Lo shale gas , chiamato anche gas source rock (o più raramente in Quebec “shale gas”) è un gas naturale contenuto in rocce marne o argillose ricche di materia organica , rocce che possono avere una struttura stratificata in scisto . A differenza del gas naturale convenzionale che viene trattenuto in una roccia permeabile consentendo un facile sfruttamento, il gas di scisto è intrappolato nelle porosità di una roccia resa impermeabile dall'argilla che contiene. L'estrazione del gas di scisto, particolarmente difficile, richiede il ricorso sistematico alle tecniche combinate di perforazione direzionale e fratturazione idraulica in grandi volumi particolarmente costosi. Le rocce del serbatoio contenenti gas di scisto possono anche contenere olio di scisto (petrolio), ma in proporzioni molto più piccole.
Lo sfruttamento su larga scala dello shale gas è iniziato negli anni 2000, quando il prezzo degli idrocarburi è stato stabilito permanentemente al di sopra di una soglia elevata in relazione alla stagnazione della produzione di petrolio e gas convenzionale e alla crescita del consumo energetico globale. Questi prezzi, così come i progressi nel campo delle tecniche estrattive, hanno permesso di finanziare gli investimenti molto significativi necessari per consentire la produzione di molti pozzi negli Stati Uniti . Questo Paese ha svolto un ruolo pionieristico nello sfruttamento di questa nuova risorsa: lo shale gas ha rappresentato una quota significativa del mix energetico nel 2012 , ma nel 2013 il suo progresso è stato interrotto, gli investimenti sono diminuiti ei prezzi del gas sono aumentati notevolmente. Con lo shale gas statunitense è passato nel 2012 dal 4 ° al 6 ° posto nella classifica degli importatori netti di gas naturale e in futuro potrebbe, secondo alcune previsioni, diventare un esportatore netto di energia. Le riserve mondiali sono stimate nel 2013 in 207 trilioni di metri cubi di shale gas (32% delle riserve totali di gas naturale) e 345 miliardi di barili di shale oil (10% delle riserve petrolifere totali). Le riserve di shale gas sono sparse in tutti i continenti ma Cina , Argentina , Algeria e Stati Uniti sono in quest'ordine i maggiori detentori. Dal 2010 al 2012, l'aumento della produzione di gas di scisto negli Stati Uniti e in Canada ha determinato una pressione al ribasso sui prezzi del gas che ha ridotto la capacità della Russia di imporre prezzi elevati per il gas naturale che esporta in Europa ; gli effetti del boom dello shale gas sui mercati energetici internazionali sono stati molto significativi, in particolare in Europa: aumento della produzione di energia elettrica da carbone a scapito del gas, diminuzione dell'attrattività economica delle energie rinnovabili , ecc.
I problemi ambientali associati all'estrazione del gas di scisto, compreso l'uso intensivo e l'inquinamento delle risorse idriche, l'aumento dei terremoti e l'emissione di gas serra , provocano in alcuni paesi, compresi gli Stati Uniti, una sfiducia nell'opinione pubblica. L'argomento è oggetto di polemiche molto accese che oppongono da un lato coloro che vedono nello sfruttamento di questa risorsa gas non convenzionale un mezzo per ridurre le importazioni di energia e aumentare il reddito del Paese così come gli industriali del settore petrolifero e dall'altro vari movimenti che avanzano argomenti di sicurezza e di ecologia. Per questo motivo, in alcuni paesi come la Francia, la ricerca e la produzione di gas di scisto sono state oggetto di una moratoria nel 2013 .
Il gas di scisto è presente in alcuni “shales” argillosi sedimentari non metamorfici , detti anche “shale” in Canada, “shale” che designa qualsiasi “roccia sedimentaria a letto molto fine, generalmente argillosa o marnosa” , termine litologico francese . la roccia tal quale essendo argillite o talvolta siltite , a seconda della granulometria . Infatti, in geologia, la parola scisto designa più ampiamente le rocce metamorfiche, laminate o meno. A differenza del gas naturale convenzionale che migra e si concentra in rocce porose del serbatoio, il gas di scisto rimane intrappolato nel substrato roccioso che lo ha dato origine ed è quindi debolmente concentrato. È composto principalmente da metano . Gli strati di scisto sedimentario in cui si forma si trovano a profondità generalmente comprese tra 2 e 4 km e formano banchi di diverse centinaia di metri di lunghezza. Lo spessore, variabile, può consentire un'estrazione economicamente vantaggiosa se supera i 30 metri.
Il gas di scisto è stato sfruttato per anni (gas convenzionale) negli scisti naturalmente fratturati, ma la matrice rocciosa degli scisti ha una bassa permeabilità (il gas è intrappolato lì nei pori o nei residui di materia organica). Lo sfruttamento commerciale su larga scala richiede quindi il cracking artificiale della roccia, o addirittura l'uso di prodotti chimici per aumentare la permeabilità dello scisto e il desorbimento del gas; il boom dello shale gas negli ultimi anni è stato stimolato dall'uso su larga scala della tecnica della fratturazione idraulica . Il tasso di recupero possibile è dell'ordine del 20-40%.
Gli scisti con potenziale economico di gas sono ricchi di materia organica ( dallo 0,5% al 25%). Di solito sono rocce di origine petrolifera che generano gas termogenici (l'azione del calore e delle alte pressioni convertono il petrolio in gas naturale). Devono essere abbastanza fragili e abbastanza rigidi da fratturarsi e mantenere aperte le loro fratture. In alcune regioni, gli strati di scisto con forti radiazioni gamma naturali sono considerati più produttivi: un alto livello di radiazioni gamma è spesso correlato con un alto contenuto di carbonio organico . Si tratta di scisti di colore grigio scuro, possibilmente carboniosi e calcarei.
La tecnica mineraria più comune si basa sulla perforazione direzionale con lunghi tratti orizzontali abbinata alla fratturazione idraulica.
In una perforazione direzionale , il pozzo perforato comprende una parte verticale destinata a raggiungere la giusta profondità (tra 1.500 e 3.000 m ) e una parte orizzontale lunga diversi chilometri che consente di drenare per tutta la sua lunghezza lo strato geologico contenente il gas, come mostrato nel diagramma a fianco. L'obiettivo della perforazione orizzontale è aumentare l'area del pozzo a contatto con il giacimento per compensare la bassa permeabilità della roccia. Nello scisto, un pozzo di questo tipo, nonostante l'utilizzo della fratturazione idraulica, permette di drenare solo un volume limitato di roccia: lateralmente circa 150 metri ai lati del pozzo e verticalmente poche decine di metri (limitati dallo spessore del il fondamento). È quindi necessario perforare molti più pozzi rispetto al caso dell'estrazione di idrocarburi convenzionali. Per limitare l'ingombro degli impianti, le teste pozzo sono raggruppate in un punto centrale (clustered well) che può comprendere da 10 a 30 pozzi. La moltitudine di pozzi perforati ne fa una tecnica poco adatta ad aree urbane o caratterizzate da alta densità abitativa.
La fratturazione idraulica (o fracking ) consiste nel provocare prima della produzione del pozzo un elevato numero di microfratture (millimetriche) nella roccia contenente gas, rendendola porosa e consentendo al gas o allo shale oil di viaggiare verso il pozzo da recuperare a la superficie. La fratturazione si ottiene iniettando acqua ad alta pressione (circa 300 bar a una profondità di 2.500 metri) nella formazione geologica tramite il pozzo orizzontale. L'acqua che viene iniettata contiene vari additivi al fine di migliorare l'efficienza della fratturazione:
La frattura viene eseguita dopo il completamento della perforazione. Si realizza in più fasi, il cui numero è tanto più importante quanto più il substrato roccioso è impermeabile. In media, per un pozzo orizzontale della lunghezza di un chilometro, sono necessarie 30 operazioni di fratturazione, ciascuna delle quali consuma circa 300 m 3 di acqua, 30 tonnellate di sabbia e 0,5% di additivi (dati forniti dalla compagnia petrolifera Total).
Lo sfruttamento di un giacimento inizia con una fase di studio geologico e geofisico ed eventualmente la realizzazione di perforazioni esplorative. La produzione di un pozzo di shale gas inizia con l'installazione di una torre di trivellazione con un ingombro di circa 1 ettaro. Viene perforato un pozzo verticale per raggiungere il giacimento. L'impermeabilizzazione della parte verticale del pozzo, che riveste un ruolo critico in assenza di contaminazione della falda acquifera , viene realizzata mediante l'installazione di un involucro in acciaio e quindi cementando lo spazio tra la roccia e il rivestimento. La perforazione della parte orizzontale del pozzo, che può estendersi per 1 o 2 chilometri, richiede in media dalle 4 alle 8 settimane. La traiettoria della testa di perforazione, inclinabile e guidata dalla superficie, è nota grazie a strumenti basati in particolare sui sistemi inerziali e sulla misura del campo magnetico. Viene quindi installato un involucro nella parte orizzontale del pozzo e quindi perforato utilizzando cariche esplosive di pochi grammi per consentire la raccolta del gas naturale. Gli impianti di perforazione vengono quindi smantellati. La fase di fratturazione che segue di solito dura diversi giorni. Una volta completata, l'acqua iniettata viene pompata e stoccata in superficie prima di essere ritrattata. Il pozzo entra quindi in produzione: questa fase, che può durare circa dieci anni, può essere completamente passiva; tuttavia l'operazione di fratturazione può essere ripetuta per riattivare la rete di cricche quando la produzione diminuisce (multifracking) . Come in un pozzo convenzionale, una volta completata l'operazione, il pozzo viene chiuso con tappi di cemento di spessore compreso tra 50 e 100 m a più livelli.
In sintesi, le principali differenze nel processo di estrazione di gas e petrolio dallo scisto rispetto ai giacimenti convenzionali sono:
La perforazione orizzontale come la fratturazione sono metodi di estrazione che sono stati a lungo utilizzati per gli idrocarburi convenzionali (cioè diversi dallo shale oil e dal gas): la perforazione orizzontale si è diffusa negli anni '80 e gli inizi della fratturazione idraulica risalgono al 1948 . Più di 10.000 fratture vengono eseguite ogni anno in tutto il mondo, anche per l' energia geotermica o per la produzione di acqua potabile.
Attualmente sono allo studio diverse tecniche di estrazione alternative: sostituzione dell'acqua con gas come il propano , stimolazione con arco elettrico o riscaldamento delle rocce, ma sono ancora agli inizi. Quella che sembra la più pulita, chiamata fratturazione esotermica non idraulica o fratturazione a secco, inventata per la perforazione nelle regioni artiche dove l'acqua si congela troppo velocemente, non usa acqua, esplosivi, acidi o solventi, ma elio caldo. Nel 2013, durante una conferenza sulle alternative alla fratturazione organizzata dal Senato a Parigi, i produttori hanno ritenuto che oggi non esistessero alternative alla fratturazione idraulica .
La tecnica di fratturazione del fluoropropano (in realtà 1,1,1,2,3,3,3-eptafluoropropano ) è stata pubblicizzata dalla relazione dell'Ufficio parlamentare per le scelte scientifiche e tecnologiche (OPECST) sulle tecniche alternative alla fratturazione idraulica, pubblicata alla fine del 2013. Opecst ha quindi fatto un provino a John Francis Thrash, CEO di EcorpStim, una delle due società (con la società canadese Gasfrac) che utilizzano questa tecnica in Nord America. Nonostante lo scarso riscontro dell'esperienza, Ecorpstim ha presentato una valutazione molto positiva. Ufficialmente, i funzionari di Total ritengono che questa tecnica non sia stata ancora dimostrata e preferiscono continuare a utilizzare la fratturazione idraulica negli stati in cui non è soggetta a moratoria. Vantaggi del propano: la sua viscosità gli permette di penetrare molto più facilmente dell'acqua negli interstizi della roccia per espellere il gas e permette di non utilizzare le grandi quantità di acqua e prodotti chimici tanto denigrate dagli oppositori della fratturazione idraulica; a differenza del propano, il fluoropropano non è infiammabile, ma la manipolazione del gas fluoropropano liquefatto, la forma in cui deve essere iniettato, è più complessa di quella dell'acqua; un altro vantaggio: è riutilizzabile al 95%, rispetto al 30% dell'acqua. Ma il suo principale svantaggio è il suo costo elevato: il fluoropropano, ancor più del propano, è "costoso", notano gli autori del rapporto OPECST; questo è probabilmente il motivo per cui le aziende che sfruttano il gas e il petrolio di scisto negli Stati Uniti continuano a fare affidamento principalmente sulla fratturazione idraulica. Inoltre, l'Ufficio ritiene che tale gas non sia “senza pericolo per il clima” in quanto contribuisce già oggi per lo 0,05% delle emissioni totali di gas serra; il suo potere di riscaldamento è quasi 3000 volte superiore a quello dell'anidride carbonica, secondo gli esperti delle Nazioni Unite. Pertanto, il suo utilizzo "richiede la prevenzione e il controllo delle perdite che possono verificarsi in tutte le fasi della catena di produzione", sottolinea l'OPECST. Inoltre, il suo utilizzo andrebbe contro gli impegni dell'UE, che prevede di ridurre l'uso di gas fluorurati dell'80% entro il 2030.
