European Gas Limited

European Gas Limited (EPG)
Dates clés	a absorbé Gazonor le 28 Décembre 2007
Fondateurs	Kimberley Oil NL
Forme juridique	Droit australien (maison mère)
Siège social	West Perth (Australie)
Direction	Président: Julien Moulin ; Directeur Général : Frederic Briens ; Directeur des Operations : Johannes Niemetz ; Directeurs indépendants : (John) Sebastian Hempel, Rod Bresnehan
Activité	Énergie, Gaz naturel
Produits	Gaz naturel « non-conventionnel »
Filiales	European Gas S.A.S. (Freyming-Merlebach,France) European Gas Limited (UK) (Londres) Heritage Petroleum Ltd (UK, Londres)
Site web	http://www.europeangas.com.au
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European Gas Limited (ou European Gas), ou EPG est une société privée australienne prospectrice et productrice d'hydrocarbures gazeux (énergies fossiles) présidée par Julien Moulin et dirigée par Pater Cockcroft.
En 2010, Elle n'opérait qu'en Europe, et principalement en France^[1].

Présentation synthétique

Cette société cotée en Bourse (Bourse d'Australie en vertu du code EPG) a spécifiquement été créée pour prélever et vendre du gaz en Europe occidentale, et y explorer de nouvelles ressources (gazières). Elle a été crée par Kimberley Oil NL (code ASX: KBO), société australienne créée en 1998 pour prospecter et exploiter le gaz de charbon ou de schiste en Australie, où elle détient les droits exclusif de prospection et exploitation pour 30 000 km² dans le Canning Basin, dans l'ouest du pays) ^[2].
EPG est surtout présente et active en France où elle dispose de Permis d'exploration importants, en Nord/Pas-de-Calais, Lorraine, et près de Lons-le-Saunieret de Gardanne ^[3] (avec extensions récentes^[4]).

Sa spécialité est l'exploitation de gaz dit « non-conventionnel »^[1] et principalement le gaz de couche (Coal Bed Methane ou CBM). Il s'agit du gaz piégé, à faible concentration dans le charbon. On ne savait pas autrefois extraire ce gaz in situ. On peut aujourd'hui mieux le faire - à échelle industrielle depuis 2007 - grâce à de nouvelles techniques associant principalement un forage vertical avec des forages horizontaux guidés.

EPGobtient ce gaz à partir du gaz de mine (Coal Mine Methane ou CMM) et gaz de couche (CBM) en France d’abord, où ce groupe détient des participations importantes sous licence, puis au Benelux, en Allemagne, Italie^[1].

EPG disposait en 2010 (selon son site Internet) d'un portefeuille d'autorisation d'exploration ou de permis d’exploitation couvrant plus de 10.000 kilomètres carrés en France (2 millions d’acres), en Italie et en Belgique ; dans des régions déjà exploitées pour le charbon, et réputées encore contenir de grandes réserves d’hydrocarbures inaccessibles de manière économiquement rentable par les moyens classiques, mais accessible en tant que « ressource non-conventionnelle ». Selon le groupe, les réserves présentes sous ces terrains seraient les plus importantes de toute l'Europe occidentale continentale^[1].

Exploitations gazière et projets en cours

En France

Selon le site internet d'EPG et son bilan annuel^[1], cette Société assume seule les sites ou projets suivants :

• Dans le nord de la France :
  Production avec Gazonor de gaz houiller ou Coalbed methane (CBM) principalement), sur deux zones dites « Poissonnière » (699 km2) et « Désirée «  (68 km²), vendu deux à trois fois plus cher qu'en Australie^[5].
  Exploration gazière dans le nord de la France, dans le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais avec permis d’exploration accordés ou renouvelés pour deux zones dites
  - « Valenciennois » (423km² autorisés à la prospection le 2009/10/12) et
  - « Sud Midi » (929 km² autorisés à la prospection le 24/07/2010). En 2008, EPG, estimait qu'avec une teneur en méthane de 54%, il pouvait fournir l'équivalent de 1,5 pétajoules/an, ou 4.000 gigajoules par jour^[5]. La Société prévoyait d'augmenter cette production à environ 10.000 gigajoules par jour en 2010, avec un potentiel de méthane de houille similaire en volume à celui de Lorraine, toujours selon la société ^[5].
• En Lorraine (Saint-Avold et Alsting):
  Exploitation gazière sur la zone dite « Lorraine Nord » (360 km², en cours de prospection et exploitation)
  Projets d’Exploration gazière avec permis de prospecter accordés en 2010 pour une nouvelle zone dite « Lorraine » (262 km²), et depuis 07/12/2006 pour la zone « Lorraine Sud » (528 km²), avec un « engagement financier souscrit de 1 900 000 € »^[4] pour le permis Lorraine bleue^[6] ;
  Selon les données fournies par EPG à certains analystes^[5], EPG disposerait d'un énorme potentiel en Lorraine où un forage exploratoire aurait rencontré des couches de charbon plus épaisses (de 25 à 80%) qu'attendu et des volumes de gaz estimés de 15 à 25% plus importants que ceux utilisées pour la première estimation des ressources (ceci pour environ 5 % du territoire ainsi exploré, en 2008, ce qui par extrapolation pourrait correspondre à une valeur de 1 milliard de dollars) ^[5].
• Projets d'exploration gazière à Lons-le-Saunier (« Permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux » , accordé le 28/07/2007, pour 3.795 km²)
• Projets d’Exploration gazière à Gardanne, sud de la France (permis d’exploration sur 365 km² ; accordé le 21/05/2010 et valide jusqu’au 25 nov 2012^[7], avec « engagement financier souscrit de 8.644.500 € »).

