Ressources en hydrocarbures de la France

Enjeux et contexte

La production pétrolière de la France représente 1 % de sa consommation, qui représente elle-même plus 77 millions tep (tonnes équivalent pétrole). Dans le cadre des objectifs énergétiques et climatiques  de la France, la consommation d’hydrocarbures a vocation à baisser. La France souhaite également mettre fin progressivement à l’exploration et à l’exploitation des hydrocarbures sur son territoire.

Repères et chiffres clés

Une activité continue même si elle est peu visible

Alors que le gisement de pétrole de Péchelbronn, en Alsace, a été exploité dès le 18^ème siècle, l'exploration pétrolière ne s'est véritablement développée qu’après la seconde guerre mondiale, dans le cadre d'un code minier rénové en 1956. En plus de 60 ans, le Gouvernement français a reçu plus de 1 700 demandes de titres d'exploration (demandes de permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures liquides ou gazeux) et en a octroyé plus de 600. Ceux-ci ont conduit à l'octroi de 77 titres d'exploitation (concessions d'hydrocarbures liquides ou gazeux), principalement dans le Bassin parisien, le Bassin d'Aquitaine et le fossé Rhénan,

Au cours de cette période, la France a produit environ 100 millions de tonnes de pétrole et 300 milliards de m³ de gaz (245 Gm³ pour le seul gisement de Lacq, 56 Gm³ pour Meillon). Environ 4 000 puits d’exploration et de production ont été forés.

Le rythme de l'exploration, relativement bas au début des années 2000 (prix du pétrole brut à moins de 12 $/bbl en 1998), s'est notablement accru après 2005, compte tenu du maintien du prix du pétrole au-dessus de 50 $/bbl. En parallèle, pendant les années 1990, grâce à l’évolution des techniques et aux progrès dans la connaissance géologique, l'exploration offshore des bassins sédimentaires situés sous des profondeurs d’eau de plus en plus grandes a pu être envisagée. De ce fait, les sociétés pétrolières se sont intéressées au domaine marin sous juridiction française, en particulier à celui de l'outre-mer, et des permis de recherches ont été attribués au large de Saint-Pierre-et-Miquelon, de la Guyane, de la Martinique et dans le Canal du Mozambique.

Activité d'exploration et de production

L'accroissement des préoccupations environnementales et la prise de conscience concernant le danger climatique ont conduit à un ralentissement de cette activité.

Soixante-quatre gisements pétroliers et gaziers sont aujourd’hui en exploitation. Leur superficie totale représente environ 4 000 km², principalement dans le Bassin aquitain et dans le Bassin parisien. La plupart de ces gisements ont été mis en production depuis 1980.

La production est de 0,8 million de tonnes de pétrole et de 0,16 milliard de m³ de gaz en 2015.

Acteurs du secteur

Aujourd'hui, les acteurs de la filière exploration et production ayant une activité en France sont essentiellement des petites ou moyennes entreprises françaises ou étrangères (Vermilion, Lundin, Geopétrol, Petrorep, SPPE). Ces sociétés travaillent avec des sous-traitants offrant des services dans de nombreux domaines (géosciences, forage, géophysique, génie civil, gestion de l'eau et des déchets, sécurité, équipements et matériels nécessaires pour l'exploitation et la maintenance, etc.).

Total est par ailleurs l’un des premiers acteurs du secteur pétrolier à l’échelle mondiale.

Des sociétés souvent ancrées de longue date en France (Schlumberger, Compagnie générale de Géophysique, TECHNIP…) comptent parmi les acteurs importants de l'industrie parapétrolière. Ces sociétés réalisent pour le compte des compagnies pétrolières et gazières les travaux d'étude et de construction nécessaires à l'exploitation des gisements d'hydrocarbures. Le chiffre d'affaires du secteur parapétrolier français, réalisé pour plus de 90 % à l'étranger, le place dans le peloton de tête sur le plan mondial : il se classe 2^ème exportateur à égalité avec la Norvège et le Royaume-Uni, grâce au niveau technologique des entreprises françaises et à des programmes de recherche et développement ambitieux ; grâce aussi au rôle et à la position internationale de Total et de Engie, à la présence de deux instituts de recherche connus mondialement, l'IFP Energies nouvelles et l'IFREMER, ainsi qu’à l'existence de plusieurs grandes sociétés d'engineering et de prestation de services.

