositions permettant d’encadrer correctement l’exploration du gaz de schiste, les demandes d’Anadarko d’explorer le gaz de schiste en Tunisie sont rejetées conduisant au départ du groupe pétro-gazier américain en 2017^[142].

Canada

La production de gaz de schiste atteignait 2,1 milliards de mètres cubes en 2012^[143].

Québec

Des explorations ont été effectuées mais la population a demandé un moratoire pour la sécurité de ses ressources en eau, de son environnement et de sa santé.

En 2010, treize compagnies ont acquis des droits d'exploitation sur un territoire majoritairement situé dans la vallée du Saint-Laurent^[144].

Le projet global a récemment été estimé à environ 20 000 puits dans les régions concédées. Cela représenterait environ 40 000 km de conduits souterrains et un puits environ tous les kilomètres^[145].

Les industries présentes sont^[144]:

États-Unis

Le plus ancien et le plus important gisement en exploitation est celui de Barnett Shale autour de Fort Worth (Texas) où près de 16 000 puits (en rouge sur cette carte) sont en production sur une superficie d'un peu plus de 10 000 km².

Opération de fracturation en cours sur le gisement de Marcellus Shale.

Production de gaz naturel aux États-Unis 1990-2040. Gaz de schiste en noir

Le premier puits de gaz commercial foré aux États-Unis, à Fredonia (État de New York) en 1821, était un puits artisanal (creusé à la pelle, sur 9 m de profondeur) qui exploitait un gaz de schiste de la formation du Dévonien de Fredonia. Les puits de pétrole Drake en 1859 ont ensuite éclipsé la production de gaz de schiste, de même que les grands volumes produits par les réservoirs de gaz conventionnel, avant que ces derniers ne tendent à s'épuiser.

En 1996, les puits de gaz de schiste aux États-Unis ne produisaient que 0,3 TCF (milliers de milliards de pieds cubes : 1 Tcf vaut 28,3 milliards de mètres cubes), soit 1,6 % de la production américaine de gaz ; la production a plus que triplé en 2006, pour s'établir à 1,1 TCF par an, soit 5,9 % de la production nationale.

En 2005, il y avait déjà 14 990 puits de gaz de schiste aux États-Unis^[146]. Un nombre record de 4 185 puits de gaz de schiste ont été forés en 2007^[147]. En 2007, les gisements de gaz de schiste figuraient en bonne place parmi les principaux gisements gaziers aux États-Unis en termes de volumes produits ; ainsi, le Barnett/Newark East se classait au 2^e rang, tandis que l'Antrim figurait en 13^e place^[148], et de petites entreprises comme Range Resources connaissaient un développement spectaculaire.

Début 2011, on compte 493 000 forages d'exploitation actifs dont 93 000 au Texas et 71 000 en Pennsylvanie.

Une étude menée par le MIT estime que le gaz naturel fournira 40 % des besoins énergétiques des États-Unis dans l'avenir, contre 20 % aujourd'hui, grâce en partie aux abondantes réserves de gaz de schiste^[149]. Selon l'Agence internationale de l'énergie (novembre 2012), les États-Unis deviendront le premier producteur de gaz d'ici à 2015^[150].

Afin de pouvoir puiser dans ces réserves, une loi est promulguée interdisant aux propriétaires de refuser un forage de gaz de schiste sur leurs terres^[151],[152].

Le mardi 21 juin 2011, l'Arkansas Oil and Gas Commission (Commission du pétrole et du gaz de l'Arkansas), fait passer un moratoire, interdisant temporairement l'exploitation par fracturation, en raison de 1 220 tremblements de terre recensés provenant de cette technique depuis le début de l'année et notablement un de magnitude 4,7 sur l'échelle de Richter^[153]. Par ailleurs, les impacts sur l'environnement et la santé humaine sont dénoncés par le Sierra Club^[154] et le mouvement Stop the Frack Attack^[155].

Les opérateurs industriels étaient en 2010 au nombre de neuf :

Production des gisements de gaz de schiste aux États-Unis de 2000 à 2013
Source : EIA.

En 2013, la production de gaz de schiste a plafonné. Les grandes compagnies pétrolières (ExxonMobil, BP, Total, Shell, ENI…), qui avaient succombé trop vite à l’appât du gain, y ont investi des sommes très importantes avant de réduire la voilure et de réorienter investissements et appareils de forage (rigs) vers les régions où l’on a découvert des condensats (gaz liquides) et du pétrole de schiste — bien mieux valorisés sur le marché ; au premier semestre 2013, les investissements en Amérique du Nord dans le pétrole et le gaz non conventionnels sont tombés à 26 Mds $ contre 54 Mds $ au premier semestre 2012 ; les bassins de Marcellus (Pennsylvanie) et d’Eagle Ford (Texas), qui représentent 43 % de la production américaine, sont en forte croissance, alors que Barnett (Texas), Fayetteville (Arkansas) et surtout Haynesville (frontière Arkansas-Texas-Louisiane), soit 46 % à eux trois, sont en net repli^[30].