La Société a en 2010 continué à produire du méthane minier à partir de ses puits de Divion, Avion et Lourches sur une partie centrale de l'ancien Bassin minier industriel autrefois intensivement exploitée pour le charbon. La mine a fonctionné plusieurs centaines d'années, avec un maximum vers 1960, et la fermeture du dernier puits en 1992. Le « foudroyage » des galeries, la décompression de certaines roches, puis la lente remontée de l’eau dans celles-ci ont facilité la désorption spontanée et donc l'extraction du gaz de charbon (grisou ^[8]), avec une exploitation industrielle à partir de 1979 sur ces trois sites. D'autres ressources existent probablement à l'ouest et à l'est (en cours de prospection par Gazonor) du bassin minier.

L’entreprise a récemment repris de nouveaux essais de puits avec Gazonor, société qu’elle a racheté (le 28 décembre 2007) et qui détient les droits d'exploitation de gaz des gisements dits de « la Poissonnière » et « Désirée » pour une superficie totale de 767 km². En outre, deux nouveaux permis d’exploration lui ont été accordés, pour une surface totale de 1.352 km², dans deux zones dites « Valenciennois » et Sud Midi, qui sont connexes au champ gazier déjà maitrisée par l’entreprise. Ces deux nouvelles zones sont ou seront explorées à la fois pour le gaz de charbon et le gaz de schiste^[1].

Mi 2008, EPG prévoyait 3 nouveaux forages en Lorraine, 2 à Gazonor, et 10 nouveaux puits entre mi 2008 et mi 2009 pour évaluer d'autres potentialités (6 en France et 4 en Italie et aux Pays-Bas) ^[5].

En Italie

La société EPG a demandé trois permis de recherche de gaz dans le sud de la Toscane, dans les zones dites « Sienna » (478 km², depuis le 08/04/2004), « Belforte » (511 km², depuis le 08/04/2004) , « Cinigiano » (564 km², depuis le 08/04/2004).. qui restent soumis à approbation des plans régionaux de Gestion de l’environnement ^[1].

En Belgique

EPG détient à 50 % (via « Benelux SA Joint ») deux doubles-permis d’exploration et exploitation sur les zones dites « Hainaut » (443 km², depuis le 17/10/2008) et « Anderlues et Péronnes » (40 km² depuis le 17/10/2008) ^[1]

Prospective

EPG estime que grâce à l’apparition récente de nouvelles techniques d’extraction du gaz profond piégé dans la roche (schistes houillers ou bitumineux), l’estimation quantitative des ressources potentielles extractibles peuvent être augmentée de plus de huit fois (portées à 240 milliards de mètres cubes, soit 8990 pétajoules), et les travaux en cours seront augmentation significative des ressources de l'entreprise et la position de réserve.

EPG espère voir le marché européen de ce type de gaz se développer aussi vite qu’aux États-Unis ^[1], mais l’IFP (Institut français du Pétrole), ou des pétroliers français tels que Total^[9] estiment pour leur part que le marché européen devrait être plus difficile.
En 2009, le gaz non-conventionnel représentait en effet déjà 50 % de la production gazière nord américaine, avec cependant un grand nombre de puits requis par exploitant (Aux États-Unis, 449 000 puits répartis dans 32 États avaient été creusés et pour un grand nombre déjà abandonnés. Étant donné l'épuisement de certaines ressources conventionnelles, l’Agence internationale de l'énergie (AIE) projette que ce gaz non conventionnel pourrait constituer 60 % du gaz vendu en 2030. Des prospectivistes évoquent des réserves pour 100 ans environ aux États-Unis (soit le double des estimations des années 1990).