Avec un chiffre d’affaires estimé à environ 35 milliards d'euros, la filière exploration et production de pétrole et de gaz (E&P) rassemble environ 64 000 emplois.

Les acteurs présents en France se fédèrent autour des associations professionnelles (Evolen, anciennement GEP-AFTP, UFIP, AFG) et de structures territoriales, telles que le pôle de compétitivité AVENIA.

Les principales étapes de la vie d'un projet minier / hydrocarbures

De la découverte d’un gisement à sa mise en production, les opérations d’exploration puis de production s’étalent sur plusieurs dizaines d’années. On distingue quatre étapes principales dans la vie d’un champ pétrolier ou gazier.

La première consiste en la démonstration de l'existence d'une accumulation d'hydrocarbures, la deuxième permet de déterminer les conditions techniques et économiques de son exploitation, la troisième concerne la mise en exploitation et la quatrième et dernière étape recouvre la fermeture et la remise en état du site. Les deux premières étapes se déroulent pendant la phase dite « d’exploration », les deux dernières ayant trait à la phase dite "d’exploitation".

Une fois la découverte confirmée, des études géosciences sont menées pour estimer le volume de pétrole et de gaz en place dans le réservoir avant la mise en production du gisement. C’est la phase d’exploitation du gisement qui demande la mise en place de tout l’équipement nécessaire (nombre de puits à forer, sites de traitement, …).

Quand le débit d’hydrocarbures devient minimum, le gisement est épuisé ; c’est la phase de fermeture du gisement. Avant d’abandonner le champ, le titulaire du titre minier doit démanteler les plates-formes, mettre en sécurité les puits, nettoyer et réhabiliter le site si nécessaire, conformément à la législation nationale.

Rôle de l'État, modèle minier français

Un État présent tout au long de la vie d’un projet minier

En France, seul l’État  est habilité à délivrer des droits permettant d’explorer puis d’exploiter les ressources naturelles du sous-sol quand elles sont classées dans la catégorie des mines, dérogeant en cela au code civil qui précise que « la propriété du dessus emporte celle du dessous ». Ces droits sont de deux natures : les " titres miniers" qui procurent un droit exclusif pour explorer ou exploiter une ressource située dans le sous-sol dans un périmètre déterminé ; et les "autorisations de travaux", décisions individuelles pour chacune des opérations (acquisition sismique, forages, excavations, etc.) qui seront réalisées à des emplacements spécifiques localisés dans le périmètre délimité par le titre. L’État assure, par ailleurs, le contrôle de l’activité tout au long de la vie du projet jusqu’à son arrêt définitif (police des mines). Le titulaire des droits est responsable de tout dommage créé par son activité. L’État se substitue à ce dernier en cas de défaillance pour assurer une protection des droits des populations en toute circonstance.

Des compétences partagées entre les ministres chargés des mines et de l’énergie et les préfets et, pour certaines zones, avec les collectivités territoriales d’outre-mer

Les services des ministères compétents et, à l’échelon régional et départemental, les préfets et les DREAL (Directions Régionales Environnement, Aménagement et Logement), participent au processus d’attribution des titres miniers et de contrôle de l’activité des compagnies. Ces dernières reçoivent des opérateurs pétroliers les "demandes d'autorisation d’ouverture de travaux" et veillent à la mise en œuvre de la police des mines qui réglemente l’exploitation des substances minières. Les DREAL interviennent également pour faire appliquer les réglementations relatives à l’environnement et la sécurité dans le cadre de l’exploration et de la production des hydrocarbures.

Jusqu’à l’intervention de la loi d’orientation sur l’outre-mer en 2000, l’encadrement de l’activité d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures était la même à terre et en mer, dans l’Hexagone et dans les territoires d’outre-mer, à l’exception de la Nouvelle Calédonie et de la Polynésie. Le transfert effectif, aux régions d'outre-mer, des compétences en mer dans les départements et régions d'outre-mer, conduira à revoir la gouvernance de l'activité.

Une activité qui doit évoluer

La transition énergétique donne la priorité aux énergies renouvelables

La dépendance de la France au pétrole et au gaz est très importante. Le pays est aujourd’hui dépendant à 99 % des importations pour sa consommation de pétrole et de gaz et la facture pétrolière et gazière s'établit à 40 milliards d'euros en 2015 (9 milliards d’euros d’importations pour le gaz naturel et 31 milliards d’euros d’importations pour le pétrole).