Par ailleurs, les prix du gaz, qui avaient fortement baissé sous l'effet du boom du gaz de schiste à partir de 2009, ont connu une forte remontée en 2013 : en décembre 2013, les prix des contrats à terme pour le mois suivant étaient à 4,28 $/MBtu contre 3,44 $/MBtu en décembre 2012, soit +24 % ; la moyenne de 2013 s'établit à 3,73 $/MBtu contre 2,83 $/MBtu en 2012 (+32 %) ; en 2014, ils ont continué à monter : 4,59 $/MBtu en juin, 4,65 $/MBtu en moyenne sur le 1^er semestre^[156].

Les quatre principales compagnies opérant dans le gaz de schiste (Chesapeake, Southwestern, Devon et EOG) ont dû passer des provisions pour dépréciation de leurs actifs (impairement en anglais) d'un total de plus de 42 milliards de $ pour la période 2008-2012, où elles n'avaient dégagé que 80 Mds $ de cash-flow alors qu'elles avaient investi 133 Mds $^[24].

La contestation contre le gaz de schiste monte : un sondage effectué par l'institut américain Pew Research Center en septembre 2013 révèle que 49 % des Américains sont désormais opposés à l'extraction par fracturation, contre 38 % en mars 2013^[157].

Le gouverneur de l’État de New York, Andrew Cuomo, a décidé le 17 décembre 2014 d’interdire la fracturation hydraulique à cause des risques qu'elle présente pour la santé des populations^[158].

L'administration Obama a annoncé en mars 2015 la mise en place d'une réglementation visant à mieux encadrer les forages d'hydrocarbures utilisant la fracturation hydraulique sur les terrains de l'État fédéral ; les industriels devront respecter une série de normes destinées à éviter la contamination des nappes phréatiques : l'étanchéité des puits devra notamment être renforcée, les eaux usées devront être sécurisées, et la liste des produits chimiques injectés dans le sol devra être publiée dans un délai de 30 jours suivant l'opération. Ces mesures ne concernent que les terrains propriété de l'État fédéral, soit 11 % des ressources exploitées en gaz naturel et 5 % des gisements de pétrole, mais les pétroliers craignent que la réglementation fasse tache d'huile au niveau des règles adoptées par les États américains. L'Independent Petroleum Association of America (IPAA) et la Western Energy Alliance ont déposé plainte, pointant le surcoût de cette réglementation qui selon eux pourrait aller jusqu'à 97 000 dollars par puits, mais le ministère américain chargé de ces mesures estime ce surcoût à 11 400 dollars par opération de forage, soit moins de 1 % du coût actuel^[159].

ExxonMobil confirme le 11 octobre 2023 l'acquisition pour 59,5 milliards de dollars de Pioneer Natural Resources, producteur de pétrole et de gaz de schiste. Le groupe devient ainsi le principal producteur du bassin permien, produisant 4,5 millions de barils d'équivalent pétrole par jour, 50 % de plus que le numéro deux du secteur^[160].

Allemagne

Un article du journal Le Monde annonce en février 2013 que jusqu'à 2 300 milliards de mètres cubes de gaz naturel pourraient être extraits du sous-sol allemand^[177]. Ces ressources de gaz non conventionnelles se localisent principalement dans le bassin de la mer du Nord (Posidonia, Namurian, Wealden Shales)^[165].

ExxonMobil détient des baux sur 750 000 hectares dans le bassin inférieur de la Saxe en Allemagne, où elle projetait de forer dix puits de gaz de schiste en 2009^[178].

L’Allemagne, qui consomme 86 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an^[179] importe actuellement 85 % de ce qu’elle consomme^[165].

Dans un courrier adressé début juin 2014 à la commission des finances du Bundestag, le ministre de l'Économie Sigmar Gabriel a exposé un projet du gouvernement, qui devrait être examiné avant la pause estivale: la fracturation hydraulique sera autorisée après examen des conditions de protection de l'environnement et en dehors des zones humides protégées (14 % du territoire) ; ces modifications législatives pourraient entrer en vigueur à partir de 2015. Selon le département américain de l'énergie, dans son évaluation de 2013 basée sur de seuls études géologiques sans forages, le sous-sol allemand recèlerait 476 milliards de mètres cubes de réserves récupérables, soit huit fois moins que le potentiel français, et l'équivalent de six ans environ de consommation allemande de gaz^[180].

Le gouvernement a adopté le 1^er avril 2015 un projet de loi visant à autoriser le « fracking » en principe, tout en l'empêchant dans la pratique : il prévoit des interdictions dans certaines régions précises et interdit l'emploi à but commercial de la fracturation hydraulique pour extraire des hydrocarbures dits « non conventionnels » dans des roches dures comme les schistes à des profondeurs inférieures à 3 000 mètres. Des forages à but scientifique seront toutefois possibles sous conditions. Les débats au Bundestag et au Bundesrat, où les résistances sont fortes, seront animés^[181].

