Un nouveau document d’orientation détaille les risques environnementaux et financiers que posent les dizaines de milliers de puits inactifs de l’Alberta et recommande à la province d’adopter des mesures plus contraignantes afin d’obliger les entreprises à assumer les coûts de leur nettoyage dans des délais accélérés.

L’Alberta compte 77 869 puits inactifs qui n’ont produit ni pétrole ni gaz depuis au moins six mois et qui n’ont toujours pas été colmatés. Ce nombre comprend 7382 puits orphelins, laissés derrière elles par des entreprises qui ont fait faillite et dont la responsabilité incombe désormais à l’Association des puits orphelins (OWA), financée par l’industrie pétrolière.

L’étude de l’Institut Pembina, intitulée No Well Left Behind, s’appuie sur des travaux de l’Université McGill portant sur les émissions de méthane des puits orphelins en Alberta et en Colombie-Britannique, ainsi que sur des recherches de l’Environmental Defense Fund, un organisme américain, concernant le nombre de puits inactifs albertains qui risquent d’être abandonnés.

Le rapport fait écho aux inquiétudes exprimées par des groupes de propriétaires fonciers, selon lesquels le plan du gouvernement albertain pour nettoyer des milliers de puits de pétrole et de gaz inactifs — sa « stratégie sur les actifs matures » (Mature Asset Strategy) — contrevient au principe du pollueur-payeur inscrit dans l’Environmental Protection and Enhancement Act de l’Alberta.

Parmi les solutions de rechange proposées par ce groupe de réflexion sur l’énergie propre figure l’instauration d’une redevance progressive sur les puits inactifs, à l’image du régime californien, afin d’inciter les entreprises à les fermer dans des délais raisonnables. L’Institut propose également d’imposer aux projets pétroliers et gaziers les mêmes exigences rigoureuses en matière de garanties financières initiales que celles qui s’appliquent à la production d’énergie renouvelable.

Le rapport recommande en outre une hausse substantielle de la redevance annuelle que les entreprises doivent verser pour financer les travaux de nettoyage de l’OWA. Il souligne que, même si le coût estimé du nettoyage des puits orphelins s’élève cette année à 1,66 milliard de dollars, cette redevance ne devrait rapporter que 154,56 millions, soit un manque à gagner de 90 %.

Amanda Bryant, directrice du programme sur le pétrole et le gaz de l’Institut Pembina et autrice du document, a expliqué au Canada’s National Observer que le nombre croissant de puits inactifs constitue une possible « voie vers l’abandon » qu’il faut interrompre en intervenant plus tôt.

« Dans le système actuel, les entreprises vont simplement choisir la solution la moins coûteuse, soit laisser le puits inactif, parfois pendant des décennies, jusqu’à ce qu’elles fassent elles-mêmes faillite ou qu’elles le transfèrent à une autre entreprise susceptible de faire faillite à son tour. Les puits finissent alors par devenir orphelins », a expliqué M^me Bryant.

Dans une déclaration transmise par courriel au Canada’s National Observer, le ministre de l’Énergie et des Minéraux, Brian Jean, a affirmé que son gouvernement avait pris davantage de mesures « pour s’attaquer aux actifs matures et aux puits orphelins que tout autre gouvernement dans l’histoire de l’Alberta ».

« C’est un problème qui s’est aggravé au cours du dernier siècle et qui ne se réglera pas du jour au lendemain, mais nous progressons de façon constante », a déclaré M. Jean.

Le ministre a souligné que la redevance sur les puits orphelins de cette année était supérieure de 45 millions de dollars à celle de 2019, année où le Parti conservateur uni (PCU) est arrivé au pouvoir. Il a attribué cette hausse à une augmentation de 12 % du nombre de puits fermés cette année.

M. Jean n’a pas répondu directement lorsqu’on lui a demandé si le gouvernement avait envisagé d’instaurer des droits sur les puits inactifs ou d’exiger de l’industrie pétrolière et gazière les mêmes paiements initiaux que ceux imposés au secteur des énergies renouvelables. Sa déclaration souligne toutefois que le gouvernement du PCU a instauré, dans son cadre de gestion des passifs de 2020, une somme minimale obligatoire que l’ensemble de l’industrie doit consacrer au nettoyage des puits.