Revenus

En Europe, les revenus de ce type d'exploitation sont bas, voire imposent des déficits aux premiers prospecteurs/exploitants, car les coûts d'exploration et d'étude d'impact sont élevés, ce qui ne rend pas ce gaz assez compétitif par rapport au prix du gaz livrés en gazoduc ou méthanier, qui ont baissé dans la même période. Ils étaient de 2008 à 2010 deux à trois fois plus élevés qu'aux États-Unis, bien que les consommateurs n'en aient pas profité (les tarifs ayant même augmenté de 9,7 % en France au 1er avril 2009 en raison du fait que les grands contrats gaziers en Europe sont signés sur des périodes longues (de 20 à 30 ans), et parce qu'ils sont en grande partie indexés sur le cours du pétrole). De plus, aux États-unis, le coût du gaz non-conventionnel est artificiellement bas (Cf. facilités fiscales, dérogation permettant de ne pas faire d'étude d'impact approfondie, comme au Canada^[10]). Il y a donc eu surproduction. Cette surproduction a été aggravée par une baisse de consommation mondiale de gaz, induite par la conjonction du développement de processus vertueux d'économies d'énergie et par une conjoncture économique ralentie par la crise économique de 2008, ce qui rend le gaz conventionnel moins attractif et moins rentable pour les opérateurs qui l'extraient en payant son vrai prix (c'est-à-dire en internalisant, au moins en partie, les externalités environnementales) ;
Le marché spot américain qui fixe les prix d'achats et vente du gaz à court terme a vu les cours chuter (de 13 dollars le million de BTU (« British Thermal Unit » ; l’unité de référence) en 2008 à 4 dollars en 2009^[9]

Selon le chapitre du Rapport annuel 30-Juin 2009-30 juin 2010 de EPG concernant Gazonor ^{[1] [11]} , la vente de gaz du bassin minier Nord/Pas-de-Calais a atteint 321 GWh (1.2PJ) au prix moyen de 16.65 €/MWh (4.62 €/GJ) générant 5,350,546 € de chiffre d'affaires.

Néanmoins, selon son bilan, l'entité consolidée a subi une perte (après paiement de ses taxes et impôts) de € 7,216,000 pour cette période (soit un peu plus qu’en 2009 où le déficit était de € 5,545,000) ^[1]. Le bilan des dépenses nettes était de € 725 000 (pour € 6,423,000 en 2009). Le déficit net à court terme au 30 Juin 2010 a été estimé à € 38,362,000 (pour excédent € 1,482,000 en 2009) ^[1].
La société mère a subi une perte pour la période de € 3,081,000 (contre € 3,042,000 en 2009) avec un déficit net à court terme au 30 Juin 2010 de € 38.805.000 (contre € 889 000 en 2009) ^[12]. Pour les dirigeants du groupe, ce n’est pas une situation très anormale pour une société qui a récemment beaucoup investi sur la recherche de gisements en gaz de schiste^[1].

Selon son bilan 2010^[1], en juin 2010, la société était activement engagée dans des négociations avec plusieurs parties pour la cession de tout ou partie de GazonorSA mais n’avait pas encore reçu d'offre pour la vente de GazonorSA, et selon ce même bilan, elle dispose d’une ligne de crédit qu'elle n'a pas consolidé, qui lui permettrait de répondre à ses besoins financiers pour au moins 12 mois.

Développement

Le groupe Australien « European Gas Limited » vise le marché ouest-européen du gaz naturel (« libre et ouvert) », y compris via les réseaux de gazoducs. Son développement est axé sur l'espoir de découverte de nouvelles ressources exploitables.
Il a pour cela racheté^[13] l’entreprise Gazonor (ancienne entreprise publique), ce qui a suscité de vives protestations syndicales et d’élus locaux^[14] dont la production (500 GWh par an dans les années 2000) est principalement vendue et injectée dans le réseau français de gazoducs. EPG visait en 2008 à multiplier par 5 cette production, en s'appuyant si nécessaire sur un fond de revenus australiens (royalties provenant des ventes d'hydrocarbures du « bassin de Canning », qui dans l'Ouest de l'Australie contiendrait selon le groupe RISC (consultant international) des ressources en gaz non-conventionnel pour partie extractibles avec les meilleures techniques disponibles en 2010^[15],[16]) et où l'entreprise détient des droits de prospection et exploitation pour 30 000 km2.
Mark Pitts, directeur de European Gas Limited en Australie a annoncé début 2009 des appointements pour deux nouveaux directeurs (non-exécutifs) ; Mike Atkinson (basé à Londres et qui est également Directeur non-exécutif de la société Anglo Pacific Group) et Gauthier De Potter (basé à Bruxelles et Directeur de Transcor Astra Group) ^[17]

Néanmoins, c'est un pari sur l'avenir car l'impact environnemental de ces technique est important et semble encore mal maitrisé, d'autant que les trois premières années d'exploitation se sont faites en Amérique du nord, sans études d'impact approfondies.