Autriche

OMV travaille sur un bassin, près de Vienne^[182]. Toutefois, le 17 septembre 2012, OMV annonce ne pas donner suite à l'exploitation de ces réserves pour des « raisons économiques ».

Danemark

Le Danemark étudie actuellement très sérieusement la possibilité d'exploiter des gaz de schiste et se lance dans la recherche de ces hydrocarbures^[183].

Espagne

Des prospections ont été réalisées dans la province d'Alava (sud du Pays basque) et laissent penser que la zone abrite dans son sous-sol 184,5 milliards de mètres cubes de gaz, soit 60 fois la consommation annuelle de la région Pays basque et 5 fois celle de l'Espagne^[184]. Pas encore exploités, ces hydrocarbures de schiste sont cependant considérés par le président (lehendakari) du gouvernement autonome basque, le socialiste Patxi López, comme « une opportunité motrice pour le développement industriel et l'activité économique ». La région prévoit de s'allier avec l’entreprise texane Heyco pour forer les premiers puits de gaz de schiste dès 2012^[185].

France

Selon une évaluation de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) la France et la Pologne seraient les pays européens aux ressources en gaz de schiste les plus importantes^[186]. Les deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de schiste en France sont le quart nord-est et le sud-est du pays^[187].

En 2014, l’Agence américaine d'information sur l'énergie estime les réserves françaises de gaz de schiste à 5 094 milliards de m^3[188]. Selon une autre estimation de l'Agence internationale de l’énergie, le sous-sol français contiendrait 3,9 milliards de m³ de gaz de schiste^[189].

Dans le Sud-Ouest, par un permis de prospection accordé en 2006 par l'État, dit « Permis de Foix »^[190], deux forages de recherche de gaz de schiste ont été opérés par la Société canadienne Encana en 2007 durant un an à Franquevielle^[191] et 4 mois à Mérigon^[190]. Les gisements ont été estimés insuffisants pour une exploitation ultérieure. Ces forages prospectifs, autorisés par l'État français avec une faible information des populations locales, contribueront à la vive controverse sur ce type d'énergie fossile et ses modes d'extraction.

En 2010, 64 permis d'exploration^[192] ont été délivrés par Jean-Louis Borloo, faisant ensuite l'objet d'un désaveu par le gouvernement en 2011^[193]. Les conséquences environnementales, inquiétant les populations concernées, ont amené les députés français à provisoirement légiférer^[194].

En 2010, Florence Gény met en doute le fait qu'on puisse transposer les résultats gaziers américains à l'Europe^[195]. La loi Jacob du 13 juillet 2011^[196] interdit l'exploration et l'exploitation des mines hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique. Le 30 juillet 2011, la France devient ainsi le premier pays à interdire la fracturation hydraulique. La méthode est jugée hautement polluante^[197]. À la suite de ce vote, trois permis d'exploration, sur un total de 64, octroyés par les autorités françaises, sont annulés^[198]. Mais les écologistes se déclarent alors préoccupés par les 61 autres permis encore en vigueur^[199] en France et s'inquiètent également de l'article 4 de la loi, autorisant des « expérimentations réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public »^[200].

De son côté, la société française Total souhaite axer sa stratégie sur l'exploitation de ces gaz, et conclut des accords avec la Chine et le Qatar, qui deviennent ses premiers actionnaires^[201]. Total s'intéresse aussi aux gaz non conventionnels aux États-Unis, en Argentine, en Chine et en Australie et en Europe (participation à 40 % à deux licences en Angleterre en 2014-2015, à deux licences d'exploration au Danemark en 2010 et à une concession en Pologne en 2011). En France, le pétrolier avait bénéficié d'un permis d'exploration du sous-sol dans une zone de 4 327 km² située entre Montélimar et Montpellier, abrogé en octobre 2011^[202].

Au sein du gouvernement français, les déclarations sont parfois contradictoires en raison d'intérêts divergents entre le ministère de l'Industrie et le ministère de l'Écologie qui est chargé de l'énergie.

Le 20 juillet 2012, la ministre de l'Écologie Delphine Batho confirme que le gouvernement maintient clairement et nettement l'interdiction de l'exploitation des gaz de schiste : « Nulle part dans le monde il n'a été prouvé que cette exploitation pouvait se faire sans dégâts considérables sur l'environnement et avec des risques importants pour la santé »^[203].

Le 14 septembre 2012, dans un discours lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce : « J'ai demandé à Delphine Batho (…) de prononcer sans attendre le rejet de sept demandes de permis déposés auprès de l'État et qui ont légitimement suscité l'inquiétude dans plusieurs régions. S'agissant de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, telle sera ma ligne de conduite tout au long de mon quinquennat. »^[204]. Il précise que « dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement. »^[205]. Dans la même allocution, il ne rejette pas pour autant la recherche de nouvelles techniques d'extraction : « La recherche est possible sur d'autres techniques que celle de la fracturation hydraulique. Pour l'instant, cette recherche n'a pas abouti, je ne peux pas l'interdire, elle n'est pas interdite pas la loi »^[204].

