Version classiqueVersion mobile
OpenEdition Books

Le gaz de charbon en Lorraine

 | 
Yann Gunzburger

Chapitre 9. L’exploitation du gaz de charbon en Lorraine : un impact économique limité ?

Samuel Ferey

Note de l’auteur

Le texte publié dans cette édition correspond au texte produit et écrit lors de la remise du rapport de recherche en juillet 2016. Les modifications apportées sont indiquées avec le mention (note de l’éditeur). L’auteur remercie Hyppolite Leclerc pour une son aide documentaire lors de son stage de fin d’année de double licence de droit et économie à la Faculté de droit, sciences économiques et gestion de Nancy.

Texte intégral

1Pour une région comme la Lorraine, durement touchée par la crise de 2008, toute opportunité de nouvelles activités et d’innovation mérite un examen attentif. Ceci est d’autant plus vrai du projet d’exploitation du CBM, porté par La Française de l’Énergie (FDE), qu’il s’inscrit dans l’histoire industrielle longue de la région. Évaluer du point de vue économique les perspectives offertes par l’exploitation de gaz de charbon en Lorraine se heurte cependant d’emblée à des difficultés importantes : l’incertitude et les marges d’erreur qui entourent la faisabilité de l’extraction du gaz, les réserves et la rentabilité attendue ; les débats autour des hydrocarbures non conventionnels et les passions attachées à ces projets ; les rêves et les mythes d’une renaissance des industries extractives en Lorraine ; l’évolution du marché de l’énergie dans les vingt prochaines années ; les restructurations des opérateurs impliqués... Il y aura donc une large incertitude dans notre propos, mais nous tenterons, par des éléments théoriques et empiriques, de classer les arguments et de proposer un état de lieux de ce que peuvent apporter les sciences économiques à ces débats. En revanche, nous nous centrerons sur les aspects purement économiques et laisserons de côté les aspects de transition énergétique qui insistent davantage sur la substitution du gaz à d’autres sources d’énergie.

2Dans ce cadre, analyser économiquement ce projet implique deux dimensions : d’une part, une analyse financière du projet de l’acteur portant le projet d’extraction et, d’autre part, une analyse économique plus large questionnant ses retombées économiques régionales à travers différents canaux souvent cités (l’emploi, l’effet d’entraînement sur d’autres secteurs intensifs en énergie et la réindustrialisation, les impôts et les taxes, etc.). Outre l’évaluation de l’effet global, la nature de cette activité économique impose de s’intéresser à la répartition de la rente gazière entre les différentes parties prenantes – acteurs industriels permettant l’exploitation du gaz, salariés, investisseurs, puissance publique, citoyens –, car l’exploitation du gaz, qu’il soit conventionnel ou non, a la particularité de générer une rente

  • 1 Sur les différents types de rentes gazières distingués par les économistes, voir Percebois et Hans (...)
  • 2 Voir la contribution d’Olivier Renaudie dans ce volume « La propriété tréfoncière. Entre droit com (...)
  • 3 Citons l’article 111-1 du projet de réforme du Code minier conduite par Thierry Tuot « le sous-sol (...)

31, fruit de la rareté d’un des facteurs de production. Évaluer comment cette rente sera répartie entre les acteurs est d’autant plus nécessaire, d’un point de vue normatif, que la différence entre une activité économique privée classique et une activité d’exploitation de gaz est que le sous-sol appartient à tous et que l’opérateur privé n’en est que le concessionnaire. Il utilise une ressource (ici les veines de charbon) qui n’est pas sa propriété2. Il importe donc de savoir comment cette richesse se trouve être valorisée au mieux des intérêts des exploitants, des consommateurs et de l’ensemble de la communauté3.

  • 4 Pour s’en tenir aux contributions françaises, on peut trouver une littérature assez abondante du c (...)
  • 5 Document de base rédigé par La Française de l’Énergie, déposé à l’Autorité des marchés financiers (...)

4Pour ce faire, plusieurs sources peuvent être mobilisées. D’une part, on dispose aujourd’hui d’un ensemble de rapports, d’études, provenant d’acteurs divers traitant des gaz non conventionnels en général – office parlementaire, think tank, ministères, cabinets de conseil, associations, etc.4. Mais peu de développements dans ces rapports sont spécifiquement dédiés au CBM. D’autre part, on dispose également des données fournies par l’acteur principal en Lorraine, La Française de l’Énergie, qui a récemment formalisé, dans un document à destination de l’Autorité des Marchés Financiers français (AMF), ses perspectives de croissance interne et externe5. C’est pourquoi nous traiterons d’abord de l’acteur de ce projet d’exploitation du gaz de charbon en Lorraine et de ses objectifs et prévisions. Nous insisterons sur la complexité des opérations prévues en termes d’ingénierie financière et juridique et sur les facteurs de risques. Nous traiterons ensuite des conséquences économiques globales à attendre pour la région Lorraine en insistant à la fois sur la création de valeur et sur sa répartition entre les différents acteurs.

Le CBM en Lorraine : acteur et prévisions

  • 6 L’avantage à la détention de permis exclusif d’exploration est la plus grande facilité à obtenir u (...)
  • 7 Gazonor est une société issue de Charbonnages de France, rachetée par EGL en décembre 2007, puis r (...)
  • 8 Le document de base est un document obligatoire pour tout acteur qui entend faire appel à l’épargn (...)

5En Lorraine, l’acteur de référence est La Française de l’Énergie qui possède notamment un large portefeuille de permis exclusif d’exploration couvrant plus de 168 km2 de concessions potentielles6. Il s’agit d’une entreprise junior de 14 salariés au 30 juin 2015 (5 cadres et assimilés, 9 ouvriers et employés). La société dispose de plusieurs filiales et envisage le rachat de Gazonor, entreprise d’exploitation de gaz de mines dans le Nord de la France7. La récente domiciliation en France de La Française de l’Énergie et la restructuration du groupe EGL lui ouvre la possibilité de devenir concessionnaire des permis d’exploration qu’elle détient. Le 14 mars 2016, elle a déposé un Document de base auprès de l’Autorité des marchés financiers afin de s’introduire en bourse et de faire appel à l’épargne. Le visa a été obtenu et l’entreprise est entrée en bourse le 13 juin 2016.8

Historique, actionnariat et situation financière

  • 9 Nous n’avons pas eu accès à des informations précises concernant l’entreprise EGL UK en termes d’a (...)

6Plus qu’un acteur majeur de l’énergie, La Française de l’Énergie est une société junior implantée en France. Son histoire est complexe : initialement australienne (EGL Australie), elle est devenue EGL UK pour se spécialiser dans l’extraction de gaz en Europe. On doit noter que EGL UK ne semble pas disposer, à ce jour, d’une expertise technique ou économique dans l’extraction du gaz de charbon plus importante que La Française de l’Énergie9. Depuis 2015, la société est consolidée en France et est devenue la maison mère du groupe. Par ailleurs, la société envisage une croissance externe par le rachat de Gazonor en 2016.

