Mexique et États-Unis : des risques énergétiques appelant des régulations

Au cours des années 2013-2014, le Mexique a réformé en profondeur son système énergétique (Lire : Les réformes du secteur de l’électricité au Mexique). Dans ce contexte, l’Agence mexicaine de sécurité, de l’énergie et de l’environnement (ASEA) s’est intéressée, de manière plus systématique et plus approfondie qu’elle ne le faisait auparavant, à la question des dangers, des risques et des dommages liés à l’industrie pétrolière. Bien que son activité n’ait débuté qu’en mars 2015, l’agence a concentré ses efforts de régulation sur les besoins relevant de la mise en œuvre de cette réforme, dont l’ouverture pétrolière est l’un des principaux aspects. (Lire : Les hydrocarbures entre Mexique et États-Unis : de nouveaux risques)

1. D’importants changements institutionnels en cours

Bien des choses sont en train de changer avec la réorganisation de l’industrie qui doit s’adapter à de nouvelles structures de marché. L’ASEA développe ses activités et ses objectifs par ses propres moyens et en collaboration avec d’autres agences et entités nationales, parmi lesquelles le ministère de l’Environnement et des Ressources naturelles du Mexique (SEMARNAT), la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et la Commission nationale des hydrocarbures (CNH).

Le développement de l’infrastructure va désormais de pair avec la libéralisation des marchés du gaz naturel et la réforme qui favorise une participation accrue de l’investissement privé et public-privé dans ce développement. Les gazoducs fonctionnent sur la base de permis d’accès ouvert (open access)^[2] réglementés et contrôlés par la CRE et l’ASEA, dernière venue au titre de la sécurité et de l’environnement. La compagnie pétrolière nationale PEMEX, désormais soumise à une régulation asymétrique, a dû céder son infrastructure de transport au Centre national de contrôle du gaz naturel (CENAGAS), opérateur indépendant du système.  Des périodes de souscription libre (open season)^[3] ont été organisées afin de mettre aux enchères les droits à capacité sur le réseau de gazoducs du pays et au niveau des interconnexions transfrontalières. Tout acteur économique qui souhaite développer une activité dans le domaine du pétrole et du gaz doit obtenir une autorisation environnementale, délivrée par le SEMARNAT après évaluation de son impact environnemental.

Fig. 1 : L’ASEA supervisera les activités pétrolières offshore.

Les missions de l’ASEA se caractérisent par leur ampleur et leur complexité sans avoir, ou du moins pas encore, les ressources nécessaires, humaines et financières^[4]. Pour ne citer qu’un exemple : alors que le Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) des États-Unis se concentre presqu’uniquement sur les puits en eaux profondes, les activités que l’ASEA doit encadrer sont beaucoup plus larges : exploration et production ; puits en eaux profondes, en eaux peu profondes et en terre ; gazoducs, raffinage et usines de raffinage ; stockage et distribution de gaz et approvisionnement de milliers de stations-service (Figure 1). L’Agence doit faire face à toute cette chaîne avec un personnel de direction et administratif d’environ 465 personnes, c’est-à-dire la moitié de l’effectif du BSEE, et à peine 90 inspecteurs.

En raison de la relation énergétique de plus en plus étroite, surtout avec les États-Unis, et du fait qu’une grande partie des flux de marchandises et d’activités s’opère dans les zones frontalières, terrestres et maritimes, il semble intéressant d’examiner ce qui est prévu pour faire face à de nouvelles situations susceptibles d’affecter des vies humaines, des activités économiques et de provoquer des dommages environnementaux de toute sorte. En ce sens, parmi toutes les missions que doit assumer l’ASEA, deux questions méritent une attention toute particulière : les risques et régulations liés au transport transfrontalier de gaz naturel via gazoducs ; l’impact environnemental, notamment sous l’angle des régulations et compensations pour les dommages environnementaux générés par les activités d’exploration et de production d’hydrocarbures, en particulier aux frontières maritimes.

2. Des impacts environnementaux négligés

En Amérique du Nord, l’énergie revêt depuis toujoiurs une grande importance. S’agissant des États-Unis, en plus de l’intérêt constant porté à la sécurité énergétique s’ajoute le rôle que jouent les industries énergétiques dans la croissance économique du pays, dans la mesure où leur développement et leur renouvellement technologique ont une incidence sur différentes branches industrielles, dans un contexte de conception et de mise en œuvre de nouvelles stratégies internationales. Pour le président Donald J. Trump, les propos qui précèdent peuvent se résumer ainsi : arrêter d’insister sur le thème de l’indépendance énergétique de son pays pour dorénavant revendiquer celui de la domination énergétique[5].