Et les spécialistes de la prospective énergétique restent prudent voire tout à fait sceptiques quant à un développement du gaz non conventionnel aussi rapide en Europe qu'il l'a été aux États-Unis, en raison du souci croissant de protection de l'environnement ^[9] et de la santé (Cf. risques pour l'air, consommation et pollution d'eau, les sols et sous-sol, les écosystèmes, risques d'explosion... avérés aux États-Unis) que de la rentabilité à long terme des puits (qui n'ont qu'une faible durée de vie) et en raison du fait qu'il s'agit encore d'une ressource fossile contribuant à l'effet de serre.
Aux États-Unis, les prospecteurs et exploitants ont bénéficié de dérogations accordé par un gouvernement Bush réputé très favorable aux lobbies pétroliers et gaziers, mais face aux critiques et semble-t-il à des impacts qui avaient été sous-estimés par les producteurs, les autorités fédérales et l'EPA ont finalement ordonné des études d'impact et de connaitre la liste des additifs chimiques utilisés. Face à une hostilité croissante des populations locales, certains opérateurs ont d'ailleurs du récemment abandonner des projets de forage^[9]. En Australie, c'est aussi le manque d'eau qui a eu raison de certains projets^[9].

Il existe cependant quelques cas particulier, très localisés où la récolte passive de gaz houiller semble d'intérêt public et environnementalement nécessaire, c'est le cas des séquelles minières, quand après la fermeture des mines et la remontée des nappes, d'importantes remontées de grisou se font naturellement vers la surface ; La collecte de ce grisou réduit l'effet de serre à court terme, et limite très fortement d'éventuels risques d'explosions spontanées ou accidentelles. C'est pour extraire et valoriser ce gaz que Méthamine devenu Gazonor avait été créée dans le Pas-de-Calais (pour assainir la partie centrale du bassin minier de ce grisou).

Joint Venture

European Gas Limited et la société Compagnie Nationale à Portefeuille S.A., dite “CNP”, via sa filiale “Transcor Astra Group” généralement dit “Transcor” ; se sont associé pour créé une Joint Venture intitulée “Benelux JV” « aux fins d'obtenir le titre, l'exploration, le développement, l'extraction et la commercialisation des hydrocarbures, notamment du méthane de houille, le méthane des mines de charbon et de pétrole classique et de gaz en Belgique, aux Pays-Bas et au Luxembourg ». Benelux JV a été annoncée comme étant contrôlée, dans un premier temps au moins, à part égale par ces deux sociétés fondatrices.
Transcor Astra Group SA a annoncé investir 36.375.000 € dans la Joint Venture , sous forme d’obligations convertibles d’une durée de trois ans portant intérêt au taux de 5% par an (émises en deux tranches^[18] et portant potentiellement sur 18,86% du capital de EPG, c'est-à-dire 48,5 millions d’actions, à un prix de conversion unitaire de 0,75€)^[3].

Ces fonds ont augmenté le fonds de roulement d'EPG^[3] et lui ont surtout permis d'acheter la société publique française Gazonor (alors filiale à 100% de Charbonnages de France) qui extrayait le grisou au centre du bassin minier du Nord/Pas-de-Calais. Gazonor a été achetée pour 26,2 millions d'euros^[3]. European Gas s’est ainsi associé l'expérience d’un groupe d’affaires européennes et internationales associant Transcor et inditectement CNP.