  • 10 Certains s’en réjouiront arguant que, de ce fait, la Lorraine attire des entrepreneurs talentueux (...)
  • 11 Voir le document de base, p. 231 et www.https//opencorporate.com. Rappelons que les Bahamas sont i (...)

7Du fait de la restructuration récente du groupe et des relations complexes entre EGL UK, d’une part, et La Française de l’Énergie, d’autre part, la lecture de son actionnariat et de ses parties prenantes a longtemps été complexe. Sans fournir toutes les informations, le Document de base permet de clarifier les choses car on peut maintenant identifier les actionnaires principaux même si les bénéficiaires finaux restent encore trop peu lisibles. Et ce manque de lisibilité peut finalement être préjudiciable à l’image qu’entend construire la société comme un acteur économique local responsable. La première raison réside dans le fait que certains de ses actionnaires sont des banques ou des fonds d’investissement étrangers, appartenant pour certains d’entre eux à la finance off shore, sur lesquels il est difficile d’avoir une information.10 Par exemple, parmi les six principaux actionnaires détenant environ chacun entre 6 et 12 % du capital et des droits de vote (voir tableau 1), on compte au moins 3 structures enregistrées aux Bahamas (Chaldon Asia Limited, Deltec Bank, Maritime Manufacturers Associates)11.

  • 12 Au Royaume-Uni, EGL UK est enregistré sous le numéro 05321791. Elle montre une rotation importante (...)

8La seconde raison qui rend le projet complexe à analyser porte sur la gouvernance et notamment sur les personnes physiques bénéficiaires de l’opération. Ces personnes apparaissent à de multiples endroits de la structure opérationnelle ou capitalistique de l’entreprise et donnent finalement à voir que le modèle de cette entreprise est plutôt un modèle de private equity. Ainsi, l’un sera à la fois président, ex-directeur d’EGL UK, actionnaire de ces deux sociétés, détenteur d’une holding personnelle offrant des prestations de services rémunérées à la FDE ; l’autre directeur de Gazonor, actionnaire et directeur d’EGL UK ; un troisième, employé de la FDE, actionnaire de EGL UK, directeur de EGL UK et détenteur également d’une holding personnelle en relation contractuelle avec la FDE, etc.12. Ces relations complexes où chaque acteur joue plusieurs rôles (actionnaires, mandataire social, salarié, directeur, prestataires de service...) par le biais de multiples sociétés, le plus souvent enregistrées en dehors de France et dont l’objet social est à chaque fois l’exploration de CBM, rendent la gouvernance globale difficile à appréhender.

Tab. 1 : Principaux actionnaires de La Française de l’Énergie avant l’introduction en Bourse (Source : Document de base, p. 231).

Actionnaires
A la date du présent document de base

Nombre d’actions

% du capital et des droits de vote théoriques

% des droits de votes réels

Valeur nominale (€)

Chaldon Asia Limited (Famille Chalopin)

406.569

12,6%

12,6%

1

EGL UK

403.905

12,5%

12,5%

1

Maritime Manufacturer Associates (Hugues Lamotte & Associates)

350.000

10,9%

10,9%

1

Julien Moulin

222.846

6,9%

6,9%

1

Ginkgo Holdings Limited (Famille Durr)

222.846

6,9%

6,9%

1

Deltec Bank

195.000

6,0%

6,0%

1

CQS (Energy Trust)

95.000

2,9%

2,9%

1

Financière De Rosario (Famille Michaud)

91.955

2,9%

2,9%

1

Pan Holding (Famille Vaysse)

70.300

2,2%

2,2%

1

Stahl Capital Ltd

45.978

1,4%

1,4%

1

Total des principaux actionnaires

2.104.399

65,2%

65,2%

  • 13 Nous nous en tiendrons ici aux comptes consolidés de La Française de l’Énergie stricto sensu et no (...)
  • 14 Notons que les dépenses d’exploration ne sont pas comptabilisées dans le compte de résultat.

9Du point de vue de ses états financiers présentés dans le document de base et audités13, la FDE présente un compte de résultat en déficit pour les années 2014 et 2015 respectivement de 277 000 euros et d’1,8 million d’euros. Ce résultat est dû à trois facteurs : la FDE n’a généré aucun chiffre d’affaires sur ces deux années, ses charges d’exploitation sont en hausse14 et le coût de l’endettement financier net est passé de 12 000 euros en 2014 à 1,2 million en 2015. En termes de bilan comptable, la FDE possède, au 31 décembre 2015, un actif d’environ 29,9 millions d’euros ventilé quasi exclusivement en immobilisations incorporelles (29,4 millions d’euros). Ces immobilisations incorporelles correspondent à la valorisation de la détention des permis d’exploration. La structure de son actif dépend donc de manière cruciale de la valeur réelle de ses permis une fois démontrée la faisabilité de l’extraction du gaz. Parallèlement, son niveau de dette est élevé, que ce soit en dettes financières non courantes (17 millions d’euros), ou en dettes courantes fournisseurs (1,7 million) d’euros. Ce niveau de dette est la contrepartie de la faible capacité d’auto-financement de l’entreprise. Certes, l’acquisition prévue de l’entreprise Gazonor devrait permettre de générer des flux de revenus (même si l’opération augmentera également l’endettement), mais, étant donné le niveau d’investissement nécessaire pour l’exploration et l’exploitation de gaz en Lorraine, l’accès à des sources de financement stables et pérennes est un élément stratégique du projet de CBM lorrain.

Perspectives et évaluations

10Par nature, les projets de La Française de l’Énergie sont risqués. À ce titre, c’est La Française de l’Énergie et ses actionnaires qui ont, pour le moment, porté le risque. Ces acteurs seront particulièrement attentifs au retour sur investissements attendus dans les prochaines années pour rémunérer cette prise de risque. Plus généralement, les perspectives de croissance, pour la Lorraine, de La Française de l’Énergie sont présentées par cet acteur en trois éléments : transformer ses permis d’exploration en concessions et produire du gaz ; transformer ses ressources en réserves effectives ; revendre ou affermer une partie de ces permis à d’autres opérateurs moyennant royalties. Ces objectifs sont tout à fait compréhensibles au regard de l’analyse financière de l’entreprise. Son actif étant principalement constitué par les immobilisations incorporelles que constituent les permis, crédibiliser les ressources est stratégique en vue d’éviter une dépréciation de ses actifs et d’ouvrir la possibilité d’une revente ou d’une location éventuelle des concessions à venir pour générer des revenus.