Le 19 septembre, 22 personnalités de l'industrie appellent à lancer une grande concertation nationale pour juger du potentiel français en la matière^[206]. Dans ce manifeste, elles estiment que la France a le devoir d’évaluer ses ressources potentielles, dispose d'une possibilité unique de développer des modes d’exploitation propre, et pourra effectuer un choix éclairé par un vrai débat une fois les données françaises connues. Parmi les principaux signataires figurent des syndicats patronaux (le MEDEF, la CGPME) et de cadres (la CFECGC) mais aussi des fédérations comme l'Union des industries chimiques, la Fédération des industries électriques, électroniques et de communication, ou le Groupement des entreprises parapétrolières et paragazières.

Début octobre 2012, lors de la visite d'État de François Hollande en Algérie, la ministre du Commerce extérieur Nicole Bricq a facilité un rendez-vous entre la société française Saltel Industries, qui a mis au point une technologie de fracturation hydraulique présentée comme respectueuse de l'environnement, et la compagnie pétrolière nationale algérienne Sonatrach^[207], faisant ainsi la promotion d'une pratique qu'elle combattait quelques mois auparavant lorsqu'elle était sénatrice de Seine-et-Marne puis ministre de l'Écologie du gouvernement Ayrault I.

Le 5 novembre 2012, bien que le rapport Gallois préconise d'étudier d'autres méthodes d'extraction de gaz de schiste, la seule méthode connue par fracturation hydraulique causant une pollution importante de l'eau en sous-sol, François Hollande refuse à la suite de la pression des écologistes^[208].

En novembre 2012, le ministre du Redressement productif Arnaud Montebourg a estimé, lors d'un colloque organisé par l'Union française de l'électricité^[209], que la France devait « exploiter son gaz de schiste à l'aide de techniques propres plutôt que de l'importer ». Il avait déjà provoqué un certain émoi le 18 juillet lors d'une audition par la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale en déclarant : « L'exploitation des gaz de schiste pose des problèmes environnementaux sérieux. Est ce qu'il y a des évolutions technologiques possibles ? La réponse est oui. Donc, il faut mettre ces questions sur la table et en débattre très tranquillement », au point que Delphine Batho indique dès le lendemain sur BFM TV que les prises de position d'Arnaud Montebourg sont « une réflexion intellectuelle, à partir de techniques futures qui en l'état actuel des choses n'existent pas »^[210]. Contrairement à ce qu'ont déclaré Michel Rocard et François Fillon, l'exploitation du gaz de Lacq n'a pas utilisé la technique de fracturation hydraulique^[211].

En décembre 2012, bien que la France refuse l'exploitation et les essais techniques sur son propre territoire, elle a signé un accord avec l'Algérie^[212] pour rechercher les gaz de schiste de ce pays qui serait lui aussi doté d'un important potentiel^[213].

Le 31 janvier 2013, à la suite de la saisine de la commission des affaires économiques du Sénat, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a autorisé le député Christian Bataille et le sénateur Jean-Claude Lenoir à mener une étude approfondie sur les technologies alternatives à la fracturation hydraulique. Le rapport dressera un état des lieux des techniques existantes et prendra appui sur des comparaisons de pratiques internationales, il abordera l'impact géopolitique et économique de l'exploitation du gaz de schiste. Dans leur pré-rapport, Christian Bataille et Jean-Claude Lenoir ont constaté que « d’une part, dans les pays autorisant l’exploitation, il y a une amélioration des technologies existantes. D’autre part, des alternatives apparaissent pour stimuler la roche reposant sur l’électricité ou le propane. Si des technologies nous apparaissent acceptables, le moins que l’on puisse faire est d’explorer notre sous-sol »^[214].

Le Conseil constitutionnel valide dans sa décision du 11 octobre 2013 l'interdiction de l'exploitation des gaz de schiste par fracturation hydraulique à la suite du dépôt d'une QPC par la société texane Schuepbach^[215],[216].

En novembre 2013, l'Académie des sciences parle de « risques maîtrisables » concernant l'exploitation du gaz de schiste et demande un « effort de recherche » sur le sujet^[217].

Selon un sondage publié en janvier 2014, les Français sont de plus en plus opposés au gaz de schiste : 63 % estiment qu'il ne faut pas l'encourager pour la production de chaleur et d'électricité, et seuls 24 % sont pour (35 % un an plus tôt)^[218].