I giacimenti di shale gas sono stati estratti per oltre un secolo nell'Appalachian Basin e nell'Illinois Basin negli Stati Uniti, ma questi pozzi erano economicamente redditizi solo grazie a una forte deregolamentazione e politiche di sussidio attivo (" tassazione nera " tradotta in crediti d'imposta). Gli aumenti del prezzo del gas naturale negli anni 2000 e i progressi tecnologici nella fratturazione idraulica e nella perforazione orizzontale hanno da allora migliorato la redditività del gas di scisto. I suoi costi di produzione sono generalmente superiori a quelli dei giacimenti tradizionali, a causa degli elevati costi di perforazione orizzontale e fratturazione idraulica, e del ciclo di vita molto breve dei pozzi. Il costo totale di una singola perforazione ammonterebbe tra gli 8 ei 10 milioni di dollari, di cui dal 40 al 50% per la piattaforma di perforazione, dall'8 al 10% per l'acquisizione di tubi e casseforme e dal 30 al 40% per la fratturazione idraulica. Vi sono incertezze sulla redditività della loro operatività in altre aree geografiche, tanto più che, nel contempo, la forte produzione negli Stati Uniti, legata ad una minore domanda di gas, ha causato la caduta del prezzo del gas.
L'economista Benjamin Dessus spiega in uno studio sul modello economico dello shale gas che l'interesse delle compagnie petrolifere americane in questa opportunità di investimento si spiega con il profilo temporale della produzione di pozzi di shale gas, che cala bruscamente dal secondo anno ed è esaurito in media 6 anni, mentre la produzione di un deposito convenzionale persiste per diversi decenni; Tuttavia, le norme fiscali consentono di ammortizzare completamente l'investimento nel primo anno, il che consente di renderlo redditizio molto rapidamente, dopo di che vengono perforati nuovi pozzi, e così via, sfruttando la vicinanza geografica per ridurre al minimo i costi di perforazione; questo modello speculativo conferisce a questa attività una grande volatilità: può crollare molto rapidamente al minimo cambiamento sostanziale dei suoi parametri economici.
Il Nord America domina lo sviluppo e la produzione di gas di scisto, che è stato potenziato dal successo economico del Barnett Shale in Texas , che ha stimolato la ricerca di altre fonti di gas di scisto negli Stati Uniti e negli Stati Uniti Canada . Tuttavia, nel 2013, le compagnie petrolifere hanno dimezzato i loro investimenti in Nord America in petrolio e gas non convenzionale, scesi da 54 miliardi di dollari nella prima metà del 2012 a 26 miliardi di dollari nei primi sei mesi del 2013, secondo l'agenzia Bloomberg; ci sono cinque volte meno impianti di perforazione (rig) su gas secco (non associato al petrolio) rispetto a cinque anni, la maggior parte è migrata verso aree ricche di scisti bituminosi (olio di scisto) ; un pozzo di shale gas produce molto all'inizio, molto meno poi: il più grande viene estratto nei primi mesi; a seconda della zona, il costo di estrazione del gas varia tra 3 e 8 dollari per milione di BTU (cioè 28 m3) mentre viene venduto solo 3,77 dollari; a questo prezzo, non è redditizio.
Gli studi di AT Kearney e Bloomberg New Energy Finance (BNEF) mostrano che molti fattori impediscono di estrapolare il successo del gas di scisto negli Stati Uniti al resto del mondo:
Così, all'inizio del 2013, mentre il British Geological Survey si preparava a pubblicare l'aggiornamento (al rialzo) della sua stima delle risorse effettuata nel 2010 (ovvero 5,3 miliardi di piedi cubi di riserve recuperabili di gas di scisto), uno studio Bloomberg New Energy Finance (BNEF) ha concluso che lo sfruttamento di questo gas da parte dell'Inghilterra sarebbe più costoso che negli Stati Uniti e, nonostante queste ingenti risorse, non compenserebbe il calo della produzione di gas convenzionale. Non ridurrebbe quindi il prezzo del gas, che continuerebbe ad allinearsi al prezzo del gas importato. Secondo BNEF a parità di produzione un pozzo costerebbe due o tre volte di più in Europa che negli USA (e da 7,10 $ a 12,20 $ /MM Btu per il Regno Unito), senza nemmeno includere eventuali costi aggiuntivi di realizzazione di reti locali e gas trattamento necessario per ottenere un prodotto compatibile con gli standard del mercato europeo del gas. Se il gas inglese non è naturalmente secco e pulito, i costi di lavorazione possono essere molto significativi secondo BNEF. Inoltre, la rete ei pozzi potrebbero essere pronti solo molto tempo dopo l'inizio della penuria di gas naturale britannico, che già nel 2012 ha fornito solo il 50% dei consumi del Paese; compensare questa esigenza richiederebbe, secondo BNEF, di perforare quasi 10.000 pozzi in 15 anni (considerando le ipotesi di flusso più ottimistiche), con fino a quasi 1.000 pozzi da costruire all'anno per il periodo di transizione. Se il flusso fosse inferiore al previsto, sarebbero necessari fino a 20.000 pozzi, che drenassero e coprissero un'area più del doppio del Lancashire , mentre la densità di popolazione è molto più alta in Europa o in Occidente e nel Regno Unito, che i codici minerari e i diritti minerari differiscono da quello che sono negli Stati Uniti dove i diritti sul sottosuolo sono più facilmente negoziabili.
Risultati negativi negli Stati Uniti dopo quattro anni di esplorazioneRapporti di Bloomberg in maggio 2014che dal 2010 il debito delle 61 compagnie statunitensi che traccia è raddoppiato in quattro anni di esplorazione, a 163,6 miliardi di dollari. Le riserve si stanno esaurendo più velocemente del previsto, costringendo a perforazioni più profonde, aumentando i costi. Ad esempio, la sussidiaria HighMount Exploration & Production LLC di Loews Corporation ha perso $ 20 milioni durante i primi 3 mesi dell'anno e ha accumulato perdite finanziarie nel 2012 e 2013. Loews decide di rifocalizzarsi sull'esplorazione petrolifera e di chiudere HighMount, lamentando la difficoltà nella ricerca di giacimenti e la caduta del prezzo del gas naturale. 26 di queste 61 società hanno cessato l'attività a causa del disinteresse degli investitori di fronte alle crescenti perdite e alla scarsa probabilità di recuperare il proprio investimento.
Secondo l'Energy Information Service (EIA) del governo degli Stati Uniti, le riserve del giacimento di petrolio di scisto di Monterey in California , che rappresentano i 2/3 delle riserve di petrolio di scisto dei paesi, sono state ridotte al 4% della stima iniziale. La prima stima, prodotta da Intek Inc. nel 2011, dava l'equivalente di 13,7 miliardi di barili di petrolio; ora viene rivista al ribasso con una stima della possibile estrazione, con le tecnologie del momento (trattamenti acidi, perforazione orizzontale, fracking) a circa 600 milioni di barili. Alcuni analisti sperano che i progressi tecnici possano consentire più mining in futuro.
Per adattarsi al calo dei prezzi del petrolio dalla seconda metà del 2014, i produttori statunitensi di shale oil e gas hanno cambiato strategia, puntando ora sulla riduzione dei costi di estrazione piuttosto che sulle scadenze; aumentando il numero di pozzi nello stesso sito, utilizzando piattaforme mobili, riutilizzando il gas associato al petrolio per risparmiare sui costi energetici, modificando i fluidi di fratturazione per accelerare le portate, allungando la perforazione orizzontale fino a 5 km anziché 3 km in precedenza, o anche utilizzando tecnologie innovative (nanotecnologie, sismica 3D, Big data), riuscirebbero a mantenere i propri margini con un barile di 70 dollari contro i 100 dollari di un anno prima.
Mentre le aree di sfruttamento del gas naturale sono concentrate in pochi paesi, inclusa la Russia, i giacimenti di gas di scisto sono presenti in Nord America, Asia ed Europa. La Russia, che detiene il 20% delle riserve di gas naturale, è il più grande esportatore mondiale. Lo sfruttamento del gas di scisto consentirebbe così agli altri tre blocchi di ridurre la loro dipendenza dalla Russia. Un'altra parte del gas prodotto nel mondo proviene da co-prodotti della produzione di petrolio, e questa fonte di approvvigionamento diminuirà allo stesso ritmo di quella del petrolio. Per questi motivi, e se la redditività è dimostrata, gli Stati potrebbero essere tentati di utilizzare questa risorsa che consentirebbe loro di ridurre la loro dipendenza energetica , ma questo è solo un punto di vista a breve termine che trascura l'imperativo del bene più importante nella lotta contro il cambiamento climatico. Le compagnie petrolifere considerano strategico per loro essere presenti in questa nicchia che richiede un forte know-how. Negli Stati Uniti, dove inizialmente la produzione era svolta da piccole compagnie, si verificò un movimento di concentrazione, con l'acquisizione di queste da parte delle compagnie petrolifere.
Il boom dello shale gas negli Stati Uniti ha scosso i mercati energetici, non solo in Nord America, ma anche a livello globale:
Gli oppositori dello shale gas credono che la sua esplorazione/sfruttamento aumenti le emissioni di gas serra responsabili del riscaldamento globale e distolga gli investimenti che avrebbero potuto finanziare lo sviluppo dell'efficienza , il risparmio energetico e le energie alternative come le energie rinnovabili . Alcuni sostenitori dello shale gas ritengono che non impedisca lo sviluppo delle energie rinnovabili e che possa sostituire le costose importazioni di idrocarburi.
Economisti come Benjamin Dessus , presidente di Global Chance , ritengono che le conseguenze ei rischi economici su settori diversi dall'industria energetica non siano sufficientemente presi in considerazione. Ripercussioni negative, attraverso i prelievi e l'inquinamento generato, sono state individuate nel settore delle acque sotterranee e superficiali, e quindi sull'acqua potabile. Hanno suscitato una forte opposizione, almeno in Francia, nei settori del turismo e dell'agricoltura. Le perdite di metano nell'aria sembrano essere considerevoli; renderanno questo gas molto costoso se verranno decise le tasse sui gas serra.
La concomitanza di interessi strategici per alcuni, che dovrebbero portare gli Stati a sovvenzionare il settore, e i miliardi già spesi per altri, legati alle incertezze sulla redditività delle operazioni, fa temere l'avvento di una bolla speculativa .
Uno studio del Pacific Northwest National Laboratory , parte del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti , pubblicato nell'ottobre 2014 sulla rivista Nature , mostra che in assenza di nuove politiche climatiche , la continuazione dell'attuale boom del gas naturale da sola non rallenterebbe la crescita delle emissioni globali di gas serra nel lungo termine. Il gas naturale a basso costo, infatti, non solo competerebbe con il carbone, ma anche con tutte le altre fonti energetiche, compreso il nucleare e le energie rinnovabili; inoltre, incoraggerebbe un aumento dei consumi energetici e ridurrebbe la redditività degli investimenti in risparmio energetico.
Il calo del prezzo del petrolio nella seconda metà del 2014 porterà a un calo degli investimenti, ma il calo della produzione dovrebbe essere lieve: finora i produttori hanno perforato pozzi ovunque, perché il livello dei prezzi garantiva loro redditività; in alcune zone il prezzo di costo è di 70 dollari al barile; con il calo dei prezzi, i produttori si concentreranno nelle aree più redditizie, nei bacini di Bakken, Eagle Ford o Permian, dove il prezzo di costo è già sotto i 50 dollari. In un rapporto pubblicato sunovembre 2014, il consulente americano IHS stima che il prezzo di costo dell'80% della produzione nel 2015 sarà compreso tra i 50 ei 70 dollari al barile. L'Agenzia internazionale per l'energia (Aie) stima che, con un barile a 80 dollari, la spesa per la produzione di shale oil scenderà del 10%. Aziende come Chesapeake, Continental Resources o EOG Resources hanno già annunciato che l'anno prossimo trivelleranno di meno; ma la maggior parte di loro continua comunque a contare su una crescita dal 20 al 30% della propria produzione nel 2015; secondo l'analista Alexandre Andlauer, con un barile di Wti a 70 dollari, la produzione non scenderà di più di 300.000 barili al giorno, rispetto ai 4,3 milioni di barili al giorno di shale oil ("tight oil") prodotti negli Stati Uniti.
All'inizio del 2016 il peggioramento del calo del prezzo del petrolio ha fatto temere l'esplosione di una bolla speculativa negli Stati Uniti legata al settore dello scisto.
In questo ambito, l'aspetto fondamentale è il regime del diritto di proprietà del sottosuolo. Per presentare il problema è sufficiente esaminare le linee principali della legislazione vigente in due Stati appartenenti alle due tradizioni giuridiche ( diritto civile e diritti di common law ) dominanti in Occidente: gli Stati Uniti e la Francia . Qualunque sia la tradizione giuridica, in linea di principio il proprietario del terreno è anche il proprietario del seminterrato.