La transition énergétique vise à préparer "l’après pétrole" et à instaurer un modèle énergétique durable face aux enjeux d’approvisionnement en énergie et aux impératifs de la protection de l’environnement en favorisant  le développement des économies d’énergie et le développement des énergies renouvelables. La loi fixe en particulier des objectifs à moyen terme pour réduire la consommation énergétique primaire d’énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à la référence 2012.

Une opposition aux hydrocarbures non conventionnels

L'expérience négative des effets sur l'environnement aux États-Unis a conduit le législateur français à interdire le procédé de fracturation hydraulique (loi nº2011-835 du 13 juillet 2011). Depuis, l'administration veille tout au niveau de l’octroi du titre et autorisation que du contrôle sur le terrain à ce que telle interdiction soit rigoureusement respectée.

Ressources en France

Historique de l'activité

En 60 ans d’activité d’exploration et d’exploitation du pétrole et du gaz en France, une centaine de gisements ont été découverts en métropole pour une production cumulée d’environ 100 millions de tonnes de pétrole brut (700 millions de barils) et 300 milliards de m³ de gaz naturel. Près de 4 000 forages profonds ont été réalisés, soit plus de 6 000 km forés, et au moins 400 000 km de sismique 2D ont été acquis.

Principales zones d'exploitation

En France, certaines régions présentent un potentiel favorable à la découverte d’hydrocarbures. Les bassins sédimentaires connus et propices aux recherches d’hydrocarbures couvrent actuellement une superficie de plus de 200 000 km² en mer (soit 2 % de la ZEE de la France) et plus de 70 000 km² à terre (soit 11 % du territoire totale de la France).

Ces derniers s’étendent du Bassin parisien au Massif des Vosges, couvrent les bassins de Parentis et d’Arzacq en Aquitaine, une partie de la plaine de Bresse et l’ouest du front subalpin dans le Jura. En mer, les bassins qui présentent un intérêt pour les hydrocarbures sont le bassin maritime de Parentis, le bassin de la mer d’Iroise, le bassin de la Nouvelle-Calédonie, les zones maritimes au large de la Guyane Française, des Antilles, de l’archipel de Saint-Pierre-et-Miquelon, et dans le canal du Mozambique.

En France métropolitaine, les régions géologiques propices à la découverte des hydrocarbures conventionnels sont les bassins parisien et aquitain.

Les bassins parisien et aquitain et dans une moindre mesure celui d’Alsace sont exploités depuis plusieurs décennies.

Depuis la découverte de pétrole en Seine-et-Marne en 1958, le bassin parisien a fait l’objet d’une exploitation continue d’hydrocarbures. Plus de 50 gisements ont été découverts et 34 sont toujours en exploitation. Deux mille puits ont été forés dans la région, permettant la production de 285 millions de barils de pétrole, soit 39,9 millions de tonnes et 2 milliards de m³ de gaz, en cumulé sur ces dernières 50 années. En 2015, 62 % de la production française est issue de ce bassin.

En Aquitaine, les principaux gisements de pétrole se trouvent enfouis dans le sous-sol, notamment au droit de certains lacs côtiers aquitains, comme celui de Cazaux et Sanguinet ou celui de Parentis. La production totale du champ de Parentis, s’élève à plus de 220 millions de barils de pétrole à fin 2014.

Plus au sud, le gisement de gaz de Lacq, découvert en 1951 par la Société Nationale des Pétroles d’Aquitaine (futur groupe ELF), a produit environ 245 milliards de m³ de gaz depuis 1957 et celui de Meillon, découvert en 1966, environ 57,7 milliards de m³ de 1968 jusqu’à septembre 2013. Ce gaz possède une forte teneur en hydrogène sulfuré et en gaz carbonique. Pour exploiter ce gaz acide, des efforts importants de recherches ont été nécessaires. En 2013, la production de gaz brut a chuté de 30 % par rapport à 2012 avec un volume produit de 0,748 milliard de m³. Cette baisse était planifiée depuis plusieurs années. Elle s’inscrit dans le cadre du projet Lacq Cluster Chimie 2030 visant à poursuivre l’exploitation de gaz brut afin de fournir de l’H2S et des utilitaires produits à partir du gaz extrait aux sociétés utilisatrices implantées sur le bassin industriel de Lacq.