Les prévisions de rentabilité financière fluctuent également pour la France, notamment selon les hypothèses retenues (géologiques et de prix du gaz). Ainsi l'Observatoire français des conjonctures économiques (OFCE) a produit en 2013, une première évaluation (qui a servi de volet économique au rapport Montebourg^[219]). Deux ans plus tard, l'office jugeait lui-même excessivement optimiste cette évaluation (300 milliards de dollars de rente sur 30 ans). De premiers retours d'expérience (polonais notamment) sont alors disponibles ; y compris américains avec par exemple par l’EIA la réduction en mai 2014 de 96 % son estimation du potentiel de pétrole de schiste exploitable dans le gisement de Monterey (jusqu'alors considéré comme l’un des plus prometteurs, sur la base des calculs de prospecteurs privés indépendants, non fondés sur les données de l’US Geological Survey).

En 2014-2015, le gaz polonais s'est avéré quasi inaccessible^[220], ce qui a conduit les groupes nord-américains Marathon Oil, Talisman Energy et Exxon Mobil, puis l’italien ENI à - en 2014 - abandonner les concessions qu'ils avaient acquises dans le pays^[221].
Sur la base des estimations américaines de gisement^[222],[223] et en s'appuyant sur un modèle économique dit « SHERPA » (pour schiste exploitation et récupération ; projection et analyse), l'OFCE a en France mis à jour ses calculs (dans un rapport intitulé Can the U.S. shale revolution be duplicated in Europe ?^[224] : la manne espérée est divisée par 20 par rapport à l'évaluation précédente, chutant à 19,6 milliards sur 45 ans^[225], sans tenir compte des coûts des impacts du Gaz de schiste aux États-Unis^[226] et à condition que les coûts de forage et de complétion de puits soient comparables en France et aux États-Unis, et en admettant que les gisements français sont seraient comparables au Haynesville, le meilleur champ américain, « dont les caractéristiques sont exceptionnelles : la production moyenne de gaz par puits y est près de quatre fois supérieure à la moyenne des cinq autres principaux gisements »^[227], Or, précise le rapport 2015 : « les spécificités du contexte européen, notamment concernant la grande profondeur des dépôts et une réglementation environnementale plus stricte, pourraient augmenter les coûts de forage et diminuer encore cette faible rentabilité. Nous constatons qu'un surcoût de 40% par rapport aux coûts de forage américaines rendrait l'extraction du gaz de schiste non rentable. Sans productivité extrême des puits il semble très difficile pour l'extraction de gaz de schiste d'avoir un impact sur les marchés énergétiques européens comparables à celui de la révolution américaine du gaz de schiste ».

Depuis fin 2018, du gaz de schiste américain est importé en France^[228],[229].

Hongrie

ExxonMobil a foré le premier puits de gaz de schiste en Hongrie dans la fosse Mako, en 2009^[230].

Lituanie

Chevron a proposé un contrat d'exploration et d'exploitation des gaz de schiste situés dans l'est de la Lituanie, dont les réserves potentielles seraient de 30 à 50 milliards de mètres cubes de gaz, soit 10 à 20 ans de consommation nationale. Les autorités du pays, qui cherchent à réduire leur dépendance énergétique vis-à-vis de la Russie qui fournit la totalité du gaz importé en Lituanie, doivent statuer en mars 2013^[231].

Pologne

En 2010, la Pologne importe les deux tiers de son gaz naturel de Russie. Des travaux récents indiquent que la Pologne renferme d'importantes ressources de gaz de schiste. Si les estimations récentes sont exactes, le pays jouirait de réserves de plus de 3 000 milliards de mètres cubes^[232], soit plus de 200 fois la consommation annuelle. En 2011, l'Energy Information Administration (EIA) américaine, réévalue les réserves de la Pologne, qui se situeraient autour de 5 300 milliards de mètres cubes de gaz de schiste, soit près de 400 fois sa consommation annuelle : le pays posséderait ainsi 1/3 des réserves européennes, devant la France et la Norvège^[233].

Ces ressources de gaz de schiste pourraient accroître considérablement les réserves prouvées de l'Union européenne, et réduire les importations de gaz en provenance de Russie^[234],[235].

Cependant les réserves se révèlent surévaluées^[236]. En 2012, l'Institut polonais de géologie divise par 5 les prévisions faites par l'EIA un an plus tôt^[237].

En juin 2013, le Département de l'Énergie des États-Unis publie une nouvelle estimation située aux alentours de 4 000 milliards de mètres cubes^[238].

Outre quelques gisements en Haute et Basse Silésie, en octobre 2011, le ministère de l'environnement polonais avait accordé environ 100 concessions, couvrant 37 000 km² (12 % du territoire national)^[233]. Des gisements prometteurs se situeraient à Lublin, en Mazovie et en Poméranie^[233]. Une dizaine de forages d'exploration sont en cours à la date d'octobre 2011^[233].