Questa regola è applicata in modo abbastanza rigoroso nei paesi anglosassoni. Negli Stati Uniti, tutte le risorse del sottosuolo, indipendentemente dalla profondità, appartengono al proprietario terriero. Il gas o il petrolio contenuto nel substrato roccioso, situato a una profondità significativa, è quindi proprietà privata. In linea di principio, il proprietario del terreno ha piena libertà di concedere lo sfruttamento delle risorse del sottosuolo a società specializzate.
Il principio generale della proprietà privata del sottosuolo è affermato anche in Francia, ma non riguarda l'attività mineraria. Così il codice civile francese prevede nel suo articolo 552:
“La proprietà del suolo toglie la proprietà sopra e sotto.
[…]
Egli [il proprietario] può fare tutte le costruzioni e gli scavi sotto i quali ritiene opportuno, ed estrarre da questi scavi tutti i prodotti che possono fornire, eccetto le modifiche derivanti dalle leggi e dai regolamenti relativi alle miniere, e dalle leggi di polizia e regolamenti. "
Conseguenze legaliL'atto giuridico che consente lo sfruttamento delle risorse del sottosuolo non è lo stesso.
Negli Stati Uniti si tratta di un contratto concluso tra il proprietario del terreno e una società specializzata nell'esplorazione e nello sfruttamento della risorsa. In Francia, si tratta di un'autorizzazione amministrativa (permesso di esplorazione o sfruttamento). Per il gas di roccia è stato emanato un divieto totale (vedi sotto).
Conseguenze politico-economicheNegli Stati Uniti, a causa del regime di proprietà privata delle risorse del sottosuolo, il proprietario terriero è libero di decidere se sfruttare o meno le risorse del sottosuolo. L'idea alla base è che il mercato decide attraverso molteplici decisioni individuali prese sotto forma di contratti. In linea di principio, l'autorità politica non deve intervenire. Il rischio è che i giocatori potenti prendano una posizione dominante nel mercato.
In Francia, la decisione di esplorare o sfruttare è presa dall'autorità pubblica. Il proprietario del terreno non ha alcun potere in materia di esplorazione o sfruttamento del sottosuolo se rientra nell'ambito di applicazione del Codice minerario . L'idea di fondo è che il potere politico rappresenta l'interesse generale . Tale decisione è soggetta a rischi politici : maggioranze politiche fluttuanti, preoccupazioni elettorali dei leader.
Il regime di proprietà del sottosuolo discusso sopra si riferisce solo al continente. Qual è il regime giuridico dei fondali? Un importante sviluppo ha avuto luogo con la conclusione della Convenzione delle Nazioni Unite sul diritto del mare nel 1982 a Montego Bay (Giamaica). È entrato in vigore nel 1994 ed è stato ratificato dalla maggior parte dei principali paesi industrializzati. Questa convenzione definisce zone di sovranità decrescente partendo dalla costa verso l'alto mare, molto schematicamente sono state definite tre zone.
Il mare territoriale fa parte del demanio pubblico e non vi è esercitata la proprietà fondiaria privata. A fortiori, questo è anche il caso della ZEE. Ma lo Stato costiero ha diritti esclusivi di sfruttamento in quest'area, che può concedere a persone fisiche o giuridiche. In campo energetico può, ad esempio, autorizzare la posa di cavi o condotte sottomarine, lo sfruttamento delle risorse energetiche e minerarie del sottosuolo senza limiti di profondità. La convenzione precisa inoltre all'articolo 60 che “lo Stato costiero ha il diritto esclusivo di procedere alla costruzione […] a) di isole artificiali; b) impianti e strutture…” . Può quindi, ad esempio, concedere la costruzione di turbine eoliche nella sua ZEE a un'impresa specializzata.
L'istituzione di una ZEE ha già importanti implicazioni economiche e geopolitiche. Gli Stati con un ampio lungomare hanno un notevole vantaggio potenziale e sono stati rilasciati numerosi permessi per l'esplorazione e lo sfruttamento delle risorse minerarie sottomarine.
Tra gli Stati con una ZEE molto ampia, solo la Francia ha adottato una misura di divieto totale di esplorazione delle risorse del substrato roccioso (a volte definita “non convenzionale”). Articolo 1 ° della legge francese del13 luglio 2011 ha infatti:
"Ai sensi della Carta dell'Ambiente del 2004 e del principio di azione preventiva e correttiva previsto dall'articolo L. 110-1 del Codice dell'ambiente, l'esplorazione e l'esercizio delle miniere Gli idrocarburi liquidi o gassosi mediante perforazione seguita da fratturazione idraulica della roccia sono vietata sul territorio nazionale. "
Poiché la fratturazione idraulica è attualmente l'unica tecnica efficiente per estrarre gas e petrolio dal substrato roccioso, le risorse presenti nella ZEE francese non saranno esplorate o sfruttate. Le risorse che possono essere sfruttate con semplici perforazioni (a volte dette “convenzionali”) e situate a profondità inferiori non sono, invece, interessate dal divieto.
Altre convenzioni internazionaliNon esiste un regolamento o una convenzione internazionale specifica o vincolante sulla fratturazione idraulica di grandi volumi , sebbene questa tecnica sia diventata quasi sempre necessaria per l'estrazione industriale di shale gas o layer . Ma alcune convenzioni internazionali relative alla protezione della biodiversità e degli habitat o dei paesaggi, all'accesso alle informazioni ambientali, o anche sulle emissioni di gas serra o altri scarichi transfrontalieri di inquinanti nell'aria, nell'acqua o nell'ambiente dovrebbero essere applicate durante una o più fasi delle operazioni di gas industriale (dall'esplorazione all'uso finale dei gas).
Raccomandazioni generali, del tipo " buone pratiche ", a volte chiamate "regole d'oro", sono state pubblicate dall'AIE (Agenzia Internazionale per l'Energia).
È iniziato un dibattito tra gli Stati membri (Regno Unito e Polonia che desiderano autorizzare la fratturazione idraulica e incoraggiare l'estrazione di gas di scisto, mentre la Francia ha vietato questo uso della fratturazione). I deputati hanno votatonovembre 2012(391 voti favorevoli, 262 contrari e 37 astensioni) contro un emendamento presentato da deputati di vari gruppi che invitava gli Stati membri a non autorizzare alcuna nuova operazione di fratturazione idraulica all'interno dell'Unione. Il dibattito è continuato all'interno e tra i partiti politici, nonché tra le ONG e la società civile sull'opportunità o meno di sfruttare il gas di scisto (che il Regno Unito e la Polonia potrebbero avere riserve significative). Un quadro armonizzato per tutti gli idrocarburi non convenzionali nell'Unione e un “regime normativo solido” per fracking era stato richiesto nel 2012 dagli eurodeputati In assenza di un europeo direttiva o regolamento si occupano di questo problema, ogni Stato membro dell'Unione europea può decidere in alternativa , da solo e - fino alla metà del 2014 - senza una specifica quadro europeo, anche se non autorizzare l'esplorazione e / o lo sfruttamento del gas di scisto nel suo sottosuolo, con eventuali negoziati da svolgere con gli stati limitrofi interessati in caso di un cross- deposito frontaliero . L'unica condizione è che lo faccia senza pregiudizio della normativa europea e "purché tenga conto della necessità di preservare, proteggere e migliorare la qualità dell'ambiente"
All'inizio del 2014, per limitare i rischi ambientali e climatici, la Commissione Europea ha presentato una prima raccomandazione europea (di circa 10 pagine) relativa ai principi minimi applicabili alla ricerca e produzione di idrocarburi per fratturazione idraulica, non vincolante e non applicabile a soli 6 mesi dalla loro pubblicazione, fortemente ispirate alle raccomandazioni ("regole d'oro") già pubblicate dall'AIE per sfruttare gli idrocarburi del substrato roccioso . La commissione esaminerà tra 18 mesi l'efficacia di questo approccio, sulla base di un follow-up (che sarà comunque basato sulle dichiarazioni degli Stati membri e non su verifiche indipendenti effettuate da un'agenzia o da autorità europee). In caso di "progresso tecnico o della necessità di tener conto dei rischi e delle conseguenze inerenti alle attività di ricerca e produzione di idrocarburi che comportano tecniche diverse da quella della fratturazione idraulica di grandi volumi, difficoltà impreviste nell'applicazione della normativa dell'Unione o nella ricerca e produzione di idrocarburi mediante fratturazione idraulica a grandi volumi nell'ambito di operazioni in mare' , questa raccomandazione potrebbe essere aggiornata o essere seguita da disposizioni obbligatorie in quanto "L'Unione non ha esperienza con il rilascio di autorizzazioni per la produzione di idrocarburi mediante fratturazione idraulica (…) e ha solo un'esperienza limitata con le autorizzazioni per l'esplorazione" , ha precisato l'esecutivo europeo. Quest'ultimo ritiene tuttavia che nel 2014 la normativa europea vigente si applichi alla fratturazione idraulica e che dovrebbe essere sufficiente per limitarne i rischi, pur riconoscendo che “alcuni aspetti ambientali connessi alla fratturazione idraulica non sono trattati in modo esaustivo nella normativa dell'Unione in vigore” . L'esecutivo riconosce anche che questa decisione è stata influenzata dalla volontà di alcuni Stati membri di sfruttare gli idrocarburi non convenzionali, nonostante gli obiettivi non raggiunti del Protocollo di Kyoto e l'impegno europeo del 2011 di "raggiungere un obiettivo. una riduzione vincolante delle emissioni di gas serra e un aumento della quota di energie rinnovabili (…) tutte le decisioni relative allo sfruttamento dei combustibili fossili non convenzionali devono essere collocate nel contesto della necessità di riduzione delle emissioni” ed è preoccupato che “l'uso combinato della fratturazione idraulica di grande volume e della perforazione direzionale (soprattutto orizzontale) su una scala e con un'intensità senza precedenti nell'Unione solleva problemi specifici, in particolare per la salute e l'ambiente. " Nella Commissione vuole quindi un minimo di supervisione.
L' Associazione internazionale dei produttori di petrolio e gas (en) (AIPPG) ha accolto con favore questa decisione in quanto considera "un passo nella giusta direzione" , godendo in particolare del fatto che l'Europa ritiene che "una serie di normative vincolanti - a livello dell'Unione europea così come degli Stati membri – si applica già alle operazioni di estrazione del gas di scisto” e che la normativa vigente è sufficiente, secondo lei, a garantire che “lo shale gas possa essere sviluppato in Europa nel rispetto dell'ambiente” . L'AIPPG è però preoccupata per l'inserimento da parte dell'Europa di un duplice obiettivo - questa volta vincolante - nel futuro pacchetto clima-energia 2030. Al contrario, la decisione della Commissione di non regolamentare la fratturazione idraulica è giudicata duramente da chi ritiene che la sussidiarietà non possa essere invocata sull'estrazione di idrocarburi a causa dei rischi sanitari e climatici che saranno globali e condivisi. Per Europe Écologie Les Verts , “la Commissione Europea ha semplicemente rinnegato il suo impegno di proporre una legislazione adeguata ai rischi di fratturazione idraulica” . L'ONG Les Amis de la Terre accusa l'Europa di abbandonare "ogni desiderio di proporre standard vincolanti sull'esplorazione e lo sfruttamento del gas e del petrolio di scisto" mentre Agir pour l'Environnement , France Libertés e il Climate Action Network (RAC) criticano queste raccomandazioni per essendo "lontano da una direttiva vincolante che possa dissuadere i produttori dallo sfruttamento del gas di scisto in Europa" .
La Commissione non nasconde la volontà di mettere “gli operatori su un piano di parità, di accrescere la fiducia degli investitori, di migliorare il funzionamento del mercato unico dell'energia, di placare le preoccupazioni dell'opinione pubblica ed eventualmente di sollevare il problema”. L'opposizione allo sfruttamento del gas di scisto ' ; ma non solleva gli Stati dalle loro responsabilità in caso di incidente o di inquinamento cronico, anzi. Si specifica che spetta agli Stati membri “prendere le misure necessarie per garantire che la formazione geologica di un sito sia adatta all'esplorazione o alla produzione di idrocarburi mediante fratturazione idraulica a grandi volumi. È importante che assicurino che gli operatori effettuino una caratterizzazione del sito potenziale, nonché della superficie circostante e dell'area sotterranea e una valutazione dei rischi associati” . Per questo, le autorità competenti devono basare le proprie valutazioni e decisioni "su una quantità di dati sufficiente a consentire una caratterizzazione dell'area di esplorazione e potenziale produzione e l'individuazione di tutte le possibili vie di esposizione". Sarebbe quindi possibile valutare i rischi di fuoriuscita o migrazione di fluidi di perforazione , fluidi di fratturazione idraulica, materiali naturali, idrocarburi e gas dal pozzo o dalla formazione mirata nonché il rischio di sismicità indotta. " ... sulla base " delle migliori tecniche disponibili e tengono conto dei risultati pertinenti dello scambio di informazioni organizzato dai servizi della Commissione tra gli Stati membri, le industrie interessate e le organizzazioni non governative che operano per la protezione dell'ambiente " e garantendo "di anticipare il cambiamento di comportamento della formazione mirata, degli strati geologici che separano il giacimento dalla falda acquifera, nonché dei pozzi esistenti o altre strutture antropiche esposte alle elevate pressioni di iniezione applicate nel contesto della fratturazione idraulica ai grandi volumi e ai volumi di fluidi iniettati” e di aggiornare la valutazione “durante l'esercizio delle attività, ogni volta che si raccolgono nuovi dati” .
