Département de la

ENQUÊTE PUBLIQUE

Relative à la demande de concession de mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine »

Enquête du 10/09/2020 au 13/10/2020 inclus

RAPPORT D'ENQUETE

Tome 1

Concession Bleue Lorraine 1

Sommaire:

Rapport d'enquête

1- Généralités. 1.1 Objet de l'enquête. 1.2 Situation du projet 1.3 Nature et objectif du projet 1.4 Cadre administratif et réglementaire. 1.5 Dossier soumis à enquête

2- Organisation et déroulement de l'enquête. 2.1 - Organisation de l'enquête. 2.2 - Publicité et information du public 2.3 - Permanences des commissaires enquêteurs 2.4 - Contacts, visite des lieux et audition du porteur de projet 2.5 - Déroulement de la procédure 2.6 - Observations du public, propositions et contre- propositions, synthèse et analyse 2.6.1 - Participation du public 2.6.2 - Observations du public 2.7 - Clôture de l'enquête et remise des documents

3- Annexes

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1 – Généralités

1.1 Objet de l’enquête L'enquête publique a pour objet la présentation au public du projet de concession de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine », dans un but d’information et de participation aux décisions le concernant ainsi que la prise en compte des intérêts des tiers lors de l’élaboration des décisions susceptibles d’affecter l’environnement.

1.2 Situation du projet La demande de concession porte sur une partie du département de la Moselle, au droit du gisement houiller lorrain. Les deux périmètres de la concession couvrent une superficie d’environ 191 km2. Ils incluent entièrement 6 communes et partiellement 34 communes. Les sommets des deux périmètres sont délimités par les arcs de méridiens et de parallèles joignant les sommets définis ci-après par leurs coordonnées géographiques, le méridien origine étant celui de Paris et le parallèle origine étant l’équateur.

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Définition des sommets

sommets méridien parallèle A 4,70 gr E 54,60 gr N B 4,90 gr E 54,60 gr N C 4,90 gr E 54,50 gr N D 4,70 gr E 54,50 gr N E 5,00 gr E 54,60 gr N F 5,10 gr E 54,60 gr N G 5,10 gr E 54,54 gr N H 5,09 gr E 54,54 gr N I 5,09 gr E 54,52 gr N J 5,08 gr E 54,52 gr N K 5,08 gr E 54,51 gr N L 5,06 gr E 54,51 gr N M 5,06 gr E 54,50 gr N N 5,00 gr E 54,50 gr N

Liste des 6 communes entièrement incluses dans le périmètre : - , Farébersviller, , , Tritteling-Redlach et Valmont

Liste des 34 communes partiellement inclues dans le périmètre : - , , Béning-Les-Saint-Avold, , , Cappel, , Créhange, , Elvange, , Flétrange, , , , Haute-Vigneulles, , Hombourg-Haut, Hoste, , , Longeville-Les- Saint-Avold, , , Narbéfontaine, Pontpierre, Puttelange-Aux-Lacs, Saint-Avold, , , Téting-sur-Nied, Théding, Val-Ebersing et .

Le siège de l'exploitation sera à l'adresse de son siège social (actuellement 1 avenue Saint- Rémy Espace Pierrard 57600 - ).

1.3 Nature et objectif du projet La demande de concession permet au pétitionnaire d'obtenir la possibilité exclusive de réaliser des forages en vue de produire du gaz de couche. Le périmètre d'exploitation doit être contenu dans l'emprise de la zone du permis de recherches «Permis Bleue Lorraine ». La décision d'obtention de la concession est prise en Conseil d'Etat, le refus fait l'objet d'un arrêté ministériel. La réalisation de forages d’exploitation au sein de la concession est soumise à une DAOTM (Demande d'Autorisation d'ouverture de Travaux Miniers). Chaque DAOTM fera l’objet d’une enquête publique et l'autorisation sera délivrée par le préfet. La concession est sollicitée pour une durée de validité allant jusqu’au 1er janvier 2040.