En octobre 2011, 40 compagnies, la plupart canadiennes et américaines, exploitent des concessions de gaz de schiste^[233]. Parmi les entreprises polonaises figurent PGNiG, PKN Orlen, Mazovia Energy Resources et Lublin Energy Resources. Les firmes étrangères incluent Chevron, Cuadrilla, Aurelian Oil and Gas, Exxon Mobil Exploration, BNK Petroleum, Lane Energy^[239] et ConocoPhillips^[240], Lane Resources et Marathon Oil^[233]. Total a racheté à Exxon Mobil 49 % des parts de la concession d'exploration de gaz de schiste près de Lublin^[233]. Marathon Oil a acquis des baux sur une importante concession en Pologne. La société envisage d'explorer les gaz de schiste du Silurien^[241].

Le réalisateur américain Lech Kowalski y tourne en 2009 un documentaire^[242] concernant les activités de la société Chevron et la résistance de certaines communautés paysannes polonaises. Ce documentaire fait des allers et retour entre la Pologne et la Pennsylvanie, où le développement de l'industrie du fracking a fait l'objet d'un boom ; l'avenir envisagé pour le voisinage, et ses conséquences sur le style de vie des riverains, est donc mieux perceptible. La réflexion, dépassant le cadre technologique du fracking, aborde la question de la définition des moyens de recours civiques de particuliers face à des multinationales associées à une politique d'indépendance énergétique d'État affirmée.

Après des forages jugés encourageants, la Pologne commencera en 2014 à extraire du gaz de schiste. Il s'agit du premier pays européen à s'engager en ce sens, alors que le Royaume-Uni et le Danemark n'en sont qu'à un stade exploratoire. Cela permettra au pays de ne plus dépendre des importations du gaz russe (actuellement la moitié de sa consommation) et de trouver une alternative au charbon, très polluant, qui produit 91 % de l'énergie du pays. Il est à noter qu'il faudra plusieurs années pour que la production soit significative, le temps que les investissements nécessaires et l'installation d'équipements de forage soient réalisés^[238].

Néanmoins, une présence de ressources plus faible que prévu, une géologie du sous-sol difficile ainsi qu'une législation contraignante ont fait grimper les coûts d'exploitation et fuir plusieurs groupes industriels étrangers à qui des concessions avaient été attribuées (Marathon Oil, Talisman Energy, Exxon Mobil et Eni). Début 2014, l'avenir du gaz de schiste en Pologne reste incertain^[237].

Le 14 avril 2014, Total annonce à son tour sa décision de ne pas renouveler son unique concession de Chelm, estimant que le potentiel de la zone ne permet pas de lancer un projet économiquement viable ; le groupe n'a plus de projet en Pologne^[243].

Au début février 2015, Chevron a annoncé la cessation de ses opérations d’exploration de gaz de schiste dans le pays, après Exxon Mobil, Total, Marathon Oil, Talisman et ENI. Seules trois compagnies restent désormais actives : l’irlandais San Leon et les compagnies nationales polonaises PGNiG et PKN Orlen. L'ensemble des compagnies ont foré au total 66 puits d’exploration, dont 25 avec la technologie de la fracturation hydraulique, mais aucun ne s’est avéré exploitable commercialement : la roche ne répond pas à la fracturation, et le flux d’hydrocarbures n’est pas suffisant. Selon le Boston Consulting Group, l'avenir du gaz de schiste en Pologne est compromis, sauf bonne nouvelle dans les six mois^[244]. Fin 2016, les compagnies parapubliques polonaises PGNiG et PKN Orlen abandonnent à leur tour la recherche de gaz de schiste dans le pays^[245].

Royaume-Uni

En 2009, Eurenergy Resource Corporation a annoncé vouloir exploiter du gaz de schiste dans le bassin Weald, au sud du pays^[246]. Le premier ministre britannique David Cameron a promis des incitations fiscales pour les collectivités de ce territoire. La société française Total s'est lancé dans cette recherche (après avoir acquis une licence d'exploitation de ces nouveaux hydrocarbures)^[247].

En 2015, plusieurs restrictions sont apportées à l’exploration du gaz de schiste anglais : en janvier, le Parlement interdit la fracturation hydraulique sous les parcs nationaux et autres sites protégés. Selon le « Guardian », pas moins de 40 % des zones ouvertes à l’exploitation ne le seront plus avec ces nouvelles règles. Quelques jours plus tard, les Parlements écossais et gallois votent un moratoire pour tous leurs territoires. Enfin, les autorités locales du Lancashire, au nord-ouest de l’Angleterre, pourraient interdire un projet de forage de la société Cuadrilla, les riverains redoutant les nuisances provoquées par les camions acheminant des centaines de tonnes d’eau et de sable qui seront injectés dans le sous-sol pour extraire le gaz ; un tel précédent serait fatal pour le gaz de schiste^[248].