Queste nuove misure impegnano gli Stati europei in particolare a:
In attesa di un possibile rafforzamento della normativa, la fratturazione idraulica di grande volume deve quindi rispettare almeno in Europa:
Situazione attuale in Europa
Solo Francia e Bulgaria hanno completamente vietato la fratturazione idraulica in termini sia di esplorazione che di sfruttamento. Gli altri paesi hanno concesso permessi di esplorazione:
Il calcolo del saldo totale per quanto riguarda il contributo all'effetto serra comporta l'aggiunta alla CO 2derivante dalla combustione del gas, quello che deriva dal petrolio speso per la costruzione e l'esercizio dei pozzi, ma anche il metano che fuoriesce in atmosfera durante l'estrazione e durante il trasporto del gas. Le perdite sono visibili (nell'infrarosso, mostrato nel film Gasland ) , e la NOAA aveva già individuato nel 2007 occasionali pennacchi di aria inquinata da metano, butano e propano, poi nel 2008 da nuove apparecchiature nella regione, consentendo campionamenti in tempo reale e analisi che ha mostrato come la sua origine il bacino di Denver-Julesburg, dove sono stati perforati più di 20.000 pozzi di petrolio e gas in 40 anni. Una quantificazione più dettagliata delle perdite è stata effettuata in questo bacino nel 2011 da due team separati, dalla Cornell University e dall'EPA ( Environmental Protection Agency ). Questi due team hanno concluso nel 2011 che mancavano ancora dati affidabili (poche misurazioni reali sul campo, nonostante la presenza di decine di migliaia di pozzi) ma secondo i dati disponibili, le emissioni di metano da gas di scisto erano elevate. ha affermato l'industria del gas.
Sulla base dei dati dell'EPA e della stessa industria del gas, Robert Howarth (Cornell University) ha affermato nel 2011 in Climatic Change Letters che l' impronta di carbonio del gas di scisto supera quella dei pozzi di gas convenzionali.
In effetti, ogni pozzo di gas di scisto perde dal 3,6% al 7,9% del suo metano nell'atmosfera (questo è dal 30% al 200% in più rispetto a un pozzo convenzionale). R. Howarth ha proposto di applicare questi non l'indice delle perdite potenziali di riscaldamento globale (PRG) mantenuto dal 4 ° del rapporto di valutazione IPCC (o 72 volte il potenziale di riscaldamento globale di CO 2per un periodo di 20 anni), ma l'indice proposto nel 2009, da Drew Shindell della NASA , superiore del 23% in media, perché integra le interazioni climatiche dei gas serra (GHG) con gli aerosol particolati dell'aria, e ha calcolato che l'impronta di CO 2 equivalente un pozzo di gas di scisto in 20 anni sarebbe dal 20 al 50% più alto che se il carbone fosse stato utilizzato per produrre la stessa quantità di energia.
Nel 2012 la natura massiccia delle fughe di metano è stata confermata dalle analisi effettuate nel 2011-2012, pubblicate in un rapporto della NOAA ( National Oceanic and Atmospheric Administration ) sulla rivista Nature (febbraio 2012); il CH 4disperso nell'aria è almeno il doppio di quanto annunciato dall'industria del gas; nel bacino di Denver-Julesburg (vicino a Denver ) in esercizio, circa il 4% della produzione viene disperso nell'atmosfera (senza considerare altre perdite dalle tubazioni e dai sistemi di distribuzione). Queste cifre confermano la valutazione di Howarth del 2011, che era stata contestata dall'industria del gas e da alcuni accademici.
Il processo di fratturazione prevede i primi rilasci irregolari (bolle di gas e “rutti di produzione”) che le compagnie del gas rilasciano nell'aria all'inizio (della durata di un mese o più). È solo quando la produzione è regolare che il pozzo è collegato a una conduttura. A fine vita possono verificarsi altre perdite più diffuse. I nuovi dati di campo mostrano che una piccola porzione del CH 4perso proveniva da serbatoi di GPL (scorte pre-imbarco), "ma gran parte di esso [il CH 4] è solo gas grezzo che fuoriesce dalle infrastrutture ” , con una perdita dal 2,3 al 7,7%, una stima media del 4%, leggermente superiore a quella fatta dalla Cornell University nel 2011 (dal 2,2% al 3,8%) per pozzi e scisto produzione di gas. Questa stima è anche superiore a quella precedente dell'EPA (che ha rivisto la sua metodologia, "che nel 2011 ha all'incirca raddoppiato l'inventario ufficiale delle emissioni dell'industria del gas naturale negli ultimi dieci anni verso gli Stati Uniti" ). L'1,9% del gas perso durante la vita di un pozzo fuoriesce dal pozzo stesso per fratturazione. Catturare e immagazzinare questo gas e quelli derivanti dal processo di fratturazione è tecnicamente fattibile, ma troppo costoso a seconda dell'industria del gas.
L'EPA ha annunciato per aprile 2012 un regolamento che promuova tali cambiamenti regolando le emissioni dei giacimenti di gas.
Robert Howarth specifica che il gas di scisto avrebbe potuto avere un certo vantaggio rispetto al carbone se fosse stato bruciato solo in centrali elettriche efficienti per produrre elettricità, ma purtroppo solo il 30% del gas americano viene utilizzato per produrre elettricità, il 70% è destinato al riscaldamento individuale, che non beneficia di tale vantaggio.
Tuttavia, l' amministrazione Obama negli Stati Uniti ha stimato nel 2009 che l'intensificazione dello sfruttamento del gas di scisto ridurrebbe le emissioni di gas serra .
Ma, se la sostituzione del carbone con il gas di scisto per la produzione di energia elettrica ha consentito nel 2012 una leggera diminuzione delle emissioni di CO 2negli Stati Uniti (in parte compensato dall'aumento delle emissioni di metano), il carbone, che aveva perso i suoi sbocchi negli Stati Uniti, veniva esportato in maniera massiccia, in particolare verso l'Europa (vedi capitolo Aspetti macroeconomici - Temi geo-strategici ), dove ha contribuito ad aumentare le emissioni di CO 2, A livello mondiale pertanto, gas di scisto ha portato ad un aumento delle emissioni di gas serra: emissioni derivanti dalla produzione di metano, componente principale del gas naturale, il cui potenziale di riscaldamento globale . È molto alta, e le emissioni di CO 2 prodotto dall'esportazione di carbone in Europa.
La VIA ha annunciato il13 gennaio 2014che le emissioni di CO 2 L'energia degli Stati Uniti nel 2013 è cresciuta di circa il 2%, poiché il carbone ha riguadagnato quote di mercato rispetto al gas proveniente daAprile 2013. Le plusvalenze attribuite allo shale gas pertanto dureranno solo 2 anni.
Il presidente Obama ha annunciato il14 gennaio 2015un obiettivo di riduzione del 40% delle emissioni di metano nella produzione e trasporto di shale gas entro il 2025, quando il trend naturale le porterebbe ad aumentare del 25%. Il metano rappresenta il 10% delle emissioni di gas serra negli Stati Uniti; Secondo Fred Krupp, presidente dell'Environmental Defense Fund, queste perdite inquinano fino a 180 centrali elettriche a carbone. L' Environmental Protection Agency intende inasprire i regolamenti per i nuovi impianti di petrolio e gas; presenterà le sue proposte nell'estate 2015, per l'applicazione nel 2016.
Le preoccupazioni ambientali e sanitari legati alla fratturazione idraulica ufficialmente apparso intorno 2010 , in particolare con l' EPA , che - su richiesta del Congresso americano - ha deciso di studio (2010-2012) le sue conseguenze sulle acque potabili e . La salute pubblica , dopo la pubblicazione di una prima sintesi nel 2004, e forti segnalazioni riguardanti l'area di Barnett Shale da parte della rivista American Scientist . Questi avvisi sulle emissioni significative di gas cancerogeni nell'ambiente sono stati supportati dal film documentario Gasland di Josh Fox (2010). Quelli sulla contaminazione delle falde acquifere superficiali da gas e fluidi di fratturazione sono stati spiegati dall'Istituto Francese del Petrolio , che li attribuisce ad un difetto nella cementazione della parte superiore del pozzo. Questo fatto importante era già stato segnalato in precedenza e spiegato in dettaglio nel lavoro di Stéphane Sainson pubblicato all'inizio del 2010. Il Congresso degli Stati Uniti ha stanziato un budget per queste domande nel 2010 e l'EPA ha affidato il suo Ufficio di ricerca e sviluppo di uno studio scientifico a essere lanciato nel 2011, dopo workshop e consultazioni di esperti (da luglio asettembre 2010) e il bando pubblico per la consulenza sui possibili effetti della fratturazione idraulica sulle risorse di acqua potabile. L'EPA sta pianificando una revisione paritaria dello studio. In diversi paesi si sono svolte manifestazioni di cittadini e associazioni contro questo metodo di estrazione e l'uso continuato di combustibili fossili.
Un rapporto reso pubblico su 5 febbraio 2014stabilisce che i 40.000 pozzi scavati dal 2011, di cui la metà in Texas , hanno consumato 370.000.000 m 3 di acqua. Tuttavia, tre quarti di questi pozzi si trovano in regioni semi-aride o soggette a siccità, il che suggerisce un conflitto tra questa industria e altri utenti dell'acqua. In alcune zone, negli ultimi anni, la falda freatica è diminuita di un centinaio di metri. Secondo questo rapporto, "il boom del fracking del petrolio e del gas richiede più acqua di quanta ne abbiamo a nostra disposizione" .
Secondo recenti studi, “nelle tecniche di perforazione vengono utilizzate centinaia di sostanze chimiche, la maggior parte delle quali sono tossiche e persino cancerogene. Questi inquinanti possono infiltrarsi nelle acque sotterranee, contaminare l'acqua che consumiamo e quindi avere effetti sulla nostra salute. A questo si aggiunge il problema del ritrattamento delle acque reflue che arrivano in superficie e che non sappiamo come trattare. "Ha spiegato il D r Pierre Souvet, presidente dell'Associazione Sanità Ambiente Francia in un comunicato stampa. L'ASEF si è mobilitata per combattere lo sfruttamento di questo gas in Francia e ne ha denunciato i pericoli per la salute. In una spedizione AFP datata28 agosto 2012, ASEF ha denunciato i pericoli per la salute dello sfruttamento del gas di scisto. Tre giorni dopo, l'Associazione dei trivellatori e dei commercianti di petrolio (AFMP) ha protestato contro queste dichiarazioni.
Inquinamento atmosferico a distanzaQuesto tipo di inquinamento è stato evidenziato da diversi studi del 2015. Proviene da indizi e quindi prove che dimostrano che le perdite dai pozzi e dalle relative installazioni possono influenzare la qualità dell'aria a grandi distanze.
Le perdite dalla perforazione e dal trasporto del gas non contengono solo metano; introducono nell'aria anche altri gas tra cui quantità significative di etano (un idrocarburo gassoso di formula C 2 H 6). L'etano è un tracciante atmosferico interessante perché è associato alle emissioni di metano termogenico (gas di scisto, gas naturale, fumi di petrolio leggero) ma non alle emissioni di metano biogeno, motivo per cui è stato monitorato per diversi anni (anche dallo spazio) e modellato .
Secondo uno studio pubblicato su maggio 2015secondo la rivista Atmospheric Environment , l'etano può essere utilizzato per tracciare pennacchi invisibili dalle perdite dai pozzi; fino a centinaia di miglia sottovento alle aree minerarie, inclusi gli Stati Uniti in stati che hanno vietato o controllano più rigorosamente il fracking . Pertanto, il livello di etano nell'aria è aumentato in modo anomalo in alcune parti degli Stati Uniti dal 2010 , compresi gli stati in cui non avrebbe dovuto essere emesso e dove i COV stavano diminuendo nell'aria dal 1996. Il livello di etano nell'aria l'aria è così passata dal 7 al 15% del carbonio organico totale non metano presente nell'aria in 3 anni (aumento “di circa il 30% dal 2010 al 2013” ) nel Maryland dove nulla sembra essere in grado di spiegare questo fenomeno. I valori orari misurati dalle stazioni di monitoraggio fotochimico di Baltimora e Washington DC sono risultati essere fortemente correlati con la direzione del vento e i cambiamenti nell'attività di fracking nel Marcello Basin (dove lo shale gas è ampiamente sfruttato per alcuni anni), a grande distanza a valle (rispetto al vento) dal punto di misurazione. I modelli meteorologici (basati sulla rosa dei venti e sulla velocità del vento) hanno confermato che il Maryland era esposto alle code dei pennacchi di emissioni lontane da Pennsylvania , West Virginia e Ohio . In Maryland, i venti prevalenti provengono dal Marcello Basin 2/3 del tempo. Lo studio ha permesso di escludere le altre cause che avrebbero potuto spiegare questi nuovi picchi atmosferici di etano e ha mostrato che tali picchi non esistevano per Atlanta ( Georgia ) che si trova in una regione non interessata dal diffuso sfruttamento del gas naturale e senza nuove operazioni di petrolio e gas. Questo lavoro è in linea con studi precedenti che mostrano che l'inquinamento da metano indotto dallo sfruttamento del gas di scisto è stato sottovalutato. E confermano che la perforazione ha anche effetti a distanza, sapendo che l'etano è qui considerato come tracciante di altri gas più nocivi (mercurio) o più "reattivi" da pozzi, ma anche da installazioni e perforazioni, di completamento, riattivazione e fine- sicurezza della vita dei pozzi (ossidi di azoto, inquinamento da particolato, anidride solforosa e vapori di idrocarburi anche fonti di inquinamento atmosferico). Per Ehrman, questi risultati mostrano che non si può più parlare di inquinamento locale, ma che esiste un “problema regionale” . Aggiunge che gli autori hanno voluto con questa pubblicazione “portare questo problema all'attenzione del pubblico, e sostenere il monitoraggio a lungo termine del metano, e promuovere la cooperazione regionale nel monitoraggio e nella riduzione delle emissioni dalla produzione di gas naturale” .