  • 15 Voir Document de base, pp. 17-50.

11Cela étant, la Française de l’Énergie expose très clairement les facteurs de risque15. Quatre classes de risques peuvent être identifiées : les risques généraux associés au marché du gaz, les risques juridiques, les risques de marché et les risques spécifiques de la société. Par exemple, les risques pour les investisseurs sont à la fois technologiques – au cas où l’exploitation se révélerait plus difficile que prévue –, commerciaux – en cas d’évolution défavorable des prix du gaz ou d’évaluation erronée des réserves – et financiers – en cas de rentabilité attendue plus faible que prévue et de difficulté d’accès à des capitaux. Le groupe note d’ailleurs que « les opérations du Groupe sont spéculatives et à un stade de développement précoce [...]. À ce jour, le groupe ne possède pas d’actifs produisant des flux de trésorerie positifs » (Document de base, p. 24). Il est d’ailleurs notable que, dans la partie traditionnellement consacrée dans les dossiers AMF aux « Objectifs et perspectives », la société « n’entend pas faire des estimations ou prévisions sur ses bénéfices »(Idem, p. 203). En revanche, les documents annexés et plusieurs éléments sur les tendances attendues par la société, disponibles tout au long du document de base, donne une image des prévisions sur lesquelles la société a construit son plan de développement et de croissance interne et externe. Ainsi, la société envisage d’ici 3 ans de pouvoir développer une production de plusieurs milliards de pieds cube de gaz par an sur ses plates-formes Lorraine.

12Tous ces éléments de description sont importants pour mettre en perspective les prévisions fournies par l’opérateur avec l’aide du BEICIP-Franlab, cabinet de consultant spécialisé dans le domaine du gaz et du pétrole. Plus spécifiquement, cela implique aussi de prendre conscience que le monde économique laisse certes une place plus grande aujourd’hui à des prises de risque par des entrepreneurs privés, financées par les moyens du capitalisme contemporain, mais qu’en contrepartie, cela implique également une pression plus forte des investisseurs sur les industriels en termes de rentabilité.

13Aucun investissement dans le CBM ne peut avoir lieu sans une idée, même vague, des volumes de gaz qu’il est possible d’extraire du sous-sol lorrain. Parallèlement, aucune évaluation économique ne peut non plus se passer de ces estimations. Dans son document de base, La Française de l’Énergie propose sur son PER (Permis Exclusif de Recherches) Bleu Lorraine, et conformément à la réglementation, une approche précise des réserves prouvées, probables, possibles et contingentes. La distinction entre type de réserves est cruciale. En effet, déterminer le volume global de gaz présent en Lorraine n’a aucun sens en l’absence de critères précis concernant la possibilité d’extraire effectivement le gaz. Or, cette possibilité revêt une dimension technique, mais aussi économique : plus le prix du gaz est élevé, plus l’exploitant peut dépenser des ressources importantes pour extraire du gaz. C’est tout l’enjeu de la définition des réserves que de savoir ce qui est économiquement faisable. Ainsi les normes comptables internationales définissent-elles les réserves prouvées comme le niveau de la ressource qu’il est possible d’extraire étant donné les techniques existantes et son prix attendu. Si le prix était amené à augmenter, certaines ressources probables peuvent alors changer de catégories.

  • 16 La prévision est un art complexe et doit prendre en compte les taux de récupération de la ressourc (...)

14Sans rentrer dans le détail de la méthodologie de prévision utilisée par le cabinet BEICIP, ce qui dépasserait le cadre de cette contribution, l’évaluation des réserves s’appuie sur une évolution du prix du gaz constituée par une remontée lente du prix du gaz d’ici quelques années pour se stabiliser autour de 9 euros le MMBtu (fig. 1)16.

Fig. 1 : Hypothèses retenues d’évolution du prix du gaz (Source : Document de base, p. 427).

  • 17 Pour une présentation des différents projets, du nombre de puits et des évaluations de production, (...)
  • 18 Comparer aux évaluations du cabinet Roland Berger pour qui le scenario haut était de 2 Bcm par an (...)

15Ainsi, on estime la consommation française à 1,3 Tcf par an (1,3 trillion de pieds cubes de gaz). Les projections de La Française de l’Énergie portent sur du court terme, du moyen terme et du long terme. À court terme, il s’agit pour cet opérateur de démontrer sa capacité à effectivement mettre en production certains puits et prouver ainsi tout à la fois la rentabilité de son projet et la crédibilité de ses réserves. À moyen terme, il s’agit de développer une production de plusieurs BCF de gaz/an en Lorraine d’ici 2020-2024 (Idem, p. 72, p. 202) pour atteindre à long terme une production annuelle de 5 % de la consommation française, soit 65 BCF/an17 (Idem, p. 74). Il s’agit donc d’ambitions relativement élevées.18

  • 19 La Française de l’Énergie est entrée en bourse en juin 2016. L’action LFDE valait 23 euros en juil (...)

16Pour conclure sur cette présentation rapide des points saillants du projet d’exploitation du CBM en Lorraine et de l’analyse de son acteur principal, La Française de l’Énergie, l’ensemble des documents comptables, financiers et techniques proposés converge, nous semble-t-il, vers un même constat. On sait que, dans d’autres pays, les projets d’exploitation de ressources minières sont d’abord portés par des entreprises juniors qui jouent le rôle d’entrepreneur portant le risque. Puis celles-ci sont rachetées par des acteurs majeurs de l’énergie exactement comme une start-up démontrera d’abord l’intérêt de son invention pour la revendre ensuite. Il existe cependant des différences avec le modèle des start-up. D’une part « l’innovation » dans le cas du CBM ne porte pas sur la recherche et développement proprement dite (La Française de l’Énergie ne déclare aucune dépense en R & D) mais plutôt sur l’application d’une technologie, pour le moment connue pour l’extraction de pétrole, mais appliquée de manière innovante à un nouvel usage, l’exploitation du CBM en France. D’autre part, le niveau d’endettement de La Française de l’Énergie reste élevé par rapport à ce que l’on peut voir dans le domaine des nouvelles technologies. C’est pourquoi, l’autre versant, non-lorrain, de l’opération d’introduction en bourse est le rachat prévue de Gazonor en 2016 pour pouvoir avoir accès aux cash flows dégagés par cette société. Plus qu’un modèle start-up, c’est davantage un modèle de private equity que développe La Française de l’Énergie. L’introduction en bourse pouvant alors permettre, à terme, la sortie de certains investisseurs et la réalisation de leur plus-value.19

Les effets privés : emplois, investissements et réindustrialisation

17Si l’on sort de l’aspect comptable et financier et que l’on envisage les effets économiques régionaux de cette activité, plusieurs arguments économiques apparaissent d’emblée : l’effet sur la balance commerciale, les perspectives de réindustrialisation par la détention d’une ressource rare permettant la baisse des prix de l’énergie, les effets sur l’emploi.