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Potentiel du gisement : La Française de l'Energie, qui a pris la suite de la société EGL, a obtenu un permis de recherches d'hydrocarbures liquide ou gazeux. Dans ce cadre la société a réalisé un certain nombre de forages de recherches. L'exploitation des données recueillies a conclu à la faisabilité technique et économique de l'exploitation du gisement de gaz de couche sur le périmètre considéré. Le potentiel de ressource en gaz, détaillé dans le dossier de présentation, indique une réserve prouvée de 1783 millions de m3 et une réserve probable de 2144 millions de m3 selon les données de 2018. Les potentiels de gaz disponibles ont été certifiés à trois reprises, en 2012 et 2015 par Beicip Franlab (Institut Français du Pétrole – Energie renouvelable) et en 2018 par la MHA Pétroleum Consultant. Exploitation du gisement de gaz de couche : Le gaz de couche est très majoritairement constitué de méthane, celui-ci est contenu dans le charbon présent dans le gisement du bassin houiller lorrain (10 à 15m3 par tonne de charbon). La production du gaz de charbon s'effectue par forage de drains horizontaux dans la veine de charbon. Le pompage de l'eau contenu dans la veine fait diminuer localement la pression et le gaz présent dans le charbon migre vers les drains grâce à sa porosité naturelle. Les drains d'une longueur variable de plusieurs centaines de mètres sont réalisés à partir de forages dirigés à une profondeur d’environ 1000m. La production de gaz se fait en deux étapes : - la réalisation du forage à partir d'une plateforme d'environ un hectare qui nécessite l'installation et la mise en œuvre du matériel de forage pour une durée de 10 à 12 semaines. Cette opération est comparable à un forage de production d'eau ou de pétrole. - l'exploitation proprement dite du forage sur cette même plateforme fait appel à une installation de pompage, de traitement et d'utilisation du gaz. Celui-ci est soit traité et injecté directement dans un réseau de distribution, soit utilisé pour faire de la cogénération (production de courant électrique et de chaleur), soit liquéfié ou comprimé pour obtenir du GNL ou du GNC. L'option retenue dépendra des conditions locales (présence du réseau de distribution...... ) Le volume d'eau produit à cette occasion est d’environ 50 m3 par mois et par forage. Impacts environnementaux Selon la notice d'impact, les effets sur l'environnement durant la phase de réalisation des travaux seront négligeables et en totale conformité avec la réglementation en vigueur. En ce qui concerne la phase de production la société privilégiera les implantations permettant une injection directe du gaz produit dans les réseaux publics ou privés, ce qui constitue la solution la moins impactante.

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Chaque forage fera l'objet d'une étude exhaustive relative à la faune et la flore, aux effets induits sur le milieu naturel, ceci dans le cadre d'une étude d'impact obligatoire pour chaque DAOTM (demande d'autorisation d'ouverture de travaux minier) évaluée par l'administration. A l’arrêt de l'exploitation, les plateformes seront rendues dans leur état initial à leurs propriétaires fonciers. Incidences sociaux-économiques du projet Dans le cadre du permis d’exploration « Permis Bleue Lorraine », La Française de l’Energie a investi la somme 40 millions d'euros pour la réalisation des forages d’exploration du gisement, les études et les frais de structure. Elle a prévu d'investir plusieurs centaines de millions d'euros sur les vingt prochaines années pour exploiter la future concession et elle dispose pour cela des moyens financiers nécessaires. Dans le dossier, la société donne quelques éléments de chiffrage des coûts d'investissement et d'exploitation, elle précise également les différentes taxes et redevances qu'elle devra reverser à l'état et aux collectivités publiques. Les simulations réalisées pour les différentes plateformes envisagées démontrent selon elle la rentabilité économique du projet. Une part importante des dépenses d'investissement et de fonctionnement bénéficie au tissu économique local, régional et national, par les commandes de matériels et de prestations de services (environ 70 partenaires et sous-traitants locaux). L 'impact sur l'emploi direct restera relativement faible. Les collectivités publiques bénéficient de la redevance minière basées sur la quantité de gaz produite, l'état perçoit la taxe progressive. La société sera amenée à verser la contribution économique territoriale (CET) ainsi que l'imposition forfaitaire des entreprises (IFR).