Voir aussi

Articles connexes

• Gaz naturel
• Gaz de schiste
• Gazonor
• Kimberley Oil NL
• Charbonnages de France
• Affaissements miniers
• Gaz à effet de serre
• Effet de serre
• Bourse du carbone

Liens externes

• Website
• APPOINTMENT OF NON‐EXECUTIVE DIRECTORS, note d’information 2009/01/28

Bibliographie

• Rapport annuel 2010 (pour la période 30-Juin 2009-30 juin 2010)

Références

1. ↑ ^{a, b, c, d, e, f, g, h, i, j, k, l, m et n} Rapport annuel 2010 (pour la période 30-Juin 2009-30 juin 2010)
2. ↑ Ten good reasons to track european gas , Note du groupe "Resource investor" , publiée 2006/06/28, consultée 2011/01/09 (4 pages, en anglais)
3. ↑ ^{a, b, c et d} Communiqué CNP, " Embargo jusqu'au 2 janvier 2008 (Euronext)
4. ↑ ^{a et b} [ http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000022227378&dateTexte= Arrêté du 9 avril 2010 relatif à la prolongation du permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dit « Permis Bleue Lorraine » aux sociétés Heritage Petroleum Plc et European Gas Limited, conjointes et solidaires]
5. ↑ ^{a, b, c, d, e et f} David Wall (Resources Analyst) ; European Gas Limited - Buy ; Solving Europe's Gas Shortage Fiche d'analyse financière, publiée 22 août 2008, consultée 2011/01/08 (3 pages, en anglais). Attention le rapport précise que l'analyste peut éventuellement avoir des actions ou intérêts dans le domaine gazier, ou dans l'entreprise (en note de bas de page)
6. ↑ Page de la DRIRE Lorraine dressant un bilan des permis d’exploitations d'hydrocarbures liquides et gazeux (dits « permis H », en 2009. Voir aussi Demande de mutation du permis de BLEUE LORRAINE, N 576 (HERITAGE PETROLEUM PLC, EUROPEAN GAS Ltd) par lettre du 16.06.2008 au profit de EUROPEAN GAS LIMITED, citée par durable.gouv.fr/IMG/pdf/bull_beph112008.pdf Bulletin d’information du BEPH, de la Direction générale de l'énergie et du climat. Direction de l'Energie, Bureau Exploration-Production des hydrocarbures (BEPH) novembre 2008 n° 23, et «Arrêté du 9 avril 2010 relatif à la prolongation du permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dit « Permis Bleue Lorraine » aux sociétés Heritage Petroleum Plc et European Gas Limited, conjointes et solidaires (Journal officiel du 19 mai 2010)
7. ↑ Arrêté du 9 avril 2010 relatif à la prolongation du permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dit « Permis de gaz de Gardanne » aux sociétés Heritage Petroleum Plc et European Gas Limited, conjointes et solidaires (Journal officiel du 19 mai 2010)
8. ↑ « La région a été le siège d’une exploitation importante de houille. Les anciens sites miniers peuvent être affectés par des phénomènes de mouvements de terrain très localisés au niveau des anciens puits de mine, d’inondation dans les zones affaissées, d’émission de grisou et de combustion du charbon contenu dans les terrils et d’instabilité de leurs pentes » , d'après le Tome 1 du Profil environnemental régional (1, DREAL Nord-pas-de-Calais (en PDF; 13.5 Mo)
9. ↑ ^{a, b, c, d et e} Le gaz non conventionnel bouleverse le marché mondial ; Article du journal La croix, publié 2010/05/03, consulté 2011/01/08
10. ↑ Au Québec, l’obtention de permis de prospection ou d’extraction de gaz de schiste n’est pas soumise au Règlement sur l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement (Source (AQLPA).
11. ↑ voir aussi Rapport annuel 2010 page 9/84
12. ↑ Voir [page 36 sur 84 du bilan annuel 2010], consulté 2011/01/08
13. ↑ News intitulée Gazonor achète Méthamine, mai 2007, sur le site du BRGM intitulé Mémoire de Charbonnage de France
14. ↑ [ http://www.liberte62.com/article-12744312.html Social GAZONOR (AVION) ; La pompe à fric est en marche], article de la revue Liberté 62 n°776 - Le 28 Septembre 2007
15. ↑ RISC ; [1] /docs/UnconventionalGasinAustraliaFlyerandTOC_webfinal.pdf ], Sommaire du rapport, 7 pages, PDF, en anglais
16. ↑ Canning gas shale could hold 480 Tcf, publié 2010/06/22, consulté 2011/01/08
17. ↑ source : communiqué du 28 janvier 2009 « Mr Atkinson has held positions within the UK Department of Energy and National Coal Board and is a past Chairman of the British Coal Corporation. Mr Atkinson’s experience has included advising ministers regarding coal policies and gas and energy requirements »
18. ↑ 21.750.000 € pour la 1ère tranche, convertible en 29 millions d’actions EPG, restant ainsi sous la limite des 15% au-delà de laquelle l’accord du Foreign Investment Review Board (FIRB) australien et des actionnaires est nécessaire.