Cette somme a été fixée à 750 millions de dollars cette année. Des documents internes de l’Alberta Energy Regulator (AER) donnent à penser que le nettoyage des passifs de l’industrie pétrolière et gazière coûterait 88 milliards. En 2019, un dirigeant de l’AER avait évalué la facture totale à 260 milliards de dollars, rapportait alors le Canada’s National Observer.

Des émissions de méthane plus élevées en Alberta qu’en Colombie-Britannique

Des chercheurs de l’Université McGill, sous la direction de Mary Kang, titulaire de la Chaire de recherche du Canada en surveillance environnementale et en transition énergétique, ont mesuré l’an dernier les émissions de méthane de 143 puits orphelins en Alberta et en Colombie-Britannique, donnant ainsi un aperçu de leurs répercussions environnementales.

Selon l’un des chercheurs, Zachary Mailhot, étudiant aux cycles supérieurs en génie civil, plus des trois quarts des puits étudiés se trouvaient en Alberta. Plus de la moitié étaient des puits de gaz et environ le tiers, des puits de pétrole, le reste étant principalement constitué de puits d’injection d’eau.

Leurs résultats préliminaires, qui n’avaient pas encore été publiés et sur lesquels repose en partie l’analyse de l’Institut Pembina, font état d’un taux moyen de fuite de méthane de 160 grammes par heure en Alberta, contre 6 grammes en Colombie-Britannique.

Cet écart entre les deux provinces pourrait simplement s’expliquer par la petite taille de l’échantillon britanno-colombien, qui était « concentré dans une seule région », a indiqué M. Mailhot au Canada’s National Observer dans une réponse transmise par courriel.

« En Alberta, nous disposons de davantage de mesures […] et elles sont réparties dans un plus grand nombre de régions de la province », a-t-il expliqué, tout en soulignant que l’échantillon albertain représente malgré tout moins de 0,5 % des puits orphelins de la province.

Le rapport indique que 99 % des émissions de méthane provenaient de seulement 8 % des puits étudiés, trois d’entre eux rejetant plus de 10 kilogrammes de méthane par heure.

À partir de cet échantillonnage, l’équipe de McGill a estimé à 30 kilotonnes la quantité de méthane que les puits orphelins de l’Alberta et de la Colombie-Britannique pourraient émettre annuellement. Pour donner un ordre de grandeur, M^me Bryant écrit que cette quantité dépasse les émissions annuelles de l’ensemble du secteur gazier en amont de la Colombie-Britannique.

En mars 2026, le gouvernement albertain a conclu une entente avec le gouvernement fédéral afin de réduire d’ici 2035 les émissions de méthane de 75 % par rapport aux niveaux de 2014. Ottawa s’était auparavant engagé à réduire ces émissions de 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2030.

Des puits actifs devenus orphelins

Une autre analyse réalisée dans le cadre de l’étude de l’Institut Pembina s’est penchée sur le risque que des puits existants deviennent orphelins. Les chercheurs de l’Environmental Defense Fund ont examiné 130 000 puits non colmatés en Alberta : 27 000 à forte production, 63 000 à faible production et 40 000 puits inactifs.

M^me Bryant a expliqué que l’organisme américain avait déjà mené des analyses économiques similaires sur des puits aux États-Unis et qu’il souhaitait « faire quelque chose de semblable pour le Canada ».

À l’aide d’une modélisation économique tenant compte de la valeur future estimée à long terme des puits, de leurs données de production antérieures ainsi que des revenus et des coûts mensuels projetés, les chercheurs ont conclu que 34 % des exploitants de puits se trouvaient dans une situation financière précaire. Le tiers des puits risquaient de devenir orphelins et 43 % risquaient d’être transférés à des entreprises qui ne sont pas financièrement viables.

La Californie s’est attaquée à ce problème en imposant une redevance annuelle progressive sur les puits inactifs. Celle-ci commence à 1000 $ pour les puits inactifs depuis moins de trois ans, passe à 2500 $ pour ceux qui le sont depuis trois à huit ans, puis augmente progressivement jusqu’à 60 000 $ lorsqu’un puits est inactif depuis plus de 25 ans.