14 Cadre administratif et réglementaire La présente enquête fait suite à la demande de concession présentée le 26 novembre 2018, complétée le 13 juin 2019 par la Société Française de l'Energie en vue d'obtenir une concession de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine » Le 11 octobre 2019 le rapport de la Direction Régionale de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement (DREAL) déclare le dossier recevable. Historique de la demande Une première demande de permis exclusif de recherches est déposée le 17 juillet 2002 par la société Héritage Pétroleum et accordée le 24/11/2004 par arrêté ministériel. Deux périodes de prolongation du permis ont été accordées par la suite conformément au tableau ci-dessous.

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Date de fin de validité Objet Date de l’arrêté Surface de la période

Octroi du permis 24/11/2004 30/11/2008 460 km2

Prolongation 2ème 09/04/2010 30/11/2013 262 km2 période

Prolongation 3ème 21/09/2015 30/11/2018 198 km2 période

Conformément à l’article L 142-4 du code minier, si un permis exclusif de recherches vient normalement à expiration définitive avant qu'il soit statué sur une demande de concession introduite par son titulaire, la validité de ce permis est prorogée de droit sans formalité jusqu'à l'intervention d'une décision concernant la demande de concession. Cette prorogation n'est valable que pour les substances et à l'intérieur du périmètre définis par la demande de concession Le 26 novembre 2018 la société Française de l'Energie fait état d'une demande complétée le 13 juin 2019 en vue d'obtenir une concession de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dites « Concession Bleue Lorraine », prorogeant ainsi la validité du permis exclusif de recherche en vigueur à cette date. Textes réglementaires - Les articles L111-1 1er alinéa, L161-1 et suivants, L162-1 et suivants du code minier et en particulier l'article L162-4 qui prévoit l'organisation d'une enquête conformément au chapitre III du titre II du livre 1er du code de l'environnement. - Les articles L122-1 et suivants, L123-1 et suivant, R122-9, R123-1 et suivants du code de l'environnement. - Le décret 2006-648 du 2 juin 2006 modifié relatif aux travaux miniers et aux travaux de stockage souterrain, notamment ses articles 24 à 32. - L'arrêté ministériel du 26 novembre 2004 accordant le permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dit « Permis Bleue Lorraine » à la société Héritage Pétroleum PLC. - L'arrêté du 18 août 2006 mutant le permis susvisé au profit des sociétés Héritage Pétroleum PLC et European Gas Limited conjointes et solidaires. - Les arrêtés du 9 avril 2010 et du 21 septembre 2015 prolongeant le permis de recherches dit « Permis Bleue Lorraine » jusqu'au 30 novembre 2018 . - Le rapport de la DREAL , déclarant le dossier recevable.

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- La décision de Monsieur le Président du Tribunal Administratif de Strasbourg du 5 mars 2020 désignant Monsieur René MULLER président de la commission d'enquête et Messieurs Michel BOUR et Philippe HENNEQUIN en qualité de membre de la commission d'enquête . - L'arrêté du 6 août du Préfet de la Moselle prescrivant l'ouverture d'une enquête publique relative à la demande de concession de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine », présentée par la Société Française de l'Energie. - La loi N°2020-290 du 23 mars 2020 d'urgence pour faire face à l'épidémie de Covid-19.