Consumo d'acquaOgni pozzo richiede una quantità significativa di acqua. Viene recuperata solo una parte dell'acqua, inquinata dagli additivi dei fluidi di fratturazione .
Nel 2012 , la siccità negli Stati Uniti ha messo gli agricoltori e alcune città contro le petroliere per l'accesso alla risorsa. Ad esempio, in Texas (in una situazione di siccità dall'estate 2011), i comuni hanno vietato l'uso dell'acqua per i pozzi e altre città ne hanno vietato il trasporto. Il16 luglio, la Pennsylvania ha vietato alle circa sessanta società di perforazione che gestiscono il campo di Marcellus in particolare di pompare acqua da alcuni fiumi, mentre anche le petroliere del Texas, del Montana o del Dakota stavano lottando per ottenere acqua. In alcuni stati, gli agricoltori che avevano il diritto all'acqua vendono la loro acqua alle autocisterne a un prezzo che è più che raddoppiato a causa dell'ondata di caldo, ostacolando così la creazione di nuovi pozzi. Gli agricoltori del Colorado vedono società di trivellazione più ricche che acquistano acqua dalle aste delle risorse idriche (un modo comune di allocare questa risorsa negli Stati Uniti). Allo stesso tempo, il settore nucleare e altre centrali elettriche rischiano di rimanere senza acqua per il raffreddamento.
Come ogni perforazione profonda (ricerca acqua, ricerca petrolio, perforazione geotermica, ecc.), l'impatto geologico e idraulico sul sottosuolo può portare inesorabilmente a sollevare le aree modificate, minando le costruzioni (crepe) con acqua indesiderata e in eccedenza in alcune zone, o al contrario a cedere il terreno se troppa acqua scompare dal sottosuolo. La regola di base è quella di non operare ben vicino alle costruzioni: il mancato rispetto di questi prerequisiti da parte di scienziati e aziende è un problema. Una trivellazione del gas di PT Lapindo Brantas su28 maggio 2006ha causato un vulcano di fango sull'isola di Giava ( vulcano di fango Sidoarjo ); i flussi hanno annegato 12 villaggi.
Rischi sismiciÈ dimostrato un legame tra fratturazione idraulica e terremoti, e più in particolare con la reiniezione di acque reflue (o, più spesso ancora, acque estratte, note come “ acque prodotte ”, e non idonee al consumo) e sostanze chimiche nel substrato roccioso, trasportate al fine di eliminare questi inquinanti evitando di danneggiare le falde acquifere. Nelgiugno 2011, la società Cuadrilla Resources ha dovuto interrompere la sua attività esplorativa nel nord-ovest della Gran Bretagna, a causa di diversi terremoti di magnitudo 1,5-2,3.
Questi terremoti sono dovuti principalmente all'iniezione di acqua. Fenomeni simili erano già stati rilevati in Colorado nel 1967 , nel sito di produzione di armi chimiche Rocky Mountain Arsenal (in) , quando l'esercito si sbarazzò dell'iniezione nel profondo seminterrato di liquidi associati alla produzione di gas (terremoto di magnitudo 4.7). Ciò aveva portato alla sospensione di queste iniezioni.
Il preoccupante aumento di questi terremoti indotti ha spinto l' US Geological Survey a includere, dal 2014, la probabilità di terremoti indotti nel suo National Seismic Hazard Model annuale, utilizzato come documento principale per la costruzione di infrastrutture di trasporto e per la progettazione di emergenza da disastri piani.
Nella sua raccomandazione di gennaio 2014, la Commissione europea invita gli Stati membri ad "adottare regole chiare concernenti eventuali restrizioni alle attività, ad esempio nelle aree protette o esposte a alluvioni o terremoti, e le distanze minime da rispettare tra i luoghi in cui si svolgono gli eventi. attività autorizzate e zone residenziali e zone di protezione delle acque” .
Il caso dell'OklahomaCome con il vicino Texas , il settore petrolifero rappresenta una parte significativa dell'economia dell'Oklahoma , rappresentando il 20% dei posti di lavoro nel 2015, in gran parte attribuibile al recente sviluppo del gas di scisto.
La proliferazione dei siti di trivellazione del gas di scisto e la reiniezione nelle formazioni di scisto di acque reflue e sostanze chimiche utilizzate ha causato un aumento esponenziale dei terremoti indotti dal 2008. Pertanto, mentre l'Oklahoma ha subito solo 21 terremoti di magnitudo 3 e superiori tra il 1973 e il 2008, questa cifra è salita a più di 900 nel 2015 (cioè due terremoti e mezzo al giorno). Si discute l'attribuzione al fenomeno del terremoto del 2011 in Oklahoma (in) , di magnitudo 5.7, e avvertito in 17 stati. Dopo aver negato per diversi anni il legame tra il fracking (lo sfruttamento del gas di scisto) e i terremoti, il governatore dello stato, Mary Fallin , l'Oklahoma Geological Survey e l'Oklahoma Corporation Commission hanno riconosciuto dal 2015 il legame intrinseco tra questi due fenomeni. Già nel 2012 l' US Geological Survey aveva annunciato che in Oklahoma il numero annuo di terremoti di magnitudo superiore a 3 è aumentato di 20 volte tra il 2009 e il 2011, rispetto al mezzo secolo precedente. L'Oklahoma non è l'unico stato colpito, anche California , North Dakota e Texas hanno sofferto di fenomeni di questo tipo.
Rischi legati alla profonditàDiversi tipi di rischi e pericoli sono legati alla profondità della perforazione, o aggravati dalle condizioni fisico-chimiche riscontrate in profondità. Questi sono in particolare:
Il tema dello shale gas e del petrolio è oggetto di forti polemiche, dovute a interessi contrastanti, e a una sensibilità della popolazione più ricettiva agli impatti ambientali diretti e agli effetti a lungo termine sul riscaldamento globale che alle sfide. . In molti paesi si sono svolte manifestazioni per chiedere il divieto dell'uso di questa tecnica. Il divieto di fratturazione idraulica è stato più volte confermato anche dal governo francese.
Secondo Rystad Energy citato da Les Échos , le principali riserve di shale gas nel 2019 sono quelle degli Stati Uniti: 1.187 Tcf (miliardi di piedi cubi ), Canada: 329 Tcf, Brasile: 209 Tcf, Cina: 95 Tcf, dall'Australia: 75 Tcf, dall'India: 58 Tcf e dall'Arabia Saudita: 58 Tcf.
Nazione | Riserve non provate (in trilioni di metri cubi) |
---|---|
Mondo | 207 |
Cina | 32 |
Argentina | 23 |
Algeria | 20 |
stati Uniti | 19 |
Canada | 16 |
Messico | 15 |
Australia | 12 |
Sud Africa | 11 |
Russia | 8 |
Brasile | 7 |
Le riserve non provate di gas di scisto nel mondo sono state stimate nel 2013 a 207.000 miliardi di metri cubi (32% delle riserve totali di gas naturale). A titolo indicativo, il consumo mondiale di gas naturale è stato di 3.222 miliardi di metri cubi nel 2011. Le riserve di shale gas sono sparse in tutti i continenti tranne Cina , Argentina , Algeria e Stati Uniti, Stati Uniti, in quest'ordine i maggiori detentori.
Il governo sudafricano ha deciso di revocare il 8 settembre 2012, la moratoria istituita nel 2011 sull'esplorazione del gas di scisto.
AlgeriaL' Algeria , quarto esportatore mondiale di gas, ha deciso di sviluppare le sue notevoli potenzialità di shale gas. Secondo i risultati preliminari della valutazione del potenziale di gas non convenzionale commissionata dal Ministero dell'Energia, le riserve di gas non convenzionale dell'Algeria sono grandi quanto quelle degli Stati Uniti. La legge sugli idrocarburi dovrebbe essere modificata per introdurre le regole necessarie allo sfruttamento del gas non convenzionale, diventato una necessità per consentire al Paese di soddisfare la domanda locale e garantire la propria indipendenza energetica entro il 2050. L'Algeria ha 19,8 trilioni di metri cubi di riserve di shale gas , quattro volte più delle sue riserve di gas convenzionale. Tuttavia, l'importo varia a seconda della fonte. Per sviluppare questo potenziale, il gruppo pubblico Sonatrach ha stretto partnership con Shell , Eni e Talisman . Nel 2011, ha scavato i suoi primi pozzi di gas di scisto nel bacino di Ahnet, vicino a Tamanrasset .
Ad aprile 2017, tuttavia, il governo ha annunciato l'intenzione di abbandonare lo sfruttamento del gas di scisto a favore delle energie rinnovabili. In precedenza, da gennaio aaprile 2015le trivellazioni nella regione di In-Salah avevano provocato manifestazioni, represse con la violenza, di abitanti preoccupati per le conseguenze delle trivellazioni sull'ambiente.
TunisiaApprofittando dell'incertezza giuridica, la produzione di gas di scisto in Tunisia è iniziata nel 2010. Diverse società come Winstar Resources, PERENCO o Cygam Energy hanno già iniziato a utilizzare il metodo della fratturazione idraulica. Il governo tunisino ha detto alla Shell insettembre 2012prospezione nella regione di Kairouan (non ancora confermata: in fase di ricerca). Questa decisione non è unanime e le voci iniziano a levarsi contro questo progetto. La nuova costituzione tunisina adottata nelgennaio 2014concede all'Assemblea nazionale un diritto di controllo sullo sfruttamento delle risorse naturali (articolo 13). In assenza di disposizioni per supervisionare adeguatamente l'esplorazione del gas di scisto, le richieste di Anadarko di esplorare il gas di scisto in Tunisia sono state respinte, portando alla partenza del gruppo petrolifero americano nel 2017.
La produzione di gas di scisto ha raggiunto i 2,1 miliardi di metri cubi nel 2012.
QuébecSono state effettuate esplorazioni ma la popolazione ha chiesto una moratoria per la sicurezza delle proprie risorse idriche, del proprio ambiente e della propria salute.
Nel 2010, tredici società hanno acquisito diritti operativi su un territorio situato principalmente nella St. Lawrence Valley .
Il progetto complessivo è stato recentemente stimato in circa 20.000 pozzi nelle aree in concessione. Ciò rappresenterebbe circa 40.000 km di condotte sotterranee e un pozzo ogni chilometro circa.
Le industrie presenti sono:
Il primo pozzo commerciale a gas perforato negli Stati Uniti, a Fredonia ( Stato di New York ) nel 1821 , era un pozzo artigianale (scavato con pala, profondo 9 m ) che sfruttava il gas di scisto proveniente dalla formazione Devoniana di Fredonia. I pozzi petroliferi di Drake nel 1859 hanno poi eclissato la produzione di gas di scisto, così come i grandi volumi prodotti dai giacimenti di gas convenzionali, prima che quest'ultimo tendesse a esaurirsi.
Nel 1996, i pozzi di shale gas negli Stati Uniti hanno prodotto solo 0,3 TCF (trilioni di piedi cubi: 1 Tcf vale 28,3 miliardi di metri cubi), ovvero l'1,6% della produzione di gas statunitense; la produzione è più che triplicata nel 2006, raggiungendo 1,1 TCF all'anno, ovvero il 5,9% della produzione nazionale.
Nel 2005 negli Stati Uniti esistevano già 14.990 pozzi di gas di scisto. Nel 2007 sono stati perforati un record di 4.185 pozzi di gas di scisto. Nel 2007, i giacimenti di gas di scisto si sono classificati ai primi posti tra i principali giacimenti di gas negli Stati Uniti in termini di volumi prodotti; così, il Barnett / East Newark si è classificato al 2 ° posto, mentre l'Antrim al 13 ° posto, e le piccole imprese come Range Resources hanno conosciuto uno sviluppo spettacolare.
All'inizio del 2011, c'erano 493.000 pozzi di sfruttamento attivi, di cui 93.000 in Texas e 71.000 in Pennsylvania .