Selon une série de rapports annuels du Département de la conservation de la Californie, l’État a perçu au total 22,9 millions de dollars grâce à ces droits entre 2018 et 2023.

La réglementation albertaine ne fixe aucun délai obligeant les entreprises à fermer leurs puits inactifs. Il est donc « rationnel », selon M^me Bryant, qu’elles repoussent indéfiniment l’importante dépense nécessaire pour s’acquitter de leurs obligations environnementales.

« En faisant en sorte qu’il coûte plus cher de maintenir un puits inactif que de le colmater, le colmatage deviendra la solution la plus facile pour les entreprises », a-t-elle ajouté.

Questionné sur la possibilité qu’une redevance sur les puits inactifs inspirée du modèle californien contribue à empêcher que des puits deviennent orphelins, un porte-parole de l’AER a répondu par courriel : « Les comparaisons entre les différentes administrations en matière de gestion des passifs, bien qu’elles soient prises en considération, constituent rarement des guides fiables pour innover d’une région productrice d’énergie à une autre. »

« L’AER adopte une approche proactive pour réduire les passifs et gérer les répercussions environnementales associées à la mise en valeur des ressources énergétiques. Cette approche comprend des exigences et des processus visant à réduire la probabilité qu’un site devienne orphelin, ainsi qu’un mécanisme de dernier recours financé par l’industrie afin de fermer les sites orphelins de manière rapide et efficace. »

Traiter le pétrole et le gaz comme les énergies renouvelables

Après avoir suspendu pendant sept mois l’approbation des projets d’énergie renouvelable, la première ministre Danielle Smith a instauré une série de règles strictes visant les installations solaires et éoliennes, notamment l’obligation de fournir dès le départ une garantie financière correspondant à 30 % des coûts de nettoyage, une somme qui double après 15 ans.

Aucune garantie financière initiale de ce genre n’est obligatoire pour les projets pétroliers et gaziers. L’AER peut toutefois en exiger une s’il estime qu’une entreprise risque de ne pas être en mesure d’assumer ses obligations de nettoyage à la fin de la durée de vie du projet.

Le rapport de 2024 de l’AER sur la gestion des passifs ne fournit des renseignements sur les garanties financières que pour les entreprises qui acquièrent des puits d’une autre entreprise. En 2024, le régulateur a perçu 500 000 $ lors de transferts de puits à des entreprises dont il jugeait faible la capacité d’en financer le nettoyage. L’AER reconnaît que cette somme suffirait à couvrir moins de 1 % des coûts liés à leurs puits inactifs.

Dans une analyse du rapport, les avocats en droit public Shaun Fluker et Drew Yewchuk écrivent qu’il est « impossible pour le public de savoir précisément dans quelles circonstances et à quel moment l’AER exige de l’industrie qu’elle fournisse des garanties financières pour couvrir ses obligations de fermeture ».

Un porte-parole de l’AER a indiqué que le régulateur tient compte de « multiples facteurs permettant d’évaluer la capacité d’une entreprise à respecter ses obligations réglementaires et financières, notamment en ce qui concerne le nettoyage de ses sites », sans donner davantage de précisions.

Soulignant que les exigences en matière de garanties financières sont beaucoup plus strictes pour les énergies renouvelables, le document de l’Institut Pembina rappelle que les projets d’exploitation des combustibles fossiles ont « des répercussions environnementales beaucoup plus importantes que les projets d’énergie renouvelable, qu’il s’agisse de la contamination des sols et de l’eau ou de la pollution atmosphérique ».

Selon M^me Bryant, cette situation témoigne d’une « iniquité dans le traitement de ces deux secteurs ».

On pourrait faire valoir que la redevance sur les puits orphelins tient en quelque sorte lieu de garantie financière pour l’industrie pétrolière et gazière. M^me Bryant estime toutefois qu’un tel raisonnement ne tient pas compte du rôle que doit jouer l’OWA, conçue comme un « mécanisme de dernier recours ».

« Il faudrait davantage chercher à empêcher les puits d’être laissés à l’abandon en premier lieu. »

Cet article a été traduit par la rédaction du Devoir à l’aide d’un outil d’intelligence artificielle après avoir d’abord été publié en anglais dans le Canada’s National Observer.