Balance commerciale et production domestique de gaz naturel

18Le premier argument porte sur l’effet de l’exploitation de gaz sur la balance commerciale. Il est clair que le gaz produit en Lorraine viendrait se substituer aux imports de gaz provenant notamment de Norvège ou de Russie. L’effet à attendre est donc une amélioration de la balance commerciale. Cependant, l’amplitude de cet effet dépend évidemment des quantités de gaz extraites. À court et moyen terme, les prévisions de La Française de l’Énergie restent modestes et par conséquent, l’effet sur le commerce international sera limité. À long terme, et si les prévisions de La Française de l’Énergie se réalisent d’ici 20 ans (à savoir la production de 5 % de la consommation française de gaz), l’effet pourrait évidemment être plus substantiel. Cela étant, les prévisions étant hautement sensibles aux hypothèses dans un horizon de temps si long, il serait illusoire de tenter de porter un jugement définitif.

Effets sur les prix et réindustrialisation

  • 20 C’est là l’avis de certains représentants du monde industriel. Laurence Parisot précisait ainsi, à (...)
  • 21 Par comparaison, aux États-Unis, la production de gaz a augmenté de 25 % entre 2007 et 2012. On co (...)
  • 22 Ce point était d’ailleurs mis en évidence par les rédacteurs du rapport pour l’Institut Montaigne. (...)

19Le deuxième argument porte plus spécifiquement sur l’économie régionale par le biais d’une possible réindustrialisation. L’argument est souvent utilisé20 et consiste alors à considérer que la production domestique de gaz pourrait permettre de favoriser l’implantation d’industries intensives en énergie qui viendraient précisément s’installer en Lorraine afin de profiter de prix du gaz attractifs. Cet argument nous semble particulièrement faible et ce, pour trois raisons. À ce niveau de production, on ne doit pas s’attendre à une baisse significative des prix due à l’exploitation du CBM. La situation lorraine n’a rien à voir avec la situation américaine où l’effet sur les prix de l’exploitation de gaz et de pétroles non-conventionnels a été massif21. Dans le cas français, l’arrivée des nouveaux acteurs du CBM ne sera pas suffisante pour influencer le prix de marché, au moins à moyen terme. Ce prix est donc à considérer comme déterminé par des facteurs globaux d’offre et de demande qui dépassent largement le secteur du CBM. On ne voit pas pourquoi un agent privé producteur de gaz serait prêt à vendre son gaz à des industries locales à des prix en dessous du prix de marché. Le point crucial est de bien distinguer le coût de production et de transport du gaz et son prix : toute exploitation du gaz à un coût de revient en dessous du prix du marché n’aura aucun impact sur ce prix mais générera une rente. Or, aucun élément ne permet de considérer que les exploitants de gaz de charbon, quand bien même ils produiraient ce gaz à un coût de revient faible, ne décident de partager cette rente avec quiconque y compris leurs clients22. Le seul élément sur lequel un partage pourrait être effectué, entre producteur et consommateur, porte sur le coût du transport. Dans ce cadre, l’économie des coûts de transport réalisée l’est par la conjonction d’un consommateur et d’un producteur qui pourraient décider entre eux d’une clef de répartition de cette économie de coût. Cependant, la répartition dépendra du pouvoir de négociation respectif des consommateurs et du producteur.

20Cet argument théorique peut d’ailleurs s’appuyer sur l’exemple de Gazonor qui exploite du gaz de mine dans le Nord de la France. Selon les données fournies par La Française de l’Énergie, les prix auxquels Gazonor a vendu sa production suivent très exactement les prix en moyenne mensuelle PEG Nord négociés sur le marché (fig. 2).

21Ainsi, aucun argument ne peut venir étayer l’idée définie ici comme le fait que le gaz produit localement permettrait à des acteurs industriels locaux, consommateurs de gaz, de l’acheter à un prix faible.

Fig. 2 : Prix de vente du méthane (Source : Document de base, p. 136).

22Ceci est d’autant plus vrai qu’une entreprise à capitaux privés, qui plus est cotée en bourse, qui se lancerait dans des ventes de gaz en dessous des prix de marché générerait une possibilité d’arbitrage sur les marchés financiers : elle verrait sa valeur boursière descendre au-dessous de sa vraie valeur (du fait de ses perspectives de profit plus faibles), serait immédiatement rachetée puis gérée de manière plus profitable par son nouvel actionnaire qui vendrait le gaz à son vrai prix. Enfin, notons que toutes les prévisions effectuées par BECIP ont été faites sur un profil de prix futurs du gaz tiré d’un document IHS May 2015 IHS Energy European Gas Long-Term Price Outlook anticipant des prix de marché sans aucune décote du fait d’une vente à des acteurs locaux. L’effet d’une telle décote sur l’évaluation des actifs incorporels de La Française de l’Énergie (valeur des permis) serait d’ailleurs négatif.

Emploi

23Reste donc un dernier argument concernant l’emploi. Le débat public a fortement insisté sur ce point lorsqu’il s’agissait des ressources non conventionnelles au sens large (huile de schiste, gaz de schiste et CBM). Peu d’études cependant ont travaillé sur un scénario où seul le CBM serait exploité et que l’exploitation des gaz et huiles de schiste serait rendue impossible par l’interdiction de l’utilisation de la fracturation hydraulique. Cela étant, les modélisations disponibles sont utiles, car elles permettent de donner des ordres de grandeur des impacts attendus sur l’emploi. Et l’évaluation de l’emploi est d’ailleurs toujours un point d’achoppement entre pro- et anti-gaz non conventionnels. On distingue de ce point de vue les emplois directs – directement concernés par l’activité –, les emplois indirects – représentés par les fournisseurs et sous-traitants – et les emplois induits – créés par l’existence de cette activité mais non lié au secteur lui-même. Les rapports et études semblent converger pour considérer un rapport de 1 à 2 ou de 1 à 3 entre emplois directs d’une part et emplois indirects et induits d’autre part. Toute la difficulté est que le bassin d’emploi lorrain ne dispose pas nécessairement aujourd’hui des compétences nécessaires au développement de cette activité. On ne peut que souhaiter que les pouvoirs publics accompagnent cette évolution industrielle afin d’assurer le transfert de ces emplois indirects sur le territoire lorrain. Autrement, on risquerait un effet de débordement où l’investissement en Lorraine développerait de l’emploi indirect sur d’autres territoires mieux outillés en terme de compétences.

  • 23 De son côté, le Cabinet Roland Berger, dans l’étude précitée, avait estimé entre 13 000 et 180 000 (...)