1.5 Dossier soumis à enquête Un premier dossier d'enquête a été transmis à la commission d' enquête par mail le 20 février 2020. A l'occasion de la réunion de la commission d'enquête avec les représentants de la préfecture, autorité organisatrice, nous avons demandé à étoffer ce dossier qui ne comportait que les éléments d'identification du pétitionnaire, deux cartes de délimitation des périmètres et une notice d'impact, ce qui nous a semblé notoirement insuffisant. En effet une information sur les modalités de forage et d''exploitation des plateformes ainsi que des éléments sur le financement et l'économie du projet nous paraissaient indispensables pour une bonne information du public. C'est ainsi qu'un dossier plus conséquent nous a été transmis le 4 mars 2020 par mail et le 23 août 2020 en version papier. C'est ce même dossier qui est soumis à enquête. Il figure sur le site internet de la préfecture et il est accessible au public. Composition du dossier présenté au public Le dossier soumis à enquête est intitulé LETTRE DE PETITION DU DEMANDEUR et comporte 7 pièces : 1 - Identification du demandeur 2 - Mémoire technique 3 - Carte des zones et des périmètres de la concession 4 - Descriptif des travaux 5 - Notice d'impact 6 - Capacités techniques et financières du demandeur 7 - Engagement administratif

Ce dossier constitue une bonne présentation et permet une compréhension globale du projet. Nous avons cependant constaté des erreurs sur des chiffrages dont nous avons demandé la correction. Les communes dans l'emprise du périmètre de la concession ont été destinataires du dossier allégé, comprenant les pièces 1, 3, 5. Elles doivent impérativement consulter le dossier complet numérisé pour être informées de tous les aspects du projet.

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2 - Organisation et déroulement de l'enquête

2.1 – Organisation de l’enquête Par lettre enregistrée au TA le 03/03/2020, Monsieur le Préfet de la PREF57 – DIR LIBERTES PUBLIQUES a demandé au tribunal administratif de Strasbourg la désignation d'une commission d’enquête en vue de procéder à la présente enquête publique. Par décision n° E20000023/67 du 05/03/2020 Monsieur le président du Tribunal Administratif de Strasbourg a désigné la commission d’enquête suivante constituée de trois commissaires enquêteurs : - Monsieur René MULLER, en qualité de Président de la commission d’enquête - Monsieur Philippe HENNEQUIN, en qualité de membre titulaire - Monsieur Michel BOUR, en qualité de membre titulaire Par arrêté DCAT/BEPE/N° 2020-130 du 06 août2020 (annexe 1), Monsieur le Préfet de la Moselle a prescrit l’ouverture et l’organisation de l’enquête publique relative à la demande de concession de mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine » présentée par la Française de l’Energie. Le siège de l’enquête publique a été fixé à la Préfecture de la Moselle, 9 Place de la Préfecture, à (57034). L’enquête publique s’est déroulée du 10 septembre au 13 octobre 2020 inclus soit une durée de 34 jours consécutifs. Pendant la durée de l’enquête, le dossier relatif à la demande de concession de mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux dite « Concession Bleue Lorraine » était accessible : - de 8h30 à 15h30 en préfecture de la Moselle, en version papier dans le bureau 204 après prise de rendez-vous au minimum 24h auparavant au 0387348894 ; - sous format papier et aux horaires d’ouverture habituels dans les mairies de Farébersviller, Folschviller, Longeville-les-Saint-Avold et Faulquemont, désignées comme lieux d’enquête pour la tenue des permanences de la commission d’enquête ; - sur le site internet de la préfecture de la Moselle : www.moselle.gouv.fr - publications - publicité légale installations classées et hors installations classées - arrondissement de Forbach - Boulay-Moselle ; - sur un ordinateur mis à la disposition du public dans le hall d’accueil de la préfecture après prise de rendez-vous au minimum 24h auparavant au 0387348894 ; - au ministère chargé des mines ; - sur demande et aux frais du demandeur dès la publication de l’arrêté de mise à enquête, en adressant une demande écrite à l’adresse suivante : Direction de la Coordination et de l’Appui Territorial – Bureau des Enquêtes Publiques et de l’Environnement – B.P. 71014 – 57034 Metz Cedex.

