Le document présente un historique des explorations pétrolières sur l'île d'Anticosti, avec des rapports, des investissements, des forages, et des règlements liés aux hydrocarbures. Il souligne les estimations de réserves considérables, évoquant des valeurs brutes pouvant atteindre 4000 milliards de dollars, ainsi que des préoccupations environnementales et des critiques sur la gestion des ressources. Les différentes étapes de régulation et les controverses autour de la fracturation hydraulique sont également abordées.

1. ÉES Anticosti: Exploration pour le pétrole d'un hypothétique gisement
!
même comité et même groupe d’experts pour ÉÉS Hydrocarbures
et ÉES Anticosti!

2. 1 juin 2011: rapport Sproule pour Pétrolia Inc. et Corridor Resources qui fait le bilan des travaux de recherche
d'hydrocarbures dans l'Île. Ce rapport traite des ressources possiblement en place dans le shale, mais nulle part
il ne traite de leur exploitabilité potentielle par la fracturation de la roche mère.
16 mai 2012: Investissement Québec annonce une injection de 10M$ dans Pétrolia.
- Été 2012: Pétrolia complète trois forages d'exploration en rouge ci-dessous, à Anticosti (avec tout le budget prévu
pour quatre:
Princeton Lake - Highcliff - Oil River
Chronologie d’Anticosti

3. 29 mai 2013: Le MDDEFP dépose le projet de Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (RPEP) avec
une période de consultation réduite de 60 -> 30 jours pour motif d’urgence.
5 septembre 2113: Dévoilement de l’entente que Pétrolia et Hydro-Québec avaient signé le 22 janvier 2008; Hydro-
Québec cédait alors ses 35 permis de recherche d’hydrocarbures sur l’île d’Anticosti.
13 février 2014: Annonce par Pauline Marois de la création du consortium Hydrocarbures Anticosti S.E.C. avec Pétrolia
et trois autres partenaires, un apport de fonds publics pour la réalisation de 15 à 18 forages en 2014 plus trois
forages avec fracturation en 2015 + lettre d'entente avec Junex pour 9 forages, conditionnelle à ce que Junex trouve
un partenaire privé au plus tard le 31 octobre 2014.
13 mars 2014: Le CQDE dépose une requête en jugement déclaratoire impliquant Junex, Pétrolia, le ministère
MDDEFP, pour travaux de forages d'exploration d'hydrocarbures faits ou prévus sans permis.
9 juin 2014: arrêté ministériel pour forages à Anticosti 15 jours avant la date prévue pour l'audition de la requête du
CQDE. Nouvelle appellation "sondage stratigraphique", ce qui contre la requête du CQDE qui traitait de permis de
forage.
fin juillet 2014: publication du Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection qui définit (art 33 à 36) le
"sondage stratigraphique" (RPEP, une analyse). Dans ce règlement qui, rappelons-le, porte avant tout sur les captages
d'eau souterraine, on introduit les normes pour autoriser la fracturation hydraulique des forages d'hydrocarbures.
août 2014: publication des "lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière". On y annonce des
normes très laxistes permettant entre autre chose le torchage du gaz dans les puits d'extraction du pétrole.
4 novembre 2014: Pétrolia annonce la fin de la campagne de forages 2014 à Anticosti et Junex annonce ne pas
avoir trouvé de partenaire pour Anticosti et se concentre plutôt sur un gisement plus près de fournir une production
commerciale à Galt en Gaspésie. Du côté Hydrocarbures Anticosti S.E.C. (Pétrolia et partenaires), six forages ont été
complétés sur les dix-huit initialement prévus. La suite est reportée à l'été 2015.
2014 (date précise indéfinie): Mise sur pied d'une ÉES propre à Anticosti. Le calendrier des travaux indiqué sur ce
site du gouvernement pour cette ÉES est en fait l'équivalent du descriptif des travaux prévus par Pétrolia pour 2014
et 2015. Une deuxième ÉES portant sur la filière Hydrocarbures globale est aussi mise en oeuvre.
mars 2015: date prévue par le comité ÉES pour rendre en un rapport d'étape et décider de la poursuite des travaux
prévus à la phase 2 (trois puits avec la fracturation hydraulique).
15 juin 2015: table ronde réunissant dix experts deux mois après que le comité ÉES aura rédigé ses conclusions
pour autoriser la fracturation hydraulique et aller de l'avant à Anticosti entre autres choses.
fin automne 2015: dépôt du rapport final ÉES Anticosti.