Uno studio del MIT stima che il gas naturale fornirà il 40% del fabbisogno energetico degli Stati Uniti in futuro, rispetto al 20% di oggi, grazie anche alle abbondanti riserve di gas di scisto. Secondo l'Agenzia internazionale per l'energia (novembre 2012), gli Stati Uniti diventeranno il maggior produttore di gas entro il 2015.
Per poter attingere a queste riserve, è stata emanata una legge che vieta ai proprietari di rifiutarsi di trivellare il gas di scisto sulla loro terra.
martedì 21 giugno 2011L'Arkansas Oil and Gas Commission (Commissione del petrolio e del gas dell'Arkansas ), ha approvato una moratoria che vieta temporaneamente lo sfruttamento della frattura a causa di 1220 terremoti registrati da questa tecnica dall'inizio dell'anno e in particolare una magnitudo 4,7 della scala Richter . Inoltre, gli impatti sull'ambiente e sulla salute umana sono denunciati dal Sierra Club e dal movimento Stop the Frack Attack.
Gli operatori industriali nel 2010 erano nove:
Nel 2013, la produzione di gas di scisto si è stabilizzata. Le grandi compagnie petrolifere (ExxonMobil, BP, Total, Shell, ENI ...), che avevano ceduto troppo rapidamente all'avidità, vi hanno investito somme molto ingenti prima di ridimensionare e riorientare gli investimenti e le attrezzature di perforazione (pompe) verso regioni dove i condensati ( sono stati scoperti gas liquido) e olio di scisto, molto meglio valutato sul mercato; nella prima metà del 2013, gli investimenti in Nord America in petrolio e gas non convenzionale sono scesi a 26 miliardi di dollari rispetto ai 54 miliardi di dollari del primo semestre 2012; i bacini di Marcellus (Pennsylvania) e Eagle Ford (Texas), che rappresentano il 43% della produzione americana, sono in forte crescita, mentre Barnett (Texas), Fayetteville (Arkansas) e soprattutto Haynesville (confine Arkansas-Texas - Louisiana), o 46 % tra di loro, sono in forte calo.
Inoltre, i prezzi del gas, che erano diminuiti drasticamente sotto l'effetto del boom dello shale gas dal 2009, sono aumentati notevolmente nel 2013: in Dicembre 2013, i prezzi dei contratti futures per il mese successivo erano a $ 4,28 / MBtu rispetto a $ 3,44 / MBtu indicembre 2012, o + 24%; la media del 2013 è stata di $ 3,73 /MBtu rispetto a $ 2,83 /MBtu del 2012 (+ 32%); nel 2014, hanno continuato a salire: 4,59 $ / MMBtu nel mese di giugno, 4,65 $ / MMBtu in media oltre il 1 ° mezzo.
Le quattro maggiori società operanti nello shale gas (Chesapeake, Southwestern, Devon e EOG) hanno dovuto accantonare svalutazioni dei propri asset ( stranamente in inglese) per un totale di oltre $ 42 miliardi per il periodo 2008-2012, dove avevano generato solo $ 80 miliardi di cash flow mentre avevano investito 133 miliardi di dollari.
Cresce la protesta contro il gas di scisto: un sondaggio condotto dall'istituto americano Pew Research Center in settembre 2013 rivela che il 49% degli americani è ora contrario al fracking, rispetto al 38% in marzo 2013.
Il governatore dello Stato di New York Andrew Cuomo si è pronunciato su 17 dicembre 2014 vietare la fratturazione idraulica a causa dei rischi che presenta per la salute delle popolazioni.
L'amministrazione Obama ha annunciato in marzo 2015la definizione di regolamenti volti a regolamentare meglio la perforazione di idrocarburi mediante fratturazione idraulica su terreni dello stato federale; i produttori dovranno attenersi ad una serie di norme volte a prevenire la contaminazione delle acque sotterranee: in particolare dovrà essere rafforzata la tenuta dei pozzi, dovranno essere rese sicure le acque reflue e dovrà essere pubblicato entro un termine 30 l'elenco dei prodotti chimici iniettati nel terreno. giorni successivi all'operazione. Queste misure riguardano solo i terreni di proprietà dello Stato federale, ovvero l'11% delle risorse sfruttate a gas naturale e il 5% dei giacimenti petroliferi, ma le compagnie petrolifere temono che i regolamenti sporchino le regole adottate dagli Stati americani. L' Independent Petroleum Association of America (IPAA) e la Western Energy Alliance hanno sporto denuncia, indicando il costo aggiuntivo di tale regolamento che secondo loro potrebbe arrivare fino a 97.000 dollari a pozzo, ma il ministero americano preposto a queste misure stima questo costo aggiuntivo a $ 11.400 per operazione di perforazione, o meno dell'1% del costo attuale.
Non produce ancora shale gas nel 2014, ma il successo nordamericano di questo settore ha spinto l'industria del gas a riesaminare il potenziale degli shale europei che sono i più ricchi di materia organica. Lo stato attuale delle riserve europee rimane incerto perché l'unica valutazione complessiva effettuata (dalla VIA) si basa essenzialmente sulla geologia nota dei suoli e non sulle esplorazioni. Secondo un documento del think tank franco-belga Institut Thomas More , Germania, Lituania, Paesi Bassi, Polonia , Regno Unito e le regioni autonome dei Paesi Baschi e dell'Aragona in Spagna hanno svolto studi preliminari per valutare il loro potenziale scisto riserve di gas.
La società norvegese Statoil , coinvolta in una joint venture con Chesapeake Energy per estrarre gas di scisto da Marcellus Shale nel nordest degli Stati Uniti, ha espresso il desiderio di capitalizzare le proprie conoscenze per sviluppare lo shale gas in Europa. La società sta inoltre portando avanti una campagna di acquisizioni nelle formazioni di Marcellus, Bakken e Eagle Ford.
La compagnia russa Gazprom ha annunciato inottobre 2009che stava considerando l'acquisto di un produttore americano di gas di scisto al fine di acquisire competenze da utilizzare per sviluppare il potenziale della Russia. L'italiana Eni ha acquisito una partecipazione in Quicksilver Resources. La compagnia petrolifera francese Total, che già opera nel deep offshore gas, partecipa a una joint venture con Chesapeake Energy nel Barnett Shale in Texas , e ha annunciato nel 2014 di voler operare con Island Gas, GP Energy Ltd (17,5%), Egdon Resources UK Ltd (14,5%) e Corp Oil & Gas UK Ltd (13,5%) in Gran Bretagna nel bacino di Gainsborough Trough (240 km 2 ) situato nelle East Midlands nel centro-est del paese, attraverso un 40% partecipazione in due permessi di esplorazione e produzione.
Formazioni di scisto adatte in Europa includono scisti nel nord della Francia, scisti di allume nel nord Europa e scisti carboniferi in Germania e nei Paesi Bassi .
Secondo la società di ricerca IHS-Cera, lo sfruttamento del gas di scisto è essenziale per l'Europa per compensare il calo della sua produzione di gas naturale convenzionale. L'associazione Eurogas, Unione Europea per l'Industria del Gas Naturale, dal canto suo, esprime un giudizio più moderato sullo sviluppo del gas non convenzionale in Europa. Secondo il suo presidente, Jean-François Cirelli , numero due del gruppo energetico GDF-Suez, sebbene lo sviluppo dello shale gas abbia la capacità di aumentare le riserve globali di gas e che possa compensare un calo della produzione nel lungo periodo , il gas non convenzionale non beneficia di un quadro sufficientemente incentivante per svilupparsi.
Inoltre, secondo molti economisti, il calo del prezzo del gas negli Stati Uniti dovuto al boom della produzione di gas non convenzionale avvantaggia i produttori americani a scapito degli europei. Ciò è particolarmente evidente nel settore chimico e petrolchimico, con un crescente divario di competitività su entrambe le sponde dell'Atlantico e notevoli trasferimenti di capacità dall'Europa e dall'Asia verso gli Stati Uniti.
Un rapporto della Commissione Europea del 2012 afferma che, a differenza degli Stati Uniti, “la produzione di shale gas non renderà l'Europa autosufficiente per quanto riguarda il gas naturale. Nello scenario più ottimistico le importazioni possono essere ridotte ad un tasso di circa il 60%. ".
Un articolo pubblicato sulla rivista Nature inmarzo 2016conclude che “gli sforzi di esplorazione sono stati deludenti e le attuali prospettive di un boom dello shale gas in Europa si stanno allontanando. Oltre al ritiro dalla Polonia, i player industriali si stanno ritirando uno ad uno da Lituania, Romania e Danimarca, adducendo gli scarsi risultati delle trivellazioni”.
GermaniaLo annuncia un articolo del quotidiano Le Monde inFebbraio 2013che dal sottosuolo tedesco si potrebbero estrarre fino a 2,3 trilioni di metri cubi di gas naturale. Queste risorse di gas non convenzionale si trovano principalmente nel bacino del Mare del Nord (Posidonia, Namurian, Wealden Shales).
ExxonMobil detiene in locazione 750.000 ettari nel bacino della Bassa Sassonia in Germania, dove ha pianificato di perforare dieci pozzi di gas di scisto nel 2009.
La Germania , che consuma 86 miliardi di metri cubi di gas naturale all'anno, attualmente importa l'85% di ciò che consuma.
In una lettera indirizzata all'inizio giugno 2014in commissione finanze del Bundestag, il ministro dell'Economia Sigmar Gabriel ha presentato un piano di governo, che dovrebbe essere esaminato prima della pausa estiva: la fratturazione idraulica sarà autorizzata dopo aver esaminato le condizioni per la tutela dell'ambiente e delle zone umide protette esterne (14% del territorio); queste modifiche legislative potrebbero entrare in vigore a partire dal 2015. Secondo il Dipartimento dell'Energia statunitense, nella sua valutazione del 2013 basata sui soli studi geologici senza perforazione, il sottosuolo tedesco conterrebbe 476 miliardi di metri cubi di riserve recuperabili, ovvero otto volte meno di quello francese potenziale e l'equivalente di circa sei anni di consumo di gas tedesco.
Il governo ha adottato la 1 ° aprile 2015un disegno di legge volto ad autorizzare il "fracking" in linea di principio, prevenendolo in pratica: prevede divieti in alcune regioni specifiche e vieta l'uso commerciale della fratturazione idraulica per estrarre il cosiddetto "non-oil" convenzionale "in rocce dure come scisto a profondità inferiori a 3000 metri. La perforazione per scopi scientifici sarà tuttavia possibile a determinate condizioni. I dibattiti al Bundestag e al Bundesrat, dove la resistenza è forte, saranno vivaci.
AustriaOMV sta lavorando su un bacino vicino a Vienna . comunque, il17 settembre 2012, OMV comunica che non procederà allo sfruttamento di tali riserve per “ragioni economiche” .
DanimarcaLa Danimarca sta attualmente studiando molto seriamente la possibilità di sfruttare il gas di scisto e si sta avviando alla ricerca di questi idrocarburi.
SpagnaI sondaggi sono stati effettuati nella provincia di Alava (Paesi Baschi meridionali) e suggeriscono che l'area contiene 184,5 miliardi di metri cubi di gas nel suo sottosuolo, ovvero 60 volte il consumo annuo della regione dei Paesi Baschi e 5 volte quello della Spagna. Non ancora sfruttati, questi idrocarburi di scisto sono però considerati dal presidente ( lehendakari ) del governo autonomo basco , il socialista Patxi López , come "un'opportunità trainante per lo sviluppo industriale e l'attività economica". La regione prevede di unire le forze con la società texana Heyco per perforare i primi pozzi di gas di scisto nel 2012.
FranciaSecondo una valutazione dell'Agenzia internazionale per l'energia (Aie), Francia e Polonia sono i paesi europei con le più importanti risorse di gas di scisto. I due bacini potenzialmente ricchi di olio di scisto in Francia sono il quartiere nord-orientale e la parte sud-orientale del paese.
Nel 2014, l' American Energy Information Agency ha stimato le riserve francesi di shale gas a 5.094 miliardi di m 3 . Secondo un'altra stima dell'Agenzia internazionale dell'energia, il sottosuolo francese contiene 3,9 miliardi di m 3 di gas di scisto.
Nel sud-ovest, con un permesso di prospezione concesso nel 2006 dallo Stato noto come "Foix Permit", sono stati perforati dalla società canadese Encana nel 2007 due fori di esplorazione di gas di scisto per un anno a Franquevielle e 4 mesi a Mérigon . I depositi sono stati considerati insufficienti per un ulteriore sfruttamento. Questi potenziali pozzi, autorizzati dallo Stato francese con scarse informazioni da parte delle popolazioni locali, contribuiranno alla vivace polemica su questo tipo di energia fossile e sui suoi metodi di estrazione.
Nel 2010 sono stati rilasciati 64 permessi di esplorazione da Jean-Louis Borloo , successivamente annullati dal governo nel 2011. Le conseguenze ambientali, preoccupando le popolazioni interessate, hanno portato i deputati francesi a legiferare temporaneamente.