Sur ce continent, comme ailleurs, l’importance croissante du gaz naturel se manifeste également dans l’enjeu que représentent les infrastructures nécessaires à son transport, dont le tracé, souvent transfrontalier, implique d’énormes investissements, ainsi que l’intervention des gouvernements et d’autres grands acteurs (Lire : Les marchés du gaz naturel et du GNL). Tout cela a permis l’émergence d’un intérêt tout particulier, exprimé de nombreuses fois en termes de conflits et de pouvoir : la politique des gazoducs[6].

Que ce soit au travers du marché, des infrastructures ou de la coopération sur certaines questions, notamment environnementales, le Mexique ressent les effets de la nouvelle dynamique énergétique créée par son principal partenaire. Au cours de la deuxième décennie de ce siècle, on a observé une corrélation entre la croissance de la production de pétrole et de gaz naturel aux États-Unis, la chute des prix de ces sources d’énergie, l’augmentation de la demande en essence et en gaz naturel au Mexique et une capacité de raffinage en adéquation avec les caractéristiques du pétrole exporté par le Mexique. À cela devrait s’ajouter la baisse de la production et des réserves de gaz naturel au Mexique, ainsi que de sa capacité de raffinage, ce qui a provoqué une augmentation considérable des importations (Lire : Mexique : PEMEX pris en étau entre héritage révolutionnaire et marché). Il s’agit là d’un alignement sur des dynamiques externes, causé par des manques et des faiblesses internes.

Il semblait que la réforme énergétique de 2013-2014 et l’Accord de libre-échange nord-américain (ALENA) favoriseraient le développement sans entrave d’une relation énergétique transparente et plus sûre. L’ouverture aux investissements privés, nationaux et étrangers, permettrait de rehausser les niveaux de réserves et de production de pétrole et de gaz naturel, ce qui améliorerait l’approvisionnement énergétique du pays. De même, alors que des niveaux optimaux avaient été atteints en matière d’extraction et de transformation, c’est sur l’investissement privé que devaient reposer l’importation et la mise à disposition des infrastructures nécessaires, et ce conformément aux nouveaux cadres institutionnels et réglementaires.

C’est dans ce contexte qu’a été créée l’ASEA. Auparavant, il n’existait pas de cadre réglementaire, ni d’organe de régulation qui aurait permis d’exiger des opérations sûres à PEMEX. Cet organisme décentralisé, en effet, n’avait pas réussi à développer une culture de sécurité spécifique aux activités à haut risque ou une capacité de réponse et de révision de ses méthodes face à des catastrophes telles que la marée noire de British Petroleum (BP) dans le golfe du Mexique, conséquence de l’accident de la plateforme pétrolière Deepwater Horizon le 22 avril 2010^[7]. Il était difficile de formuler des recommandations ou de définir des actions tournées vers l’avenir alors même qu’on ne comprenait pas comment survenaient les accidents et que les informations relatives à ces derniers n’étaient ni réunies ni traitées (Figure 2).

Fig. 2 : L’accident Deepwater Horizon.

À cet égard, les positions adoptées par les dirigeants de la filiale PEMEX Exploration et production^[8] quant au programme de forage en eaux profondes et ultra-profondes pour 2010, année au cours de laquelle s’est produit l’accident mentionné, illustrent bien la situation. Ils ont soutenu qu’il n’existait aucune raison de modifier le programme de forage dans la ceinture géologique plissée de Perdido dans la région du golfe du Mexique, où le forage du puits Maximino était imminent, puits situé à 3 128 m sous la surface de la mer, c’est-à-dire à une profondeur supérieure à celle du puits Macondo, potentielle réserve d’hydrocarbures, où avait eu lieu l’accident. Il convient aussi de rappeler qu’à cette époque, le Mexique ne disposait pas de règles spécifiques en matière d’environnement et de sécurité industrielle pour les eaux profondes et ultra-profondes, un vide juridique surprenant face aux risques de dommages environnementaux inhérents aux infrastructures existantes ou en construction et au vu des activités d’exploration et de production d’hydrocarbures (Lire : A descoberta do Pré-Sal).