Sept ans après avoir interrompu ses forages en raison des séismes qu'elle avait provoqués, la société Cuadrilla Resources a été autorisée à reprendre, à la mi-octobre 2018, l'exploitation de gaz de schiste sur le site de Little Plumpton, près de Blackpool, au nord-ouest de l'Angleterre. Mais ces nouveaux forages ont causé plusieurs mini-séismes, dont deux d'une magnitude supérieure à 0,5 sur l'échelle de Richter, seuil au-dessus duquel la réglementation britannique impose un arrêt de 18 heures de l'exploitation. La société réclame un relèvement de ce seuil, arguant qu'en dessous de 1,5 rien n'est perceptible depuis la surface et qu'aux États-Unis la limite déclenchant une telle suspension d'activité est fixée entre 2,7 et 4,5 selon les États ; une telle comparaison est néanmoins difficile à établir, tant le Royaume-Uni est plus densément peuplé^[249].

Le 2 novembre 2019, le gouvernement britannique décrète un moratoire sur la technique de la fracturation hydraulique pour extraire du gaz de schiste à la suite de plusieurs séismes déclenchés par ce procédé. En août 2019, une vive secousse de 2,9 sur l'échelle de Richter a conduit la société Cuadrilla à suspendre indéfiniment son forage de Preston New Road, près de Blackpool (nord-ouest). Depuis l'autorisation de la fracturation hydraulique, seuls trois puits avaient été forés et aucune exploitation de gaz de schiste n'avait débuté^[250].

En septembre 2022, le moratoire est officiellement levé par le nouveau gouvernement britannique^[251].

Suède

La Royal Dutch Shell évalue la viabilité des schistes d'alun, dans le sud de la Suède, comme source de gaz de schiste^[252],[253].

Ukraine

En janvier 2013, le gouvernement ukrainien a signé des accords avec Royal Dutch Shell PLC pour une exploitation sur le champ de gaz de Yuzivska, dans l'oblast de Donetsk, à l'Est de l'Ukraine et avec Chevron Corp pour une exploitation aux alentours d'Olesko, dans l'oblast de Lviv, à l'Ouest de l'Ukraine^[254]. D'après Chevron, le champ de gaz de schiste d'Olesko s'étendrait sur 1,6 million d'acres (6 350 km²) ; Chevron a signé en 2013 avec le gouvernement ukrainien un accord lui attribuant une part de 50 % du gisement ainsi que son exploitation ; de nouvelles négociations ont eu lieu en début d'année 2014 pour préciser les modalités (Joint Operating Agreement)^[255].

La compagnie nationale ukrainienne, Burisma chargée d'explorer les gisements dans le gaz de schiste dans la région russophone de Donetsk où se situe le champ de gaz de Yuzivska s'est vue opposée une forte mobilisation citoyenne à Slavyansk où doit avoir lieu le forage. Après les progrès de l’armée régulière ukrainienne sur le terrain dans la guerre civile ukrainienne de 2014, celle-ci a été chargée de sécuriser les zones de forage. Hunter Biden, un des fils du vice-président des États-Unis, Joe Biden a été placé au directoire de la société Burisma afin de superviser les opérations^[256],[257]

Australie

Beach Petroleum Limited a annoncé son intention de forer pour du gaz de schiste dans le bassin de Cooper, en Australie-Méridionale^[258].

Chine

La Chine s'est fixé un objectif de production de 30 milliards de mètres cubes par an à partir des schistes, ce qui équivaut à presque la moitié de sa consommation de gaz en 2008^[182]. On rapporte que les zones potentielles sont très répandues en Chine, mais encore peu développées^[259]. Les autorités chinoises ont confirmé ces ambitions en prenant une participation début mars de 2 % dans Total^[260]. Le groupe Français a passé un préaccord avec Sinopec qui devrait permettre à la Chine de voir sa production annuelle de gaz de schiste passer à 6,5 milliards de mètres cubes en 2015 puis devrait être comprise entre 60 et 100 milliards de mètres cubes d'ici à 2020^[261].

Les bassins du Sichuan, d'Ordos et de Tarim, ainsi que la municipalité de Chongqing et les provinces du Hubei, du Guizhou et du Hunan, possèderaient d'importantes réserves de ce gaz, selon une enquête du ministère chinois du Territoire et des Ressources^[262].

En novembre 2009, le président américain Barack Obama s'est engagé à partager les technologies d'extraction des gaz de schiste avec la Chine et à encourager les investissements américains dans le développement des gaz de schiste chinois^[263].

La Chine a ouvert un centre national de recherche sur le gaz de schiste en août 2010 et semble souhaiter accélérer la production de gaz de schiste avec ses propres technologies afin d’atteindre l’objectif national de production de 6,5 milliards de mètres cubes de gaz de schiste en 2015^[262].