Nel 2010, Florence Gény ha messo in dubbio la possibilità di trasporre i risultati del gas americano in Europa. legge di Giacobbe di13 luglio 2011vieta l'esplorazione e lo sfruttamento di miniere di idrocarburi liquidi o gassosi mediante fratturazione idraulica. Il30 luglio 2011, la Francia diventa così il primo paese a vietare la fratturazione idraulica. Il metodo è considerato altamente inquinante. A seguito di tale voto, tre permessi esplorativi, su un totale di 64, concessi dalle autorità francesi, sono stati cancellati. Ma gli ambientalisti si sono poi dichiarati preoccupati per gli altri 61 permessi ancora in vigore in Francia e preoccupati anche per l'articolo 4 della legge, che autorizza "esperimenti effettuati ai soli fini della ricerca scientifica sotto controllo pubblico".
La società francese Total, dal canto suo, desidera focalizzare la propria strategia sullo sfruttamento di questi gas, e conclude accordi con Cina e Qatar, che ne diventano i primi azionisti. Total è inoltre interessata al gas non convenzionale negli Stati Uniti, Argentina, Cina, Australia ed Europa (partecipazione del 40% a due licenze in Inghilterra nel 2014-2015, a due licenze esplorative in Danimarca nel 2010 ea una concessione in Polonia nel 2011). In Francia, la petroliera aveva beneficiato di una licenza per esplorare il sottosuolo in un'area di 4.327 km 2 situata tra Montélimar e Montpellier, abrogata nelottobre 2011.
All'interno del governo francese, le dichiarazioni sono talvolta contraddittorie a causa di interessi divergenti tra il ministero dell'Industria e il ministero dell'Ecologia, responsabile dell'energia.
Il 20 luglio 2012, il ministro dell'Ecologia Delphine Batho conferma che il governo mantiene in modo chiaro e netto il divieto di sfruttamento del gas di scisto: “In nessuna parte del mondo è stato dimostrato che tale sfruttamento possa avvenire senza notevoli danni all'ambiente e con significativi rischi per la salute ” .
Il 14 settembre 2012, in un discorso durante la Conferenza ambientale, il presidente François Hollande annuncia: “Ho chiesto a Delphine Batho (…) di pronunciare senza indugio il rigetto di sette domande di autorizzazione presentate allo Stato e che legittimamente hanno suscitato preoccupazione in diverse regioni. Per quanto riguarda l'esplorazione e lo sfruttamento di idrocarburi non convenzionali, questa sarà la mia linea di condotta per tutto il mio mandato quinquennale. " . Precisa che “allo stato attuale delle nostre conoscenze, nessuno può affermare che lo sfruttamento del gas e del petrolio di scisto mediante fratturazione idraulica, l'unica tecnica oggi conosciuta, sia esente da gravi rischi per la salute e per l'ambiente. . ". Nello stesso intervento non rifiuta però la ricerca di nuove tecniche estrattive: “La ricerca è possibile su tecniche diverse da quella della fratturazione idraulica. Per il momento questa ricerca non ha avuto successo, non posso vietarla, non è vietata dalla legge” .
Il 19 settembre, 22 personalità del settore chiedono un'importante consultazione nazionale per valutare il potenziale francese in questo settore. In questo manifesto, credono che la Francia abbia il dovere di valutare le sue potenziali risorse, abbia una possibilità unica di sviluppare i propri metodi operativi e sarà in grado di fare una scelta informata da un vero dibattito una volta che i dati francesi saranno noti. . Tra i principali firmatari ci sono i sindacati dei datori di lavoro ( MEDEF , CGPME ) e dei dirigenti ( CFECGC ) ma anche federazioni come l' Unione delle industrie chimiche , la Federazione delle industrie elettriche, elettroniche e delle comunicazioni, o il Raggruppamento di imprese dei servizi petroliferi e del gas.
Inizio ottobre 2012, durante la visita di Stato di François Hollande in Algeria, il Ministro del Commercio Estero Nicole Bricq ha facilitato un incontro tra la società francese Saltel Industries, che ha sviluppato una tecnologia di fratturazione idraulica presentata come rispettosa dell'ambiente, e la compagnia petrolifera nazionale algerina Sonatrach , promuovendo così una pratica che ha combattuto pochi mesi prima quando era senatrice di Seine-et-Marne e poi ministro dell'Ecologia nel governo Ayrault I.
Il 5 novembre 2012, sebbene il rapporto Gallois raccomandi di studiare altri metodi di estrazione del gas di scisto, l'unico metodo conosciuto per fratturazione idraulica che causa un significativo inquinamento dell'acqua nel sottosuolo, François Hollande rifiuta in seguito alle pressioni degli ambientalisti.
Nel novembre 2012, il ministro del Recupero produttivo Arnaud Montebourg ha stimato, durante una conferenza organizzata dall'Unione elettrica francese, che la Francia dovrebbe "sfruttare il suo gas di scisto utilizzando tecniche pulite piuttosto che importarlo". Aveva già fatto scalpore18 lugliodurante un'audizione della Commissione Affari Economici dell'Assemblea Nazionale, dichiarando: “Lo sfruttamento del gas di scisto pone gravi problemi ambientali. Ci sono possibili sviluppi tecnologici? La risposta è si. Quindi, dobbiamo mettere queste domande sul tavolo e discuterle molto tranquillamente", al punto che Delphine Batho ha indicato il giorno dopo su BFM TV che le posizioni di Arnaud Montebourg sono "una riflessione intellettuale, basata su tecniche future che allo stato attuale delle cose non esistono”. Contrariamente a quanto dichiarato da Michel Rocard e François Fillon , lo sfruttamento del gas di Lacq non utilizzava la tecnica della fratturazione idraulica.
Nel dicembre 2012, sebbene la Francia rifiuti l'esercizio e le prove tecniche sul proprio territorio, ha firmato un accordo con l'Algeria per la ricerca di gas di scisto proveniente da questo Paese che avrebbe anch'esso un potenziale significativo.
Il 31 gennaio 2013, a seguito del deferimento alla Commissione affari economici del Senato, l' Ufficio parlamentare per la valutazione delle scelte scientifiche e tecnologiche (OPECST) ha autorizzato il deputato Christian Bataille e il senatore Jean-Claude Lenoir a condurre uno studio approfondito sulle tecnologie alternative alla fratturazione idraulica . Il rapporto redigerà un inventario delle tecniche esistenti e attingerà ai confronti delle pratiche internazionali, affronterà l'impatto geopolitico ed economico dello sfruttamento del gas di scisto. Nel loro rapporto preliminare, Christian Bataille e Jean-Claude Lenoir hanno osservato che “da un lato, nei paesi che autorizzano lo sfruttamento, c'è un miglioramento delle tecnologie esistenti. D'altra parte, le alternative sembrano stimolare la roccia a base di elettricità o propano. Se le tecnologie ci sembrano accettabili, il minimo che possiamo fare è esplorare il nostro scantinato”.
Il Consiglio costituzionale convalida nella sua decisione di11 ottobre 2013il divieto di sfruttamento del gas di scisto mediante fratturazione idraulica a seguito del deposito di una QPC da parte della società texana Schuepbach.
Nel novembre 2013, l' Accademia delle Scienze parla di "rischi controllabili" riguardanti lo sfruttamento del gas di scisto e chiede uno "sforzo di ricerca" sull'argomento.
Secondo un sondaggio pubblicato su gennaio 2014, i francesi sono sempre più contrari allo shale gas: il 63% ritiene che non debba essere incentivato per la produzione di calore ed elettricità, e solo il 24% lo è (35% un anno prima).
Le previsioni di redditività finanziaria variano anche per la Francia, in particolare a seconda delle ipotesi utilizzate (geologico e prezzo del gas). Così l' Osservatorio economico francese (OFCE) ha prodotto nel 2013, una prima valutazione (che è servita come componente economica per segnalare Montebourg ). Due anni dopo, lo stesso ufficio ha ritenuto questa valutazione eccessivamente ottimistica (300 miliardi di dollari di rendita in 30 anni). Il feedback iniziale (in particolare polacco) è quindi disponibile; compresi gli americani con, ad esempio, dalla VIA la riduzione di reductionmaggio 2014 del 96% la sua stima del potenziale sfruttabile dello shale oil nel giacimento di Monterey (fino ad allora considerato uno dei più promettenti, basato su calcoli di cercatori privati indipendenti, non basato su US Geological data Survey).
Nel 2014-2015 il gas polacco si è rivelato quasi inaccessibile, cosa che ha portato i gruppi nordamericani Marathon Oil, Talisman Energy ed Exxon Mobil, poi l'italiana ENI ad abbandonare - nel 2014 - le concessioni che avevano acquisito nel Paese.
Sulla base delle stime americane del deposito e affidandosi a un modello economico chiamato "SHERPA" (per lo sfruttamento e il recupero dello scisto; proiezione e analisi ), l' OFCE in Francia ha aggiornato i propri calcoli (in un rapporto intitolato Can the US shale revolution può essere duplicato in Europa?: il guadagno atteso è diviso per 20 rispetto alla precedente valutazione, scendendo a 19,6 miliardi in 45 anni, senza tenere conto dei costi degli impatti dello shale gas negli Stati Uniti e a condizione che i costi di perforazione e completamento pozzi sono comparabili in Francia e negli Stati Uniti, e ipotizzando che i giacimenti francesi siano paragonabili a Haynesville, il miglior giacimento americano, "le cui caratteristiche sono eccezionali: la produzione media di gas per pozzo è quasi quattro volte superiore alla media degli altri cinque principali campi” , Ora, precisa il rapporto 2015: “le specificità del contesto europeo, in particolare riguardo alle grandi p La profondità dei depositi e normative ambientali più severe potrebbero aumentare i costi di perforazione e ridurre ulteriormente questa bassa redditività. Troviamo che un sovrapprezzo del 40% rispetto ai costi di perforazione degli Stati Uniti renderebbe l'estrazione del gas di scisto non redditizia. Senza un'estrema produttività dei pozzi sembra molto difficile che l'estrazione del gas di scisto abbia un impatto sui mercati energetici europei paragonabile a quello della rivoluzione americana dello shale gas” .
Dalla fine del 2018, lo shale gas americano è stato importato in Francia.
UngheriaExxonMobil ha perforato il primo pozzo di gas di scisto in Ungheria nel pozzo Mako nel 2009.
LituaniaChevron ha offerto un contratto per esplorare e sfruttare il gas di scisto situato nella Lituania orientale, con riserve potenziali da 30 a 50 miliardi di metri cubi di gas, o da 10 a 20 anni di consumo nazionale. Le autorità del Paese, che cercano di ridurre la loro dipendenza energetica dalla Russia, che fornisce tutto il gas importato alla Lituania, devono pronunciarsi sumarzo 2013.
PoloniaNel 2010, la Polonia ha importato due terzi del suo gas naturale dalla Russia. Lavori recenti indicano che la Polonia ha significative risorse di gas di scisto. Se le stime recenti sono corrette, il Paese ha riserve di oltre 3 trilioni di metri cubi, più di 200 volte il consumo annuo. Nel 2011, l'American Energy Information Administration (EIA) ha rivalutato le riserve della Polonia, che sarebbero circa 5.300 miliardi di metri cubi di gas di scisto, ovvero quasi 400 volte il suo consumo annuo: il Paese avrebbe così 1/3 delle riserve europee, davanti alla Francia e Norvegia.
Queste risorse di gas di scisto potrebbero aumentare significativamente le riserve accertate dell'Unione europea e ridurre le importazioni di gas dalla Russia.
Tuttavia, le riserve risultano essere sopravvalutate. Nel 2012 l'Istituto Polacco di Geologia ha diviso per 5 le previsioni fatte dalla VIA un anno prima.
Nel Giugno 2013, il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti rilascia una nuova stima a circa 4 trilioni di metri cubi.
Oltre ad alcuni giacimenti in Alta e Bassa Slesia , inottobre 2011, il Ministero dell'Ambiente polacco aveva concesso circa 100 concessioni, coprendo 37.000 km 2 (12% del territorio nazionale). I giacimenti promettenti sarebbero localizzati a Lublino , Mazovia e Pomerania . Alla data del sono in corso una decina di fori esplorativiottobre 2011.
Nel ottobre 2011, 40 società, per lo più canadesi e americane, gestiscono concessioni di gas di scisto. Le aziende polacche includono PGNiG , PKN Orlen , Mazovia Energy Resources e Lublin Energy Resources . Le aziende straniere includono Chevron , Cuadrilla , Aurelian Oil and Gas , Exxon Mobil Exploration, BNK Petroleum , Lane Energy e ConocoPhillips , Lane Resources e Marathon Oil . Total ha acquistato da Exxon Mobil il 49% delle azioni nella concessione di esplorazione del gas di scisto vicino a Lublino. Marathon Oil ha acquisito un'importante concessione in Polonia. La società prevede di esplorare il gas di scisto Siluriano .