Il est nécessaire de réunir des informations sur les faits survenus à la plateforme Ixtoc I en 1979^[9] et concernant les accidents catastrophiques dont Pemex a souffert au fil des ans sans avoir pour autant développé une culture de sécurité et de vigilance aux conséquences environnementales des activités pétrolières. Il y avait forcément des mesures de prévention et des actions, mais elles ne faisaient pas l’objet d’un examen public, comme c’est souvent le cas dans les monopoles qui s’autorégulent. Il est également nécessaire de recueillir plus d’informations sur les éventuelles recommandations et la façon dont elles ont été mises en œuvre par PEMEX et ses entrepreneurs, ainsi que sur les éventuelles discussions avec les autorités américaines pour la mise en place de directives et de règles concernant les puits situés à proximité de la frontière des États-Unis.

Outre Ixtoc I, on peut aussi évoquer l’accident survenu le 23 octobre 2007, lorsque la plateforme de forage Usumacinta de la société mexicaine Perforada Central a perdu le contrôle de l’un des puits de la plateforme de production Kab 101, située à 18 km du port de Frontera, en eaux peu profondes du littoral de l’État mexicain de Tabasco. Lors de cet accident, 22 personnes ont perdu la vie, un bilan supérieur à celui du Deepwater Horizon, et le puits est resté hors de contrôle pendant 51 jours, occasionnant le rejet de gaz et de pétrole brut dans l’environnement.

Ces situations constituent des précédents importants en termes de sécurité industrielle et de régulation concernant la protection de l’environnement en eaux peu profondes, profondes ou ultra-profondes. Il serait intéressant de vérifier les traces laissées par tous ces événements, maintenant qu’a été ouverte la partie mexicaine du golfe du Mexique, limitrophe de celle des États-Unis et de certaines eaux territoriales cubaines^[10].

Quoi qu’il en soit, si l’ancienne forme d’organisation de l’industrie pétrolière présentait des manques et des faiblesses, avec une présence prédominante de l’État, souvent en situation de monopole, de nouveaux problèmes apparaissent aujourd’hui avec l’intervention de nouveaux acteurs privés, qui doivent être soumis aux mêmes exigences que celles imposées actuellement à PEMEX^[11]. Le fait que ce ne soit pas le cas inquiète même des observateurs à l’étranger^[12]. Certains précédents doivent être examinés pour ce qui concerne le comportement des compagnies pétrolières, aussi bien dans les pays en développement (une affaire emblématique est celle de Chevron contre lequel l’Équateur et les sinistrés ont engagé des poursuites) que dans les pays développés. Un exemple sur lequel divers médias ont diffusé de nombreuses informations est l’affaire Exxon Valdez : en 1994, un tribunal d’Alaska a condamné Exxon à verser cinq milliards de dollars de dommages-intérêts. Après 14 ans de procédures et de recours, la Cour suprême des États-Unis a jugé que la compagnie pétrolière n’en devait que 507,5 millions.

3. De nécessaires infrastructures

Il existe depuis longtemps des échanges énergétiques entre les pays d’Amérique du Nord, particulièrement intenses entre le Canada et les États-Unis^[13], mais aussi entre les États-Unis et le Mexique, bien que ces échanges soient moins nombreux et de moindre importance^[14]. Quand on parlait, il y a quelques années encore, d’intégration énergétique ou de marchés énergétiques d’Amérique du Nord, c’était surtout en référence à la relation entre les deux premiers. Les flux de biens, de services et de capitaux, les infrastructures (notamment un réseau complexe d’oléoducs et de gazoducs) et les marchés avaient atteint un degré élevé d’intégration et les entreprises réalisaient tout type d’activités, tant au Canada qu’aux États-Unis (Figure 3).  Pour toutes ces raisons, on avançait l’idée suivante : « nous devrions peut-être considérer les États-Unis et le Canada comme un seul bloc »[15].

Fig. 3 : Un réseau complexe d’oléoducs et gazoducs. [Source : géomondiale.fr]

Pour ce qui est de la relation entre le Mexique et les États-Unis, il est utile de rappeler ce que précisait un rapport élaboré en collaboration avec le Conseil mexicain des relations internationales (COMEXI), plus spécifiquement au sujet de l’électricité, bien qu’il soit fait référence au secteur énergétique de façon générale :

Il n’existe pas de feuille de route énergétique pour la région frontalière. Il n’existe pas un vrai marché de l’électricité à travers la frontière, aucun plan binational pour la production ou la transmission d’électricité, et aucun programme visant à développer de nouvelles technologies ou des réserves énergétiques (Comexi et Pacific Council on International Policy, 2009 : 39).