4. TransAmerica: 1 permis
Junex: 5 permis!
945 Km2

5. 20 études à l’interne (gouvernement)
49 543$ à WSP (Genivar)
210 000$ à WSP (Genivar)
9 études à l’externe64 études lancées pour l’ÉES Hydrocarbures et l’ÉES Anticosti
scénarios

6. Un exemple de ce que l’ÉES n’étudiera pas: l’impact de la fracturation

7. La coûteuse illusion du pétrole d’Anticosti

8. Wyoming!
!Colorado
Texas
Dakota Nord
Bakken
profondeur (pi)!
épaisseur (pi)!
pétrole en place!
pétrole récupérable!
% récupération
Niobrara Eagle Ford
9000 à 11000
75 à 130
420!
5!
1,2%
7000 à 14000
200 à 400
500!
7!
1,4%
7000 à 15000
50 à 350
300!
3!
1,0%
milliards de barils (données
de gisements en production)
Gisements avec quelques milliers
de puits en production
autres estimés 1,8% 1,7%-
valeur basse: 1,0%
valeur haute: 1,8%

9. en supposant un baril à $100
Nb puits
12000
6500
3900
Km
2
6000
2600
1560
puits/Km
2
2
2,5
2,5
Coût des puits
10M$
10,5M$
11M$
120G$
68G$
43G$
/puits TOTAL %
Superficie totale des
permis: 7350 Km
2
82%
Pétrole en place
46 Gbbl
(milliards de barils)
35%
21%
37,5 Gbbl
16,3 Gbbl
9,8 Gbbl
Valeur
brute si
1,8% réc.
Redevances
20%
67,5 G$
29,3 G$
17,6 G$
13,5 G$
5,9 G$
3,5 G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 66 G$
- 44,8 G$
- 28,9 G$
en supposant un baril à $60
Redevances
20%
4,5G$
2,0 G$
1,2 G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 102,0 G$
- 60,4 G$
- 38,2 G$
Valeur brute si on prend
1 % récupération
22,5 G$
9,8 G$
5,9 G$
Coût des puits
120G$
68G$
43G$
TOTAL
scénarios: noir: M.Durand 2014
vert: MERN 2015 - PLUS
jaune: MERN 2015 - MOINS

10. en supposant un baril à $150
Nb puits
12000
6500
3900
Km
2
6000
2600
1560
puits/Km
2
2
2,5
2,5
Coût des puits
11M$
11,5M$
12M$
132G$
74,8G$
46,8G$
/puits TOTAL %
Superficie totale des
permis: 7350 Km
2
82%
Pétrole en place
46 Gbbl
(milliards de barils)
35%
21%
37,5 Gbbl
16,3 Gbbl
9,8 Gbbl
Valeur
brute si
1,8% réc.
Redevances
20%
101,3 G$
43,9 G$
26,3 G$
20,3 G$
8,8 G$
5,3 G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 51 G$
- 39,6 G$
- 25,7 G$
Redevances
20%
13,5G$
5,9 G$
3,5 G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 78,0 G$
- 51,3 G$
- 32,8 G$
Valeur brute si on prend
1,2 % récupération
67,5 G$
29,3 G$
17,6 G$
scénarios: noir: M.Durand 2014
vert: MERN 2015 - PLUS
jaune: MERN 2015 - MOINS
Coût des puits
11M$
11,5M$
12M$
132G$
74,8G$
46,8G$
/puits TOTAL