24Déjà, dans le Rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, paru en 2013, les rapporteurs s’étaient fait l’écho de la création en Lorraine d’environ 300 à 400 emplois directs et 600 à 800 emplois indirects du fait de l’exploitation du CBM (Lenoir et Bataille, 2013, p. 6123).

25Concernant l’emploi, les perspectives offertes par l’exploitation du sous-sol sont extrêmement dépendantes du nombre de puits forés et de la temporalité d’exploitation de ces puits : « Le nombre d’emplois mobilisés par la filière dépend majoritairement des dépenses d’investissement et donc du nombre de puits en préparation [...]. Réciproquement, un puits en exploitation mobilise peu d’emplois. Un développement lent du nombre de puits serait donc peu générateur d’emplois. Il s’agira pour l’État et les collectivités concernées, s’ils décident d’autoriser la recherche et l’exploitation des HNC, et s’ils souhaitent créer des conditions favorables à la création d’emploi dans la filière, de favoriser une création rapide des puits. » (Roland Berger, p. 25). Cette description ressemble assez bien aux évaluations de La Française de l’Énergie. L’exploitation du gaz est intensive en capital et faiblement intensive en travail. Plus précisément, le besoin de main d’œuvre est plus important concernant le forage que l’exploitation proprement dite. La Française de l’Énergie table de son côté sur 5 emplois par puits. Ainsi, l’évaluation d’un ordre de grandeur de l’effet sur l’emploi du CBM lorrain permet de considérer que l’impact sur l’emploi sera positif sans toutefois constituer un gisement d’emplois important au regard de la population active et du chômage lorrain.

Les retombées publiques et la répartition de la rente

26Le dernier canal économique qui doit être étudié est la fiscalité. En effet, l’extraction de ressources d’hydrocarbures en France est l’objet d’une fiscalité particulière. Il s’agit alors de voir comment le produit des impôts pourra alimenter les budgets publics, qu’ils soient nationaux ou locaux. De ce point de vue, la question pertinente est alors le partage de la rente gazière entre différents acteurs. Dans un passage fameux de ses Principes d’économie politique, Ricardo écrivait ce n’est pas parce que l’on paie une rente que le blé est cher, c’est parce que le blé est cher que l’on paie une rente. Ce principe de la rente, définie comme une différence persistante entre prix et coût de production, se retrouve aujourd’hui dans les secteurs de l’énergie. Comme l’écrivent Percebois et Hansen, « le secteur de l’énergie est probablement le domaine d’activités économiques où le plus grand nombre de rentes se manifestent et où leur importance est telle qu’elles influencent fortement la formation des prix et la structure des marchés » (Percebois et Hansen, 2010, p. 88).

27Ainsi, la rente gazière et pétrolière touchée par les pays producteurs de pétrole est liée à la rareté de la ressource énergétique et est la différence entre le prix de vente et l’ensemble des coûts de production. Dans une activité classique de marché, la rente est toujours provisoire, car elle est amenée à disparaître à mesure que de nouvelles entreprises entrent sur le marché. Dans le cas des ressources naturelles, cette destruction de la rente par la concurrence ne peut avoir lieu puisque la rareté des ressources énergétiques est pérenne. On peut donc avoir un marché du gaz tout en ayant parallèlement une rente gazière. Cette rente est d’autant plus élevée que le prix du gaz est fort.

28Reste que la rente fera l’objet d’une répartition, elle-même déterminée par différents facteurs. Différence entre les recettes de l’opérateur et ses coûts en travail et en capital, la rente peut aussi bien être touchée par les salariés – si l’entreprise met en place des plans d’intéressement ou de prime –, par ses propriétaires et actionnaires ou par l’État et la puissance publique. En effet, l’État et/ou les collectivités territoriales peuvent prélever une partie de cette rente par le biais de dispositifs fiscaux appropriés. Le point principal que nous voudrions développer porte sur la part de la rente qui reviendra aux citoyens par le biais de la fiscalité. Dans le cas français, différents outils fiscaux existent. D’abord, la fiscalité de droit commun et notamment, mais pas seulement, l’impôt sur les sociétés. Ensuite, la fiscalité spécifique aux mines (redevances tréfoncière, Article L 132-15 du Code minier ; redevances progressive, Article L132-16 du Code minier ; taxe départementale ; taxes communales). Notons que cette fiscalité est à la fois locale et nationale et que l’étude du partage de la rente entre le niveau local lorrain et le niveau national français mérite examen.

Descriptions de la fiscalité minière

La redevance tréfoncière

29Cette redevance est une spécificité du droit du sous-sol français. En effet, contrairement aux États-Unis où le propriétaire d’un terrain est propriétaire également du sous-sol, en France le propriétaire du sol n’est pas toujours celui du sous-sol (cas des matériaux concessibles). Le sous-sol est propriété publique (il n’est cependant pas un bien public au sens technique des économistes dans la mesure où sa consommation reste rivale). Cette caractéristique est rappelée dans l’article 1er du projet de loi pour la réforme du Code minier présentée le 16 mars 2015. L’État peut donc attribuer les permis exclusifs de recherche et l’exploitation se fait par le biais de concessions. L’État en détermine le périmètre, la durée ainsi que l’exploitant. Pour les concessions d’exploitation ou les permis exclusifs de recherche (PER), l’État accorde au concessionnaire le droit d’entreprendre tous travaux de recherches à l’intérieur du périmètre de cette concession et de disposer librement des produits extraits à l’occasion des recherches.

30En contrepartie de ce droit exclusif d’exploitation et de travaux, et selon l’actuel Code minier, le détenteur de la concession doit verser une redevance au propriétaire des terrains sur lesquels la concession se situe. Cette contrepartie, qui peut être négociée, est là pour dédommager le propriétaire du sol du fait qu’un tiers exploite les richesses situées sous sa propriété. Cette redevance est de l’ordre de 15 euros par hectare (article 29 du décret no 80-204 du 11 mars 1980 relatif aux titres miniers) et est donc faible par rapport à ce que l’on peut observer aux États-Unis.

La redevance progressive des mines

31La redevance progressive des mines est une redevance sur la vente des hydrocarbures produits dans la concession ; elle est due au titre de l’article L132-16 du Code minier. C’est une taxe calculée avec un taux progressif (5 %) en fonction de la quantité extraite par la concession : elle ne doit être payée que si la production est supérieure à 300 millions de m3 de gaz extrait. La redevance progressive est calculée par un pourcentage de la valeur de la production extraite. Ce point est important dans la mesure où le revenu de la taxe dépend donc du prix de vente du gaz, lui-même pouvant être fortement impacté par les conditions générales du marché du gaz. Ainsi, le rendement de la taxe est corrélé au cycle des prix des hydrocarbures. La répartition de cette redevance s’établit entre la Caisse autonome nationale de sécurité sociale dans les mines à hauteur de 28,5 % et l’État pour le reste.