Autres ressources

Depuis 1991, dans le Nord du Pas-de-Calais, le gaz de mine provenant des anciens bassins houillers est exploité, il s'agit du "grisou" qui s'échappe spontanément des anciennes galeries minières. Il est récupéré par pompage dans certaines mines désaffectées et permet d’éviter le risque de remontée de celui-ci sur les terrains en surface. Sa récupération est nécessaire pour prévenir tout risque d’accident. Elle permet également d’éviter l’émission dans l’atmosphère d’un gaz (méthane) à fort impact sur le changement climatique. Ce gaz est injecté dans le réseau de transport de gaz naturel et permet également de produire de l’électricité.

Par ailleurs, dans l'ancien bassin minier de Lorraine, des permis de recherche ont été accordés pour du gaz de houille, dans des niveaux de charbon inexploités en milieu fracturé naturellement.

Cadre légal

Projet de loi adopté : consultez le compte-rendu du parcours législatif

En France, seul l’État peut accorder des titres miniers afin de contrôler l’activité économique d’exploration et de production d’hydrocarbures et de concilier des principes fondamentaux (en droit international et national) tels que la liberté d’entreprendre, le principe d’innovation, la protection de l’environnement ou le droit d’accès des citoyens à l’information sur l’environnement.

Les procédures définies par le code minier et le code de l’environnement pour l’obtention des titres miniers permettant aux sociétés d’explorer et de produire des hydrocarbures, ont pour but :

• de limiter à un niveau acceptable les risques que ces activités économiques peuvent faire peser sur la santé, la sécurité des personnes et des biens, et sur l’environnement,

• d’associer les citoyens à la prise de décision (conformément à la convention d’Aarhus, participation du public à l’élaboration des décisions ayant une incidence environnementale),

• de permettre à l’État de collecter, de conserver et de diffuser les données géologiques constituées par les sociétés lors de leurs travaux de recherches ou d’exploitation.

Réglementation applicable à la recherche et à l’exploitation

Le code minier encadre l’activité relative à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures, à terre ou en mer, par la délivrance de deux titres miniers : le permis exclusif de recherches pour la phase d’exploration et la concession pour la phase d’exploitation. La réglementation applicable à la délivrance et à la gestion des titres miniers est le décret nº2006-648 du 2 juin 2006 relatif aux titres miniers et aux titres de stockage souterrain et l’arrêté du 28 juillet 1995 fixant les modalités selon lesquelles sont établies les demandes portant sur les titres miniers et leurs annexes.

1. Le permis exclusif de recherches (titre d'exploration)

Le permis exclusif de recherches est délivré par arrêté ministériel, il confère à son titulaire une exclusivité pour mener les travaux d’exploration en vue de découvrir des gisements d’hydrocarbures à l’intérieur du périmètre délimité ainsi que la possibilité d'obtenir une concession pour exploiter le gisement découvert. La société dépose sa demande de permis auprès du ministre chargé des mines qui la transmet à la préfecture concernée qui examine dans un premier temps la recevabilité du dossier. Une mise en concurrence est organisée à l'échelon national et européen afin de permettre à d'autres sociétés intéressées par la zone convoitée de se manifester. Parmi les demandes qui satisfont l'ensemble des critères en vue d'une attribution, l'administration retient la ou les société(s) qui dispose(nt) des meilleures capacités et qui présente(nt) le meilleur projet pour la zone considérée.

L'instruction des demandes de nouveaux permis de recherches fait l'objet d'une phase de participation du public organisée par le ministère. Les principaux éléments du dossier (la lettre de demande, la notice d’impact et les documents cartographiques) sont mis à la disposition du public qui peut exprimer son avis. L'administration est tenue de prendre en compte les avis exprimés à cette occasion.

Le permis exclusif de recherches est attribué pour une durée de 5 années au plus et il peut être prolongé à deux reprises, chaque période ne pouvant pas durer plus de cinq ans. La superficie du permis est réduite à chaque prolongation, la société ciblant chaque fois plus précisément les zones à explorer. Il est à noter que le PER accorde une exclusivité, il n’autorise pour lui même aucun droit à faire des travaux sur le terrain. Ceux-ci sont soumis à une « autorisation de travaux ».