11. en supposant un baril à $200
Nb puits
12000
6500
3900
Km
2
6000
2600
1560
puits/Km
2
2
2,5
2,5
Coût des puits
12M$
12,5M$
13M$
144G$
81,2G$
50,7G$
/puits TOTAL %
Superficie totale des
permis: 7350 Km
2
82%
Pétrole en place
46 Gbbl
(milliards de barils)
35%
21%
37,5 Gbbl
16,3 Gbbl
9,8 Gbbl
Valeur
brute si
1,8% réc.
Redevances
20%
135,1 G$
58,5 G$
35, G$
27G$
11,7 G$
7G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 35 G$
- 34,4 G$
- 22,6 G$
Redevances
20%
15G$
6,5 G$
3,9 G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 72 G$
- 50 G$
- 32 G$
Valeur brute si on prend
1,2 % récupération
90 G$
39 G$
23,4 G$
Coût des puits
TOTAL
scénarios: noir: M.Durand 2014
vert: MERN 2015 - PLUS
jaune: MERN 2015 - MOINS
12M$
12,5M$
13M$
144G$
81,2G$
50,7G$
/puits

12. en supposant un baril à $300
Nb puits
12000
6500
3900
Km
2
6000
2600
1560
puits/Km
2
2
2,5
2,5
Coût des puits
14M$
14,5M$
15M$
168G$
94,2G$
58,5G$
/puits TOTAL %
Superficie totale des
permis: 7350 Km
2
82%
Pétrole en place
46 Gbbl
(milliards de barils)
35%
21%
37,5 Gbbl
16,3 Gbbl
9,8 Gbbl
Valeur
brute si
1,8% réc.
Redevances
20%
202,6 G$
87,8 G$
52,7, G$
40,5 G$
17,6 G$
10,5G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 5,9 G$
- 24,0 G$
- 16,4 G$
Redevances
20%
27G$
11,7 G$
7G$
Valeur brute - coûts - redevances
( Déficit )
- 59,9 G$
- 47,4 G$
- 30,4 G$
Valeur brute si on prend
1,2 % récupération
135,1 G$
58,5 G$
35,1 G$
Coût des puits
TOTAL
scénarios: noir: M.Durand 2014
vert: MERN 2015 - PLUS
jaune: MERN 2015 - MOINS
14M$
14,5M$
15M$
168G$
/puits
94,2G$
58,5G$

13. Valeurs des estimés de pétrole en place non découvert
en milliards de barils
Best (50% chances)
Hydrocarbures Anticosti S.E.C.
Total
Best (50% chances)
33,9
12,23
46,13
30,7
42,9
Hydrocarbures Anticosti S.E.C.
Total
estimés 2011
estimés 2015
12,23
Junex
Low (90% chances) High (50% chances)
Junex
Low (90% chances) High (50% chances)
21,4 53,9
10,21 14,39
31,61 68,29
20.9 45,2
10,21 14,39
31,11 59,6
Pétrolia/Corridor Res.
baisse de 10%

14. Superficie de toute l’Île: 7 923 Km
2
"Les prévisions des réserves pétrolières de l'île d'Anticosti
s'élèvent aux alentours de 30 à 40 milliards de barils de
pétrole, ce qui signifie une valeur brute pouvant atteindre
4000 milliards de dollars" La Presse, 9 sept 2013
"La valeur brute de ces ressources se situe
actuellement autour de 4000 milliards de dollars. Elle
devrait augmenter au cours des prochaines années, avec
la remontée des prix du pétrole" Le Devoir avril 2012
"À 100 $ le baril (probablement un chiffre prudent pour le prix du
pétrole à long terme) et en présumant que seulement un dixième de
ces réserves est récupérable, on parle donc d’une ressource valant la
somme extraordinaire de 400 milliards de dollars"
40 G barils en place
Anticosti, le vol du siècle?
Daniel Breton, a déposé hier après-midi une plainte à la Sûreté du Québec (SQ)
contre le gouvernement Charest, qu'il accuse d'avoir perpétré le «vol du siècle».
Le Devoir, 23 novembre 2011
février 2014:!
115 millions$ d’investissement public

15. MDDELCC août 2014, Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière.
Loi des mines article 204. ... Aucune redevance n'est exigible sur le pétrole,
le gaz naturel ... utilisés sur place... ou sur le gaz naturel brûlé à l'air libre.
Pour terminer, la question du gaz associé…
"Le requérant qui émet dans l’atmosphère une quantité de gaz à effet de serre (GES) égale ou
supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO2 doit déclarer ses émissions »

16. Merci de votre attention