Les redevances communales et départementales

32Ces redevances sont versées au titre des articles 1519 et 1589 du Code général des impôts. Pour les entreprises exploitant une concession minière, elles remplacent la Contribution économique des entreprises. En revanche, les détenteurs de PER continuent de payer les impôts et taxes classiques. Les redevances départementales et communales des mines sont redevables par tout exploitant d’une concession minière et s’apparentent à un impôt direct. Concrètement, l’entreprise transmet à l’Ingénieur en chef des mines la quantité exploitée dans chaque commune où il dispose d’une exploitation sachant que seules les communes où se trouve l’exploitation principale sont prises en compte.

  • 24 Arrêté du 6 décembre 2013 fixant les tarifs des redevances communale et départementale des mines p (...)

33Les tarifs de la redevance des mines sont fixés chaque année ; ses modifications tiennent compte de facteurs économiques divers, notamment des variations de prix sauf pour les deux matières qui nous intéressent, à savoir le gaz et le pétrole qui, eux, se voient appliquer une augmentation égale au taux d’inflation depuis 1992. Les tarifs pour les exploitations d’hydrocarbures mises en service après 1992 sont, selon l’arrêté du 6 décembre 2013, ceux indiqués dans le tableau 224.

Tab. 2 : Redevances communales et départementales dues pour les exploitations d’hydrocarbures mises en service après 1992.

Tarif communal

Tarif départemental

Total

Gaz naturel (par 100 000 m3 extraits à 1 bar et 15o C)

74 euros

93,6 euros

167,6 euros

Évaluation des retombées fiscales

34Une approche comptable des retombées fiscales consiste à évaluer, étant donné le droit existant, les redevances qu’un opérateur extrayant du gaz payerait. Bien entendu, la fiscalité peut évoluer et n’est pas nécessairement fixe dans le temps. Notamment, le projet de réforme du Code minier, porté par M. le Conseiller Thierry Tuot, envisage une réforme de la fiscalité plus favorable aux communes où a lieu l’exploitation. Le destin de cette réforme est cependant, au jour d’aujourd’hui, peu clair. Si l’on se fonde sur la fiscalité existante, le point crucial est qu’elle est fortement déséquilibrée au profit de l’État et est emblématique d’un État centralisé qui entend opérer par lui-même, et dans un deuxième temps par le biais de reversement, la péréquation entre ses territoires.

35Dans le cadre de cette contribution, nous en resterons à la mise en lumière de quelques faits stylisés et ordres de grandeur. Des approches plus précises, par permis concédés, pourraient permettre d’être plus précis. Cependant, dans la mesure où c’est davantage la répartition des rentrées fiscales que leur valeur absolue qui nous intéresse, ces simplifications ne nous semblent pas dirimantes.

  • 25 Dans toute la suite, les chiffres ont été arrondis et notamment, on considère que un mètre cube de (...)

36Pour se faire une idée de la partie de la rente que la collectivité au sens large pourra prélever, plusieurs outils économiques sont disponibles. D’une part, la fiscalité étant proportionnelle à la valeur économique extraite des concessions, le calcul du rendement de la taxe dépend des évaluations des volumes de gaz extraits. Or, ces évaluations sont largement hypothétiques. D’autre part, il s’agit de taxes futures. Calculer le rendement en valeur actuelle de l’ensemble des taxes prélevées dans le futur nécessite d’actualiser les rentrées fiscales futures et le choix du taux d’actualisation est, du point de vue de la collectivité et des citoyens, déterminant et sujet à débat. Pour contourner ces difficultés, nous avons plutôt choisi de nous placer dans une perspective plus simple, plus favorable au projet, à savoir imaginer ce que seraient les rentrées fiscales pour différents niveaux de production. Ces niveaux de production sont les niveaux déclarés comme prévus par La Française de l’Énergie en terme de production de gaz. Plus précisément, la société vise d’ici 2020 la production de « plusieurs milliards de pied cubes » en Lorraine, pour atteindre à moyen terme 35 milliards de pieds cubes (35 BCF) puis à plus long terme (2030-2035), 65 BCF (Document de base, p. 72-74 ; 131-132). En prenant deux hypothèses de prix (un prix bas de 6 euros/MCF et un prix haut de 9 euros/MCF), on peut alors envisager les rendements fiscaux suivants25.

37Pour 5 milliards de pieds cubes de gaz, le chiffre d’affaires du projet tourne entre 30 millions d’euros et 45 millions selon que le prix du gaz est bas ou haut. Dans ce cadre, la redevance progressive des mines évoluerait dans une fourchette de 1,5 million d’euros à 2,25 millions d’euros, la taxe communale évoluerait à 103 000 euros et la taxe départementale à 130 000 euros. On le voit les montants fiscaux resteraient faibles en terme absolu, reflet du choix de la fiscalité française actuelle de favoriser les forages et non de jouer un rôle important dans la répartition de la rente. Les redevances génèrent à peu près 0,01 euros/m3 de gaz. En terme relatif, les montants pourraient être importants pour les communes mais non pour l’État ni pour le département – rappelons que le budget du département de la Moselle avoisine le milliard d’euros.

38Pour des niveaux d’extraction de gaz de moyen terme en prenant 35 BCF comme production atteinte, les montants seraient multipliés proportionnellement et se monteraient alors de 10 à 15 millions d’euros de redevances pour l’État, 700 000 euros pour les communes et 900 000 euros pour le département. Là encore, au regard des budgets publics de l’État et du département, l’impact fiscal, certes non négligeable, ne constitue en aucune manière une révolution fiscale. Plus précisément, ce qui nous semble important est que l’essentiel des ressources fiscales est capté par l’État central (90 %) et peu de retombées fiscales locales (10 %) sont à attendre de l’exploitation du CBM lorrain.

  • 26 Ce phénomène pourrait apparaître en Lorraine. Ainsi, sur le PER Bleu Lorraine par exemple, les res (...)

39Cette conclusion ne cherche qu’à donner des ordres de grandeur et est extrêmement provisoire du fait d’une part de l’incertitude des données et d’autre part de l’évolution possible de la fiscalité minière. Un dernier argument peut, cependant, être mobilisé. Si l’on compare ces estimations avec les redevances existantes, l’ordre de grandeur correspond. On constate cependant que les redevances réellement payées par les concessions qui, aujourd’hui, extraient du gaz en France sont plus faibles en pratique qu’en théorie. Ainsi, pour l’année 2013, les redevances payées (en 2014 sur le fondement des volumes de gaz extraient en 2013) par les producteurs de gaz en France se sont montées à 2,8 millions d’euros pour 750 millions de m3 de gaz produits soit un rendement fiscal de 2 à 3 fois plus faible que le rendement théorique (Steiner, Clément, Guignard Philippe, 2015, p. 15). Les raisons de cet écart sont multiples : optimisation fiscale, seuil de déclenchement du paiement de la redevance à 300 millions de m3 (de nombreuses concessions extraient moins que 300 millions et, par conséquent, ne déclenchent pas le seuil)26. Appliquer ce rendement calculé sur les productions existantes aux CBM lorrain conduit alors à diviser par deux ou trois le montant de la redevance progressive attendue et par conséquent, ne modifie en rien notre conclusion.