2.2 - Publicité et information du public L’avis d’enquête publique (annexe 2) a été publié par voie d’affichage, dans les espaces dédiés aux informations au public, quinze jours avant le début de l’enquête et pendant toute la durée de celle-ci : - à la préfecture de la Moselle, siège de l’enquête ; - dans les 40 communes concernées par la concession dite « Concession Bleue Lorraine » :

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Altviller, Bambiderstroff, Barst, Béning-Les-Saint-Avold, Boucheporn, Bousbach, Cappel, Cocheren, Créhange, Diebling, Elvange, Farébersviller, Farschviller, Faulquemont, Flétrange, Folkling, Folschviller, Hallering, Haute-Vigneulles, Henriville, Hombourg-Haut, Hoste, Lachambre, Laudrefang, Lelling, Longeville-Les-Saint-Avold, Loupershouse, Macheren, Narbéfontaine, Pontpierre, Puttelange-Aux-Lacs, Saint-Avold, Seingbouse, Tenteling, Téting- sur-Nied, Théding, Tritteling-Redlach, Val-Ebersing, Valmont et Zimming. L’accomplissement de cette formalité est justifié par une attestation d’affichage établie par les maires et le préfet (annexe 3). L’affichage dans les 40 communes de la concession a été vérifié par les membres de la commission d’enquête 15 jours avant le démarrage de l’enquête. - publié au Journal Officiel de la République Française huit jours au moins avant le début de l’enquête (annexe 4) ; - publié par le préfet quinze jours au moins avant le début de l’enquête et rappelé, dans les huit premiers jours de celle-ci, dans deux journaux locaux, le Républicain Lorrain et les Affiches d’Alsace et de Lorraine (annexe 5): première parution: - dans le Républicain Lorrain du 21 août 2020 - dans les Affiches d’Alsace et de Lorraine n°66/67 du 18/21 août 2020 deuxième parution : - dans le Républicain Lorrain du 11 septembre 2020 - dans les Affiches d’Alsace et de Lorraine n° 74 du 15 septembre 2020 - publié durant ce même délai sur le site de la préfecture de la Moselle : www.moselle.gouv.fr « publicité légale installations classées et hors installations classées » - « arrondissement de Forbach – Boulay-Moselle ». Le journal local « Le Républicain Lorrain » du jeudi 8 octobre a également consacré un article sur deux pages à l’enquête publique en cours. Plusieurs thèmes y sont abordés : - pourquoi une enquête publique - quel territoire est concerné - pourquoi certains maires refusent de donner un avis sur ce dossier - comment la Française de l’Energie défend son projet - où seraient implantés les puits - quel impact sur l’emploi On y trouve également un article sur la Française de l’Energie, premier producteur de gaz en ainsi qu’une interview du maire de Cocheren sur le projet. Observation : la communication par la préfecture de 2 types de dossiers, l'un complet dans les communes définies comme lieux d’enquête et sur le site du registre dématérialisé, l'autre "allégé" c’est à dire uniquement la notice d’impact dans toutes les autres communes de la concession, a créé une confusion en particulier pour ces dernières qui souvent se sont plaintes de ne pas avoir plus d’informations à leur disposition pour se forger un avis. La commission d’enquête estime que cet argument n’est pas recevable. Les municipalités avaient la possibilité de consulter l’ensemble du dossier sur le site en ligne dédié. De plus, La Française de l’Energie avait proposé une présentation du projet à chaque commune qui le souhaiterai. Seules 2 communes sur 40 en ont fait la demande.

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2.3 - Permanences des commissaires enquêteurs

Les permanences des commissaires enquêteurs ont été tenues dans les 5 lieux d’enquête publique retenus, conformément au tableau ci-dessous.