Depuis, des changements ont été réalisés au niveau des interconnexions, tant électriques que gazières. Le Mexique est devenu une destination d’importance majeure pour les exportations des États-Unis, en particulier pour l’essence, le diesel, le gaz naturel et le gaz domestique (GLP). D’après l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les exportations de gaz naturel des États-Unis, dont une grande partie est destinée au Mexique, ont augmenté de 300 % entre 2010 et 2017 et elles devraient encore doubler d’ici deux ans^[16]. En 2017, 81 % du gaz naturel importé au Mexique provenait des États-Unis. Ces importations ne nécessitent pas l’obtention de permis du SENER (ministère de l’Énergie du Mexique), ne sont pas taxées et toute personne peut s’en occuper, bien que les plus grands importateurs soient à ce jour PEMEX  et la CFE (Commission fédérale de l’électricité). Du côté des États-Unis, la législation en vigueur prévoit que les exportations de gaz naturel fassent l’objet d’une autorisation du ministre de l’Énergie, autorisation qu’il donne s’il considère qu’elles servent l’intérêt national. L’autorisation est accordée de façon presque systématique lorsque les exportations sont destinées à un pays avec lequel les États-Unis ont signé un accord de libre-échange, tel que l’ALENA, mais la renégociation de cet accord depuis l’élection de Donald Trump a introduit des doutes à ce sujet.

Le commerce de l’énergie nécessite de multiples infrastructures : des gazoducs et des oléoducs, souvent transfrontaliers, des lignes de transmission et des interconnexions, dans le cas de l’électricité^[17]. Il en va de même pour l’exploration et la production de pétrole, qu’il soit destiné à la consommation intérieure ou à l’exportation. L’industrie pétrolière dans la partie américaine du golfe du Mexique illustre bien la complexité des infrastructures liées à l’exploration et à la production de pétrole : une vaste configuration comprenant des entreprises, des puits, des plateformes, des activités de transformation, des navires pétroliers, des systèmes de transport.

Notes et références

[1] Sous le titre « Nuevos riesgos y requerimientos de regulacion : infraestructuras energeticas y actividades de exploracion y produccion en las fronteras con Estados Unidos »(pp. 25-58), il s’agit du chapitre 1 d’un rapport co-édité par Alejandra Elizondo y Mauricio I. Dussange Laguna,  intitulé « ASEA. Un nuevo modelo de institucion del Estado mexicano », 2018, 300 p.  Sur une version initiale et provisoire de l’article, l’auteur a reçu des commentaires dans le cadre du séminaire « Énergie, ressources naturelles et développement durable » organisé par le Master d’économie de l’UNAM (Université nationale autonome du Mexique), notamment de Magdalena González Mares, Jimena Romero Herrera, Mónica Santillán Vera et Daniel A. Pacheco Rojas.

[2] On permet aux acteurs du marché d’utiliser la capacité d’un conduit, d’un réseau, d’un équipement de stockage de gaz et d’autres équipements similaires. Ce procédé est essentiel à la libéralisation du marché et contraste avec le modèle dans lequel les propriétaires du système de transport ou de stockage sont les propriétaires de tout le gaz qui circule grâce à leurs installations.

[3] Il s’agit d’un processus réalisé par des transporteurs de gaz naturel au cours duquel les utilisateurs du service de transport de gaz naturel par conduit sont invités à soumettre des demandes pour recourir à leurs services selon la modalité de réservation de capacité à valeur fixe (CENAGAS).

[4] Cette situation n’est pas propre à l’ASEA. D’autres agences, y compris la CNH elle-même, ont eu du mal à suivre le rythme et les exigences de la réforme énergétique, étant donné leurs limites en ressources humaines, matérielles et réglementaires pour réguler des centaines de rapports contractuels. Cela n’est pas sans conséquence pour l’environnement, puisque les risques découlent de ces rapports et que le système de régulation n’est pas encore assez solide pour contrôler ou minimiser ces risques. Cela a aussi des conséquences sur la souscription d’assurances dans le but d’obtenir des ressources, en cas d’indemnisations à ce titre, qui pourraient être utilisées en matière environnementale.

[5] De la Vega Navarro Angel, 2017.

[6] Dastan Ali, 2018.