Conclusion

40À l’issue de ce tour d’horizon des arguments théoriques et empiriques, les perspectives économiques offertes par l’exploitation du CBM apparaissent limitées. La Lorraine n’est pas le Dakota du Nord et il importe d’en être conscient. Il ne s’agit pas de considérer que cette activité n’aurait pas des avantages économiques mais de relativiser ces projets et de leur redonner une place modeste dans le redressement économique de la région. Plus précisément, il importe de bien distinguer les gains privés et les gains publics. Les gains privés sont légitimes à partir du moment où ils remboursent une prise de risque. Dans le même temps, le gaz étant une propriété commune, il est légitime également que la puissance publique, et peut-être les collectivités locales et les citoyens lorrains, en reçoivent une partie substantielle. Trouver une bonne clef de répartition est complexe et, du fait de l’organisation fiscale française encore empreinte d’une forte centralisation, c’est loin d’être le cas. L’un des enjeux de notre contribution est donc de questionner les institutions françaises actuelles. Nous retrouvons dans une certaine mesure, mais par une autre voie, les conclusions d’Olivier Labussière dans le chapitre 5. Enfin, nous avons laissé de côté une question cruciale : le rythme d’exploitation de la ressource. Il n’est pas sûr qu’un pays ait intérêt à exploiter tout de suite une ressource qu’il possède et il peut être économiquement efficace d’attendre avant de l’exploiter et de la maintenir sous forme de stock. Mais un tel calcul, qui peut être fait par un planificateur omniscient, est moins susceptible d’être implémenté par un agent privé.

Bibliographie

Bibliographie

Barbier, F. (2014). Rapport d’information sur l’impact économique de l’exploitation des gaz de schiste. Paris : Assemblée nationale.

De Lorgeril, C., Jeancolas C. (2014). Le Projet de Code minier : une réforme de la fiscalité vraiment efficace ? disponible sur http://energie.sia-partners.com/20140129/le-projet-de-code-minier-une-reforme-de-la-fiscalite-vraiment efficace.

DGCIS, IFPEN, OFCE, Conseil général de l’économie (2014). Hydrocarbures non conventionnels en France : perspectives ouvertes par les nouvelles technologies d’exploitations et d’exploration. Paris : Ministère de l’économie et du redressement productif.

Fondation Robert Schuman.(2013). La Révolution du gaz de schiste : peut-elle traverser l’Atlantique ? Paris. Disponible sur http://www.robert-schuman.eu/fr/questions-d-europe/0293-revolution-du-gaz-de-schiste-peut-elle-traverser-l-atlantique.

Hansen, J.P., Percebois, J. (2015). Énergie. Bruxelles : De Boeck.

Institut Montaigne (2014). Gaz de schiste : comment avancer ? Paris. Disponible sur http://www.institutmontaigne.org/res/files/publications/Rapport_gaz_de_schiste_institut_montaigne.pdf.

La Française de l’Énergie (2016). Document de base déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers. Paris.

Lenoir, J.C., Bataille C. (2013), Les Techniques alternatives à la Fracturation hydraulique pour l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels, Paris : Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques.

Roland Berger Consulting. (2013). Les hydrocarbures non conventionnels en France. Paris.

Steiner R., Clément, P., Guignard P. (2015), Délais d’instruction des demandes de permis exclusifs de recherche et de concessions d’hydrocarbures, Paris : Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie et au Ministre de l’économie, de l’industrie et du numérique.

Notes

1 Sur les différents types de rentes gazières distingués par les économistes, voir Percebois et Hansen (2010, pp. 80-92).

2 Voir la contribution d’Olivier Renaudie dans ce volume « La propriété tréfoncière. Entre droit commun et droit minier. »

3 Citons l’article 111-1 du projet de réforme du Code minier conduite par Thierry Tuot « le sous-sol relevant de la compétence des pouvoirs publics au titre et dans les limites du présent code est une richesse qu’il leur appartient de valoriser et de préserver dans le respect des exigences environnementales, de sécurité et de santé publique et dans l’intérêt des populations ».

4 Pour s’en tenir aux contributions françaises, on peut trouver une littérature assez abondante du côté des fondations et Think tank (voir par exemple, Gaz de Schiste, comment avancer ? Institut Montaigne, 2014 ; La Révolution du gaz de schiste : peut-elle traverser l’Atlantique ? note de la Fondation Robert Schuman, 2013) ; des organismes officiels (Rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (2013) ; ou encore des cabinets de consultants (Les hydrocarbures non conventionnels en France, Roland Berger Consulting, 2013). À ces contributions françaises s’ajoute la littérature américaine sur le gaz non conventionnels.

5 Document de base rédigé par La Française de l’Énergie, déposé à l’Autorité des marchés financiers et enregistré sous le numéro I. 16-009, 14 mars 2016 (ci-après « Le Document de base »).

6 L’avantage à la détention de permis exclusif d’exploration est la plus grande facilité à obtenir une concession. Ces dispositifs, présents dans le Code minier, visent à inciter les opérateurs à l’exploration en leur assurant la possibilité d’exploitation de la ressource ainsi découverte. Deux de ces permis sont particulièrement importants : le permis Bleu Lorraine (168 km2) et le permis Lorraine Sud (264 km2). Concernant ses autres permis en Lorraine (La Grande Garde – 1 977 km2 – et Bleu Lorraine Nord – 360 km2), l’opérateur est en attente d’une décision officielle des autorités compétentes qui tarde à venir du fait de délais de traitement des demandes extrêmement élevés (Steiner, Clément, Guignard, 2015). Plus précisément, l’absence de réponse constitue un rejet implicite de la part de l’administration mais la société a eu des garanties que ces permis seraient accordés (voir Document de Base, p. 105).

7 Gazonor est une société issue de Charbonnages de France, rachetée par EGL en décembre 2007, puis revendu en 2011. La Française de l’Énergie envisage de racheter cette entreprise en 2016.