Communes et lieux de Adresses Dates et horaires des permanences consultation et de permanences d’un commissaire enquêteur

METZ 9, Place de la Préfecture Jeudi 10 septembre 2020 de 9h00 à Préfecture (siège de l’enquête) 57034 - METZ 11h00 Mardi 13 octobre 2020 de 13h30 à 15h30

FAREBERSVILLER Place de Lorraine Jeudi 10 septembre 2020 de 9h00 à Mairie 57450 - 12h00 FAREBERSVILLER Mercredi 23 septembre de 14h00 à 17h00 Mardi 6 octobre 2020 de 14h30 à 17h30

FOLSCHVILLER Rue d’Usson-du-Poitou Jeudi 10 septembre 2020 de 9h00 à Mairie 57730 - FOLSCHVILLER 12h00 Mardi 22 septembre 2020 de 14h00 à 17h00 Vendredi 9 octobre 2020 de 14h00 à 17h00

LONGEVILLE-LES-SAINT 25b rue des Alliés Lundi 14 septembre 2020 de 9h00 à AVOLD 57740 – LONGEVILLE- 12h00 Mairie LES-SAINT-AVOLD Mercredi 30 septembre 2020 de 13h00 à 16h00 Mardi 13 octobre 2020 de 14h00 à 17h00

FAULQUEMONT Rue Hôtel de Ville Vendredi 18 septembre 2020 de 9h00 Mairie 57380 - FAULQUEMONT à 12h00 Vendredi 2 octobre 2020 de 13h30 à 16h30 Mardi 13 octobre 2020 de 14h30 à 17h30

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2.4 – Contacts, visite des lieux et audition du porteur de projet

Avant le démarrage de l’enquête, la commission d’enquête a pris contact avec La Française de l’Energie. Une première rencontre avec Monsieur Romain Chenillot, géologue géomaticien, et Monsieur Christophe Muller, responsable logistique, a permis à la société de nous exposer son projet. Une visite du site de forage d’exploration de Lachambre a complété notre information et nous avons pu obtenir à ce stade toutes les réponses à nos questions. Une seconde rencontre a eu lieu lors de la remise du PV de synthèse (annexe 6) le 20 octobre 2020. Lors de cette réunion, nous avons abordé les interrogations soulevées par le public lors de l’enquête publique.

2.5 - Déroulement de la procédure

Pendant toute la durée de l’enquête publique, les personnes intéressées pouvaient consigner leurs observations, avis et propositions relatifs au dossier : - sur un registre d’enquête (à feuillets non mobiles et paraphé par la commission d’enquête) dans les 5 lieux d’enquête comme indiqué dans le tableau des permanences ci-dessus, aux jours et horaires habituels d’ouverture au public, sauf les jours fériés et jours de fermetures exceptionnelles ; - par écrit à la Préfecture de la Moselle, 9 place de la Préfecture B.P. 71014 – 57034 METZ Cedex1, Bureau des Enquêtes Publiques et de l’Environnement, à l’attention du Président de la commission d’enquête ; - sur le registre électronique, fortement recommandé et à privilégier, accessible par le site internet de la préfecture : : www.moselle.gouv.fr - publications - publicité légale installations classées et hors installations classées - arrondissement de Forbach - Boulay-Moselle ; - à défaut d’accès au registre électronique susmentionné, le public pouvait émettre ses observations par mail à l’adresse suivante : [email protected]

Les registres format papier ont été clos le mardi 13 octobre 2020 par les Commissaires Enquêteurs à l'issue de la dernière permanence. Le registre dématérialisé a été clos automatiquement le mardi 13 octobre 2020 à 24h00.

2.6 Observations du public, propositions et contre-propositions, synthèse et analyse

2.6.1 Participation du public

Au cours des 14 permanences assurées par les commissaires enquêteurs et pendant toute la durée de l’enquête, 24 personnes se sont présentées dans l’un des cinq lieux d’enquête pour consulter le dossier, s’entretenir avec le commissaire enquêteur, formuler des observations concernant le projet soumis dans les registres papier ou remettre des courriers. Le site internet dédié à l’enquête publique a été fortement sollicité. La page des observations a été consultée 6985 fois et 1467 téléchargements de documents ont été effectués.