2. La concession (titre d'exploitation)

La concession de mines est délivrée par un décret en Conseil d’État, elle confère à son titulaire le droit exclusif d’exploiter un gisement délimité. Une telle concession est accordée, après une phase de mise en concurrence (sauf si la demande fait suite à un permis exclusif de recherches), pour une période initiale ne pouvant excéder 50 ans et peut être renouvelée pour une ou plusieurs périodes successives, chacune ne dépassant pas 25 ans. Chaque demande de concession ou demande de renouvellement fait l'objet d'une enquête publique d’une durée qui ne peut être inférieure à 30 jours.

Le code minier réglemente le déroulement des travaux

Le titre minier n’accorde pas à son titulaire le droit de réaliser les travaux de recherche ou d’exploitation. Selon leur importance, ceux-ci sont soumis à autorisation ou à déclaration préfectorale. Le décret nº2006-649 du 2 juin 2006 précise le régime et la procédure applicable pour chaque catégorie de travaux.

La procédure d’autorisation prévoit une enquête publique dans les conditions prévues par l’article R. 123-1 et suivants du code l’environnement, ainsi que le recueil des avis des services de l’État et des communes. Le préfet statue par arrêté après consultation du Conseil départemental de l'environnement et des risques sanitaires et technologiques.

Les déclarations sont soumises à l’avis des services locaux de l’État et sont transmises, pour information, aux communes. Le préfet dispose de deux mois après réception de la déclaration pour édicter, le cas échéant, des prescriptions destinées à préserver les intérêts mentionnés à l’article L. 161-1 du code minier (sécurité des travailleurs, sécurité publique, environnement, eaux, patrimoine,..).

Les autorisations comme les déclarations de travaux peuvent faire l'objet de prescriptions complémentaires édictées par le préfet.

Les règles fiscales en France pour cette activité

Aujourd’hui en France, la fiscalité minière applicable aux hydrocarbures concerne la production, à l’exclusion des activités d’exploration (recherche de gisements). Il existe trois instruments fiscaux spécifiques à l’activité d’extraction : la redevance tréfoncière, la redevance progressive des mines et la redevance départementale et communale des mines. Cette dernière se substitue à la contribution économique territoriale, anciennement la taxe professionnelle.

• La redevance tréfoncière prévoit le dédommagement des propriétaires de sol de la privation de leurs droits sur le tréfonds par l’octroi d’un titre d’exploitation. Son montant est fixé à 15 € l’hectare.

• Les titulaires de concessions de mines sont tenus de payer annuellement à l'État une redevance à taux progressif et calculée sur la production.

• Enfin, la redevance départementale et communale des mines (RDCM) est un impôt local qui bénéficie aux collectivités concernées par l’exploitation minière. La RDCM est proportionnelle aux quantités extraites.

La surveillance de la police des mines

Tous les travaux de recherche et d’exploitation de mines sont soumis à la surveillance administrative exercée conjointement par le préfet et les services d'administration centrale afin de s'assurer de la préservation des intérêts cités aux articles L. 161-1 (sécurité des travailleurs, sécurité publique, environnement, eaux, patrimoine,..) et L. 161-2 du code minier (optimisation de l’exploitation du gisement).

Les modalités de l’exercice de la police des mines sont fixées plus particulièrement par les dispositions du décret nº2006-649 du 2 juin 2006.

L'arrêt définitif des travaux et "l'après-mine"

La réglementation minière prévoit des procédures d’arrêt des travaux ainsi que de prévention et de surveillance des risques miniers.

Ces dispositions imposent à l’exploitant de prendre toutes les mesures nécessaires pour prévenir les dégâts potentiels occasionnés par l’exploitant. L’arrêt des travaux s’accompagne ainsi d’études sur le risque, l’impact hydrologique et de divers travaux de mise en sécurité.

Le code minier responsabilise le titulaire de la concession minière pour les dégâts que pourraient provoquer ses travaux. Néanmoins, si le titulaire est défaillant et ne peut pas assurer la réparation des dommages, ceux-ci reviennent à la charge de l’État.

En outre, la fin de validité du titre minier transfère à l’État la responsabilité de la surveillance et de la prévention des risques. La loi nº99-245 du 30 mars 1999 dite "loi après-mines", réformant le code minier, confie en particulier à l’État la prise en charge des problèmes posés par la cessation de l’exploitation minière, au titre de la solidarité nationale.