Il regista americano Lech Kowalski vi ha realizzato nel 2009 un documentario sulle attività della società Chevron e sulla resistenza di alcune comunità contadine polacche. Questo documentario viaggia avanti e indietro tra la Polonia e la Pennsylvania, dove lo sviluppo dell'industria del fracking è esploso; il futuro immaginato per il quartiere, e le sue conseguenze sullo stile di vita dei residenti, è quindi più visibile. La riflessione, andando oltre il quadro tecnologico del fracking, affronta la questione della definizione delle modalità civiche di ricorso degli individui nei confronti delle multinazionali associate ad una affermata politica statale di indipendenza energetica .
Dopo le trivellazioni ritenute incoraggianti, la Polonia inizierà a estrarre gas di scisto nel 2014. È il primo Paese europeo a impegnarsi in questa direzione, mentre Regno Unito e Danimarca sono solo in una fase esplorativa. Ciò consentirà al Paese di non dipendere più dalle importazioni russe di gas (attualmente metà del suo consumo) e di trovare un'alternativa al carbone, molto inquinante, che produce il 91% dell'energia del Paese. Va notato che ci vorranno diversi anni perché la produzione sia significativa, mentre vengono effettuati gli investimenti necessari e l'installazione di attrezzature di perforazione.
Tuttavia, una presenza di risorse più debole del previsto, una difficile geologia del sottosuolo e una legislazione restrittiva hanno fatto lievitare i costi di esercizio e fuggono diversi gruppi industriali stranieri a cui erano state assegnate le concessioni (Marathon Oil, Talisman Energy , Exxon Mobil ed Eni ). All'inizio del 2014 il futuro dello shale gas in Polonia rimane incerto.
Il 14 aprile 2014, Total comunica a sua volta la decisione di non rinnovare l'unica concessione di Chelm, considerando che le potenzialità dell'area non consentono l'avvio di un progetto economicamente sostenibile; il gruppo non ha più un progetto in Polonia.
All'inizio febbraio 2015, Chevron ha annunciato la cessazione delle sue operazioni di esplorazione del gas di scisto nel Paese, dopo Exxon Mobil, Total, Marathon Oil, Talisman ed ENI. Rimangono attive solo tre società: l'irlandese San Leon e le società nazionali polacche PGNiG e PKN Orlen . Tutte le società hanno perforato un totale di 66 pozzi esplorativi, di cui 25 con tecnologia di fratturazione idraulica, ma nessuno ha dimostrato di essere sfruttabile commercialmente: la roccia non risponde alla fratturazione e il flusso di idrocarburi non è sufficiente. Secondo il Boston Consulting Group, il futuro dello shale gas in Polonia è in pericolo, salvo buone notizie entro sei mesi. Alla fine del 2016, le società parastatali polacche PGNiG e PKN Orlen hanno a loro volta abbandonato la ricerca di gas di scisto nel Paese.
UKNel 2009, Eurenergy Resource Corporation ha annunciato l'intenzione di sfruttare lo shale gas nel Weald Basin , nel sud del Paese. Il primo ministro britannico David Cameron ha promesso incentivi fiscali per le comunità di questo territorio. La società francese Total ha intrapreso questa ricerca (dopo aver acquisito una licenza d'esercizio per questi nuovi idrocarburi).
Nel 2015 sono state poste diverse restrizioni all'esplorazione del gas di scisto inglese: a gennaio, il Parlamento ha vietato la fratturazione idraulica sotto i parchi nazionali e altri siti protetti. Secondo il "Guardian", non meno del 40% delle aree aperte all'operazione non sarà più con queste nuove regole. Pochi giorni dopo, i parlamenti scozzese e gallese votano una moratoria per tutti i loro territori. Infine, le autorità locali del Lancashire, nel nord-ovest dell'Inghilterra, potrebbero vietare un progetto di perforazione della società Cuadrilla, i residenti temono il fastidio causato dai camion che trasportano centinaia di tonnellate di acqua e sabbia che verranno iniettate nel seminterrato per estrarre il gas; un simile precedente sarebbe fatale per lo shale gas.
Sette anni dopo l'interruzione delle perforazioni a causa dei terremoti provocati, la società Cuadrilla Resources è stata autorizzata a riprendere, nel bel mezzo delottobre 2018, lo sfruttamento del gas di scisto presso il sito di Little Plumpton, vicino a Blackpool , nel nord-ovest dell'Inghilterra. Ma queste nuove trivellazioni hanno causato diversi mini-terremoti, di cui due di magnitudo superiore a 0,5 della scala Richter , soglia oltre la quale le normative britanniche impongono un arresto delle operazioni di 18 ore. L'azienda chiede un aumento di tale soglia, sostenendo che al di sotto di 1,5 nulla è percepibile dalla superficie e che negli Stati Uniti il limite che determina tale sospensione dell'attività è fissato tra 2,7 e 4,5 a seconda dello stato; tale confronto è tuttavia difficile da stabilire, in quanto il Regno Unito è più densamente popolato.
Il 2 novembre 2019, il governo britannico decreta una moratoria sulla tecnica di fratturazione idraulica per estrarre il gas di scisto a seguito di diversi terremoti innescati da questo processo. Nelagosto 2019, una brusca scossa di 2,9 della scala Richter ha portato la società Cuadrilla a sospendere a tempo indeterminato la perforazione di Preston New Road, vicino a Blackpool (nord-ovest). Dall'autorizzazione alla fratturazione idraulica erano stati perforati solo tre pozzi e non era stato avviato alcuno sfruttamento del gas di scisto.
SveziaLa Royal Dutch Shell sta valutando la fattibilità degli scisti di allume nel sud della Svezia, come fonte di gas di scisto.
UcrainaNel Gennaio 2013, il governo ucraino ha firmato accordi con Royal Dutch Shell PLC per le operazioni sul giacimento di gas Yuzivska , nell'Oblast di Donetsk , nell'Ucraina orientale e con Chevron Corp per le operazioni intorno a Olesko , nell'Oblast di Lviv , nell'Ucraina occidentale. Secondo Chevron, il giacimento di gas di scisto di Olesko copre 1,6 milioni di acri (6.350 km 2 ); Chevron ha firmato un accordo con il governo ucraino nel 2013 che gli concede una quota del 50% del deposito e il suo sfruttamento; all'inizio del 2014 sono state avviate nuove trattative per precisare i termini ( Accordo Operativo Congiunto ).
La compagnia nazionale ucraina Burisma, incaricata di esplorare i giacimenti di gas di scisto nella regione di lingua russa di Donetsk dove si trova il giacimento di gas Yuzivska, si è opposta a una forte mobilitazione dei cittadini a Slavyansk, dove si svolgeranno le trivellazioni. Dopo i progressi dell'esercito regolare ucraino sul campo nella guerra civile ucraina del 2014, è stato incaricato di mettere in sicurezza le aree di trivellazione. Hunter Biden , uno dei figli del vicepresidente degli Stati Uniti Joe Biden, è stato inserito nel consiglio di amministrazione di Burisma per supervisionare le operazioni
Beach Petroleum Limited ha annunciato l'intenzione di trivellare per il gas di scisto nel Cooper Basin, nell'Australia meridionale .
CinaLa Cina ha fissato un obiettivo di produzione di 30 miliardi di metri cubi l'anno da scisto, equivalente a quasi la metà del suo consumo di gas nel 2008 riferito ad aree potenzialmente diffuse in Cina, ma ancora poco sviluppate. Le autorità cinesi hanno confermato queste ambizioni assumendo una quota del 2% in Total all'inizio di marzo. Il gruppo francese ha stipulato un pre-accordo con Sinopec che dovrebbe consentire alla Cina di vedere aumentare la sua produzione annua di gas di scisto a 6,5 miliardi di metri cubi nel 2015 e quindi dovrebbe essere compresa tra 60 e 100 miliardi di metri cubi entro il 2020.
I bacini di Sichuan, Ordos e Tarim, così come il comune di Chongqing e le province di Hubei, Guizhou e Hunan, hanno riserve significative di questo gas, secondo un'indagine del ministero cinese del Territorio e delle Risorse.
Nel novembre 2009, il presidente degli Stati Uniti Barack Obama si è impegnato a condividere le tecnologie di estrazione del gas di scisto con la Cina e ad incoraggiare gli investimenti statunitensi nello sviluppo del gas di scisto cinese.
La Cina ha aperto un centro nazionale di ricerca sul gas di scisto in agosto 2010 e sembra voler accelerare la produzione di gas di scisto con le proprie tecnologie al fine di raggiungere l'obiettivo di produzione nazionale di 6,5 miliardi di metri cubi di gas di scisto nel 2015.
La Cina ha il maggior potenziale al mondo con 31.500 Gm 3 (miliardi di metri cubi) di riserve tecnicamente recuperabili dall'amministrazione statunitense, ma il suo funzionamento sta affrontando grandi sfide: i campi sono spesso situati in zone montuose e a 2000 o addirittura 2500 metri di profondità , il che rende la perforazione complicata e costosa; le rocce dei depositi sono spesso fratturate, il che limita le quantità accessibili; infine, l'acqua, indispensabile per la fratturazione, è spesso scarsa. Fa eccezione il sito di Fuling, nel bacino del Sichuan; gestito da Sinopec in collaborazione con le autorità locali, contiene 381 Gm 3 , ovvero più di 9 volte il consumo annuo francese; la sua produzione sarà spalmata su 20 anni; fornisce tre quarti della produzione di gas non convenzionale della Cina. Ma gli esperti dubitano che il successo di Fuling possa essere replicato. Le major che avevano firmato 14 accordi di studio tra il 2010 e il 2013, tra cui Shell, Chevron, Total ed Eni, si sono arrese da allora; solo BP continua la sua partnership con Petrochina; Le aziende cinesi che si sono aggiudicate la maggior parte dei blocchi messi all'asta non hanno mantenuto i loro impegni. L'obiettivo di produzione annuale del governo per il 2020 è stato ridotto da 60 a 30 Gm 3 , ma anche quel livello sarà difficile da raggiungere.
Il campo Fuling gestito da Sinopec nel Sichuan ha iniziato la produzione nel 2013; alcuni pozzi raccolgono gas di scisto fino a una profondità di 4.900 metri; la sua produzione è passata da 0,14 Gm 3 nel 2014, 3 Gm 3 nel 2015 e oltre 5 Gm 3 riferiti nel 2016; Sinopec è fiduciosa di raggiungere 10 Gm 3 alla fine del 2017, nonostante il calo dei sussidi statali, che passeranno da 40 centesimi per metro cubo nel 2015 a 30 centesimi nel 2016 e 20 centesimi nel 2018.
IndiaReliance Industries Limited (E&P), RNRL e Genpact hanno espresso interesse per lo sviluppo del gas di scisto in India . Reliance Industries ha investito 1,7 miliardi di dollari USA per acquisire una quota del 40% in Atlas Energy, che possiede i diritti di gas nel Marcellus Shale nel nordest degli Stati Uniti. Lo sviluppo del gas di scisto in India è complicato dal fatto che i contratti di locazione di esplorazione petrolifera emessi dal governo sono validi solo per le risorse convenzionali e non includono fonti non convenzionali, come il gas di scisto.
Nel agosto 2010, una delegazione di funzionari del Ministero del Petrolio, guidata dal Direttore Generale degli Idrocarburi, ha incontrato a Washington i rappresentanti dell'US Geological Survey con l'obiettivo di stabilire una collaborazione per identificare e sfruttare questa risorsa in India. . I geologi indiani hanno effettuato l'identificazione preliminare di alcune aree idonee, tra cui il bacino di Cambay nel Gujarat , il bacino dell'Assam-Arakan nel nord dell'India e il bacino del Gondwana nel centro del paese.
Saudi Aramco ha firmato nel 2019 un accordo con l'americana Sempra Energy , impegnandosi ad acquistare 5 milioni di tonnellate di gas naturale liquefatto (GNL) all'anno per vent'anni e a cofinanziare un progetto di liquefazione e terminal di esportazione a Port Arthur, in Texas, di cui terrà il 25%. L'Arabia Saudita sta investendo molto nel gas naturale, che è più economico e meno inquinante del petrolio, e le cui prospettive sono migliori; assicura anche forniture a basso costo per le proprie centrali elettriche, che ora dipendono dal petrolio, al fine di poter esportare una quota maggiore della sua produzione di greggio.
Il regno intende anche sfruttare le proprie riserve di gas di scisto, il cui potenziale è stimato da Rystad Energy a quasi 58 Tcf (miliardi di piedi cubi ), che collocherebbe l'Arabia Saudita all'ottavo posto nel mondo per lo shale gas, molto indietro rispetto agli Stati Uniti, ma a un livello vicino all'Australia, all'Argentina o all'India. Il problema principale da risolvere sarà quello dell'accesso all'acqua, essenziale per la fratturazione idraulica; la soluzione più ovvia sarebbe quella di desalinizzare l'acqua di mare e convogliarla tramite condotte ai siti di produzione, ma ciò richiederà investimenti significativi.
tacchinoI sondaggi sono stati effettuati nella provincia di Diyarbakır e suggeriscono che la Turchia ospita 20.000 miliardi di m 3 di gas e 500 miliardi di barili di petrolio nel suo sottosuolo, secondo le stime di ExxonMobil , Shell e TPAO.