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Au total, 14 observations ont été faites dans les registres format papier et 6 courriers ont été remis lors des permanences. Sur le registre dématérialisé, 530 observations ont été déposées ainsi que 32 pièces jointes. Sur l’ensemble des registres, 20 observations ont été modérées pour des propos inappropriés et ne sont donc pas prises en compte. Toutes les observations des registres papier ainsi que les courriers remis lors des permanences ont été mises en ligne sur le site de la préfecture. Toutes les permanences se sont déroulées dans de bonnes conditions, sans incident, dans le respect des consignes sanitaires et des règles de distanciation sociale.

2.6.2 Observations du public

Nous avons classé les observations par thèmes. Le tableau ci-dessous indique le nombre de fois que ces thèmes ont été abordés ainsi que leur taux d’incidence.

Thèmes Nombre x pourcentage 1 – Contre l’utilisation d’énergies fossiles 91 17,2% 2 – Nuisances bruit, trafic, … 31 5,8% 3 – Impact sur l’eau 141 26,6% 4 – Impact sur l’air 55 10,4% 5 – Impact sur les sols et la biodiversité 113 21,3% 6 – Manque de confiance dans l’entreprise 123 23,2% 7 – Dossier incomplet 22 4,1% 8 – Non création d’emplois 56 10,6% 9 – Impartialité de l’enquête publique 1 0,2% 10 – Dévalorisation du patrimoine foncier 21 4% 11 – Indépendance énergétique (favorable) 6 1,1% 12 – Création d’emplois (favorable) 11 2,1% 13 – Développement économique local (favorable) 14 2,6% 14 – Propositions / contre-propositions 0 0% 15 – Avis favorable 48 9,1% 16 – Avis défavorable 441 83,2% 17 – Avis neutre 41 7,7%

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500 450 400 350 300 250 Série1 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Analyse des thèmes par ordre d’importance

Ces thèmes ont été communiqués au maître d’œuvre (M.O.) lors de la remise du PV de synthèse. On retrouvera ci-dessous les réponses du M.O. pour chacun des points abordés dans ces thèmes. Il aurait été souhaitable que certaines informations communiquées à cette occasion figurent dans le dossier soumis à enquête.

1) Impact sur l'eau

Ce thème revêt plusieurs points :  doutes sur la technique des cuvelages de protection de la nappe phréatique ;

 respect des zones de protection des forages AEP ;

 problèmes de remontée de nappe et zones inondables ;

 impact sur le sous-sol, pollution de la nappe phréatique par une maîtrise insuffisante des techniques de forage ;

 risques sur les eaux superficielles par les eaux de forage et de ruissellement ;

 consommation excessive d'eau pour les forages et leur exploitation ;  traitement des eaux de production. Ce thème est particulièrement cité en association avec l'actualité du changement climatique et de la sécheresse.

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Réponses du M.O.

Doutes sur la technique des cuvelages de protection de la nappe phréatique : Tout au long du forage, des cuvelages (répondant aux normes API en vigueur) sont mis en œuvre afin d’assurer une étanchéité optimale entre les zones aquifères. L’espace entre le cuvelage et les terrains est ensuite cimenté. La qualité de la cimentation exécutée est vérifiée par des opérations de diagraphies acoustiques (CBL Cément Bond Log) à la fin de chaque phase de forage. Le forage de la phase suivante ne peut être engagé que si les résultats du contrôle de la cimentation du cuvelage protégeant les aquifères traversés sont satisfaisants (rapport de cimentation et contrôle CBL transmis à la DREAL pour validation). La mise en place de cuvelages cimentés est une technique utilisée depuis plusieurs décennies pour tout type de forages (pétrolier, géothermie, eau, etc.) et sur laquelle l’industrie du forage dispose d’un retour d’expérience important. Concernant le puits de Diebling réalisé en 2007, cité dans plusieurs observations, les problèmes de pertes rencontrés et décrits dans le rapport de fin de sondage sont liés à la traversé de terrains naturellement très facturés. Ces pertes se déroulent pendant le forage, avant la pose des cuvelages cimentés ; il ne s’agit donc pas de problème d’étanchéité de ces derniers. Même si la cimentation des cuvelages a été rendue difficile de part ce contexte géologique, l’étanchéité des cuvelages a été assurée par une cimentation complémentaire, validée par CBL. L’isolation des zones aquifères entre elles n’a donc jamais été remise en question. Le puits de Diebling est depuis 2007 fermé et entièrement cimenté.