8 Le document de base est un document obligatoire pour tout acteur qui entend faire appel à l’épargne publique. C’est un document tout à fait remarquable à bien des égards en termes de description de l’entreprise, de son historique, de ses projets, de son bilan et de ses états financiers (actifs, dettes...), de ses actionnaires, des procédures juridiques en cours, des contrats de prestations existant entre l’entreprise, de sa politique de rémunération (salaires, jetons de présence des administrateurs, etc.) et de l’analyse des risques de son activité. Ce document permet d’avoir des données beaucoup plus fines sur le projet d’exploration de CBM que les sources précédentes.

9 Nous n’avons pas eu accès à des informations précises concernant l’entreprise EGL UK en termes d’actionnariat d’où notre réserve sur ce point. Notons simplement que les personnes physiques dirigeantes d’EGL sont les mêmes que celles impliquées, comme mandataire social ou comme salariés, de La Française de l’Énergie.

10 Certains s’en réjouiront arguant que, de ce fait, la Lorraine attire des entrepreneurs talentueux et des capitaux étrangers ; d’autres le regretteront arguant, eux, que l’exploration du sous-sol en Lorraine se doit d’éviter justement les risques d’investissements spéculatifs. Le point crucial est, me semble-t-il, d’être tout à fait conscient que La Française de l’Énergie est une entreprise privée, cherchant avant tout son profit pour elle, ses dirigeants et ses actionnaires. Ceci n’a rien de bien extraordinaire pour un économiste mais doit bien être considérer dans l’évaluation économique globale du projet car ceci impacte la manière dont la richesse créée sera relocalisée ensuite.

11 Voir le document de base, p. 231 et www.https//opencorporate.com. Rappelons que les Bahamas sont inscrits sur la liste européenne des paradis fiscaux. Contra, voir Les Échos, mars 2016 (http://www.lesechos.fr/pme-regions/actualitepme/021745468707-la-lorraine-pourrait-fournir-du-gaz-de-houille-1204930.php?IERGfdhhl0soAEex.99#).

12 Au Royaume-Uni, EGL UK est enregistré sous le numéro 05321791. Elle montre une rotation importante de ses directeurs (voir https://beta.companieshouse.gov.uk/company/05321791/). Ces deux contrats de prestations sont indiquées dans le document de base (pp. 216-217) et implique, Nebula Ressources Limited (enregistrée au Royaume-Uni) et Karlin Limited SDN BHD (enregistrée en Malaisie).

13 Nous nous en tiendrons ici aux comptes consolidés de La Française de l’Énergie stricto sensu et non des comptes pro-forma prenant en considération l’acquisition possible de Gazonor en 2016. Voir le Document de base, p. 305 et suiv.

14 Notons que les dépenses d’exploration ne sont pas comptabilisées dans le compte de résultat.

15 Voir Document de base, pp. 17-50.

16 La prévision est un art complexe et doit prendre en compte les taux de récupération de la ressource, les prix de l’énergie, la ventilation entre coûts fixe et coûts variables, la temporalité de l’exploitation ou encore le taux d’actualisation.

17 Pour une présentation des différents projets, du nombre de puits et des évaluations de production, voir Document de base, p. 74.

18 Comparer aux évaluations du cabinet Roland Berger pour qui le scenario haut était de 2 Bcm par an (soit 5 % de la consommation de gaz française actuelle) et le scenario intermédiaire était de 1 Bcm de gaz/an (soit 2,5 % de la consommation française de gaz actuelle) en 2030 (Roland Berger, 2013, p. 21).

19 La Française de l’Énergie est entrée en bourse en juin 2016. L’action LFDE valait 23 euros en juillet 2016, elle cote en avril 2017 à 12 euros (Note de l’éditeur).

20 C’est là l’avis de certains représentants du monde industriel. Laurence Parisot précisait ainsi, à propos des gaz de schiste, en avril 2013 : « Les gaz de schiste sont le meilleur moyen de réindustrialiser la France. Passer à côté de cette denrée extraordinaire serait une erreur dramatique » (cité in Roland Berger, p. 9). Notons que Madame Parisot parlait du gaz de schiste et non du seul CBM, elle avait donc en tête des volumes de gaz produit nettement supérieurs pouvant, effectivement, faire baisser le prix (Idem pour Roland Berger, p. 30).

21 Par comparaison, aux États-Unis, la production de gaz a augmenté de 25 % entre 2007 et 2012. On comprend que sur le marché américain, la révolution des gaz de schistes ait eu un impact sur les prix (baisse de prix de 67 % entre 2007 et 2012, voir Institut Montaigne, 2014, p. 16). La situation française est bien différente et doit être fortement contrastée de la situation américaine (chiffres cités in Fondation Robert Schuman, 2013, p. 1 ; dans le même sens, voir Institut Montaigne, 2014, p. 9). Notons également que le CBM a peu participé à cette révolution énergétique aux États-Unis.

22 Ce point était d’ailleurs mis en évidence par les rédacteurs du rapport pour l’Institut Montaigne. Ils préconisaient un co-actionnariat collectivités locales/acteurs industriels pour l’exploitation des gaz de schistes et appelait à la mise en place « des modalités juridiques permettant de faire bénéficier les industriels français d’un avantage compétitif en échange de leur implication dans les projets d’exploration/exploitation) » (Institut Montaigne, 2014, p. 58, p. 88).

23 De son côté, le Cabinet Roland Berger, dans l’étude précitée, avait estimé entre 13 000 et 180 000 emplois équivalent temps plein/an le potentiel des hydrocarbures non conventionnels. Précisons qu’il s’agissait ici du nombre d’emplois maximum que le secteur des hydrocarbures non conventionnels pouvait employer sur un an (il ne s’agit pas d’une évaluation du nombre de carrières complètes de salariés créés par cette activité).

24 Arrêté du 6 décembre 2013 fixant les tarifs des redevances communale et départementale des mines prévus aux articles 1519 et 1587 du Code général des impôts applicables en 2013, montants en vigueur en 2017 (Note de l’éditeur).

25 Dans toute la suite, les chiffres ont été arrondis et notamment, on considère que un mètre cube de gaz équivaut à 35 pied cube de gaz.

26 Ce phénomène pourrait apparaître en Lorraine. Ainsi, sur le PER Bleu Lorraine par exemple, les ressources 1P estimées sont de 150 millions de m3 et les ressources 3P de 2 000 millions (Document de base, p. 443). Évidemment, si les ressources effectives sont plus proches des ressources 1P que 3P, alors l’exploitant ne paiera jamais aucune redevance progressive dans la mesure où il ne dépasse pas le seuil des 300 millions de m3 de gaz extrait sur son permis.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 : Hypothèses retenues d’évolution du prix du gaz (Source : Document de base, p. 427).
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/30060/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 156k
Légende Fig. 2 : Prix de vente du méthane (Source : Document de base, p. 136).
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/30060/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 204k

Auteur

Professeur de sciences économiques. BETA-CNRS, UMR 7522

© CNRS Éditions, 2017

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540