La Chine dispose du potentiel le plus important au monde avec 31 500 Gm³ (milliards de mètres cubes) de réserves techniquement récupérables selon l'administration américaine, mais son exploitation se heurte à des difficultés majeures : les champs sont souvent situés dans des zones montagneuses et à 2000, voire 2 500 mètres de profondeur, ce qui rend les forages compliqués et coûteux ; les roches des gisements sont souvent fracturées, ce qui limite les quantités accessibles ; enfin l'eau, indispensable pour la fracturation, est souvent rare. Le site de Fuling, dans le bassin du Sichuan, fait figure d'exception ; exploité par Sinopec en partenariat avec les autorités locales, il contient 381 Gm³, soit plus de 9 fois la consommation annuelle française ; sa production s'étalera sur 20 ans ; il assure les trois quarts de la production de gaz non conventionnels de la Chine. Mais les experts doutent que la réussite de Fuling puisse être répliquée. Les majors qui avaient signé 14 accords d'études entre 2010 et 2013, dont Shell, Chevron, Total et Eni, ont tous abandonné depuis ; seul BP poursuit son partenariat avec Petrochina ; les entreprises chinoises qui avaient emporté la plupart des blocs soumis à enchères n'ont pas tenu leurs engagements. L'objectif de production annuelle du gouvernement pour 2020 a été ramené de 60 à 30 Gm³, mais même ce niveau va être difficile à atteindre^[264].

Le champ de Fuling exploité par Sinopec dans le Sichuan a commencé à produire en 2013 ; certains puits vont chercher le gaz de schiste jusqu'à 4 900 mètres de profondeur ; sa production est passée de 0,14 Gm³ en 2014 à 3 Gm³ en 2015 et plus de 5 Gm³ visés en 2016 ; Sinopec se fait fort de parvenir à 10 Gm³ fin 2017, malgré la baisse des subventions de l'État, qui passeront de 40 centimes par mètre cube en 2015 à 30 centimes en 2016 et à 20 centimes en 2018^[265].

Inde

Reliance Industries Limited (E & P), RNRL et Genpact ont exprimé leur intérêt dans le développement des gaz de schiste en Inde. Reliance Industries a investi 1,7 milliard de US$ pour acquérir une participation de 40 % dans Atlas Energy, qui possède des droits gaziers dans le Marcellus Shale dans le nord-est des États-Unis^[266]. L'exploitation des gaz de schiste en Inde est compliquée par le fait que les baux d'exploration pétrolière émis par le gouvernement ne sont valides que pour les ressources conventionnelles et ne comprennent pas les sources non conventionnelles, comme le gaz de schiste^[267].

En août 2010, une délégation de fonctionnaires du Ministère du Pétrole, dirigée par le directeur général des hydrocarbures, a rencontré des représentants de l'US Geological Survey à Washington dans le but d'établir une collaboration afin d'identifier et d'exploiter cette ressource en Inde. Les géologues indiens ont procédé à l'identification préliminaire de certaines zones propices, dont le bassin de Cambay au Gujarat, le bassin Assam-Arakan dans le nord de l'Inde, et le bassin du Gondwana dans le centre du pays^[268].

Arabie saoudite

Saudi Aramco signe en 2019 un accord avec l'américain Sempra Energy, s'engageant à lui acheter 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié (GNL) par an pendant vingt ans et à cofinancer un projet de terminal de liquéfaction et d'exportation à Port Arthur, au Texas, dont il détiendra 25 %. L'Arabie saoudite investit massivement dans le gaz naturel, moins cher et moins polluant que le pétrole, et dont les perspectives sont meilleures ; elle sécurise aussi un approvisionnement bon marché pour ses propres centrales électriques, aujourd'hui dépendantes du pétrole, afin de pouvoir exporter une part plus importante de sa production de brut^[132].

Le royaume compte aussi exploiter ses propres réserves de gaz de schiste dont le potentiel est estimé par Rystad Energy à près de 58 Tcf (milliards de pieds cubes), ce qui placerait l'Arabie saoudite au huitième rang mondial pour le gaz de schiste, loin derrière les États-Unis, mais à un niveau proche de l'Australie, de l'Argentine ou de l'Inde. Le principal problème à résoudre sera celui de l'accès à l'eau, indispensable à la fracturation hydraulique ; la solution la plus évidente serait de dessaler de l'eau de mer et de l'acheminer par pipeline vers les sites de production, mais cela nécessitera des investissements importants^[269].

Turquie

Des prospections ont été réalisées dans la province de Diyarbakır et laissent penser que la Turquie abrite dans son sous-sol 20 000 milliards de m³ de gaz et 500 milliards de barils de pétrole selon les estimations d'ExxonMobil, Shell et TPAO^[270],[271].

Sites favorables à l'exploitation des gaz de schiste

• Gaz non conventionnel Europe
• Le gaz de schiste
• Les hydrocarbures non conventionnels sur le site de l'Institut français du pétrole
• Centre hydrocarbures non conventionnels
• Note d'information sur les Hydrocarbures de schiste, UFIP : définition et enjeux en France

Sites militants contre l'exploitation du gaz de schiste

• Coordination nationale « Non au gaz de schiste »
• No Fracking France
• Annuaire de liens spécialisé sur le sujet du gaz de schiste
• Association Toxicologie Chimie
• Pearl Trees
• Countercurrents.org