[7] Malgré tout, il convient de relever ce qui a été exprimé lors de la création de la commission bipartiste nommée par le président Obama pour enquêter sur la catastrophe et formuler des propositions : « Les cinq principales compagnies pétrolières ont eu recours à un plan d’action commun et clairement inadapté pour faire face à une marée noire de grande ampleur » (John M. Broder, 2010).

[8] En 2010, après cet accident, Adrián Lajous a écrit : « Le silence officiel qui a prévalu au Mexique concernant les éventuelles conséquences de l’accident [de BP dans le champ Macondo du golfe du Mexique] a seulement été troublé par les déclarations imprudentes de certains responsables de PEMEX Exploration et production, qui niaient catégoriquement que cet accident remettrait en cause leur programme d’exploration en eaux profondes ». Juan Carlos Zepeda, président de la Commission nationale des hydrocarbures, a par ailleurs exprimé ses inquiétudes au sujet des plans de PEMEX en eaux ultra-profondes, en raison du manque d’expérience de l’entreprise dans ces activités et de son manque de préparation pour faire face à un accident grave ou à une marée noire. Ses déclarations sont apparues dans la presse mexicaine, ainsi que dans une interview publiée dans The Wall Street Journal du 15 février 2012.

[9] L’Ixtoc I était un puits exploratoire foré par PEMEX, situé dans le golfe du Mexique à 94 kilomètres de Ciudad del Carmen (État mexicain de Campeche). Il a été détruit par une explosion le 3 juin 1979, ce qui a eu pour conséquence directe une marée noire qui a duré plus de 9 mois, estimée à plus de 3,3 millions de barils. Voir Jernelöv y Lindén, 1981, et Teal y Howarth, 1984.

[10] Il existe une coopération intéressante entre Cuba et les États-Unis sur certaines questions environnementales depuis l’accident et la marée noire de 2010 ainsi que les projets de Cuba dans les eaux profondes de sa zone économique exclusive. Des réunions ont été organisées, comme celle financée par la Brookings Institution et l’Environmental Defense Fund (EDF) (A new era for U.S.-Cuba Relations on Marine and Coastal Resources Conservation). Lors de cette réunion ont été repérées des zones de collaboration, visant la protection d’écosystèmes partagés, marins et côtiers, dans le golfe du Mexique, la mer des Caraïbes et l’océan Atlantique. D’autres institutions, comme le Harte Research Institute (HRI), promeuvent des approches trilatérales pour comprendre l’écosystème du golfe du Mexique, partagé entre le Mexique, les États-Unis et Cuba.

[11] L’entreprise PEMEX est connue pour son inefficacité, notamment en raison de sa contribution aux finances publiques et de la corruption. Si on la traite désormais comme n’importe quel entrepreneur, cela doit s’accompagner d’un meilleur cadre de concurrence et de l’application des mêmes standards à tous ceux qui explorent et exploitent les hydrocarbures.

[12] « Petróleos Mexicanos, dit PEMEX, a longtemps agi avec une faible surveillance environnementale, une pratique qui se maintiendra probablement au fur et à mesure que le secteur privé reprendra les opérations. […] Éclipsée par la couverture médiatique de la violence et de la corruption liées aux drogues, la faiblesse de l’état de droit environnemental mexicain n’a fait que s’accentuer sans que personne ne s’en rende compte. Cela est particulièrement inquiétant du fait que l’initiative privée est désormais prête à forer les fonds marins et les sous-sols du pays selon des procédés nouveaux et potentiellement dangereux » (Sellers, 2016).

[13] On pense plus ici au gaz naturel, dont le Canada est un fournisseur important, qu’au pétrole. Cependant, s’agissant de pétrole brut, le Canada est le fournisseur le plus important des États-Unis, avec des exportations à hauteur de 4 millions de barils par jour en 2017, c’est-à-dire plus que toutes les exportations de l’OPEP vers ce pays.

[14] Malgré la diminution de ses exportations pétrolières, le Mexique demeure le troisième fournisseur de pétrole brut des États-Unis, avec un niveau d’exportations qui a atteint les 682 000 barils par jour en 2017.

[15] Joskow P.L., 2015.

[16]  U.S. Natural Gas Exports and Re-Exports by Point of Exit. (28 août 2018). Récupéré sur : https://www.eia.gov/dnav/ng/NG_MOVE_POE2_DCU_NUS-NMX_A.htm

[17]  C’est une question importante, et qui aura encore plus d’importance dans les années à venir, mais que nous n’aborderons pas dans cet article, étant donné qu’elle n’entre pas dans le champ de compétences de l’ASEA.

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