Respect des zones de protection des forages AEP : Comme indiqué dans la notice d’impact incluse dans le dossier de demande de concession, p.53 : « les forages projetés et les plateformes de production seront implantés en dehors des zones de protection des captage AEP ». Il est évident que seuls les zonages de protection (AEP et autres) actuellement valides sont présentés dans cette notice d’impact (rédigée en 2018). Les éventuelles futures zones de protection AEP seront prises en compte lorsque celles-ci seront définitivement établies. Il est une nouvelle fois rappelé que ces aspects seront traités en détail dans le cadre des DAOTM, pour chaque forage. L’administration n’autorisera en aucun cas La Française de l’Énergie à réaliser des forages si ces derniers ne sont pas compatibles avec les zonages de protection des captages AEP.

Problèmes de remontée de nappe et zones inondables : Le phénomène de remontée de la nappe phréatique, qui concerne 7 des 40 communes incluses dans le périmètre de la concession Bleue Lorraine, est étudiée et prise en compte site par site dans le cadre des DAOTM (« Notice d’incidence sur la ressource en eau »). A noter que la remontée de cette nappe n’a que peu d’influence sur les travaux prévus, les forages étant réalisés à l’eau et à la bentonite jusqu’au Permien (couche géologique profonde située juste au-dessus des terrains houillers), les drains horizontaux étant situés à 1000 m de profondeur environ dans le Carbonifère, et les plateformes de production étant implantées en dehors des zones inondables.

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Le projet de La Française de l’Énergie est une opportunité pour densifier les points de contrôle de suivi de la remontée de la nappe. En effet, conformément à la règlementation ICPE, des piézomètres seront installés sur chaque plateforme de production et un suivi régulier sera effectué pendant toute la période d’exploitation (cf. paragraphe suivant).

Impact sur le sous-sol, pollution de la nappe phréatique par une maîtrise insuffisante des techniques de forage : Lors de la réalisation des forages, aucun produit dangereux ne sera utilisé lors de la traversée des aquifères ou des terrains dits sensibles. En effet, le fluide de forage utilisé au passage des aquifères du Muschelkalk et des grès vosgiens (nappe des GTI), notamment, est une boue bentonitique (mélange d'argile et d'eau). Cette boue bentonitique est classiquement utilisée dans le forage d’eau potable. Il est rappelé que les produits utilisés dans les fluides de forage sont dosés et faiblement concentrés de manière à ce qu’ils ne présentent aucun danger pour l’environnement et la santé publique, selon les normes QHSE en vigueur. Par ailleurs, la liste des produits utilisés a d’ores et déjà et restera validée par un hydrogéologue agréé. Un plan de surveillance des eaux souterraines sera mis en place dans le cadre de l’exploitation du gaz de charbon, conformément à la règlementation ICPE notamment. Des piézomètres seront réalisés sur les plateformes de production afin de faire un état des lieux de la qualité des eaux souterraines. Pendant les deux premières années, au moins deux campagnes de mesures seront réalisées chaque année, durant les périodes de hautes et de basses eaux. Un suivi régulier sera réalisé pendant toute la période d’exploitation. En 2018 a été lancé un projet pilote de surveillance environnementale des sols par le laboratoire Géo Ressources de l’Université de Lorraine et du CNRS dans le cadre du projet de recherche REGALOR. Des sondes de mesures ont été mises en place dans le sol en décembre 2019, sur un des sites de La Française de l’Énergie (Folschviller), afin de réaliser un point 0 et de contrôler l’absence de remontée de gaz vers la surface à travers les terrains. Ce type de suivi pourrait être élargie à l’ensemble des futures plateformes de production.

Risques sur les eaux superficielles par les eaux de forage et de ruissellement : Un état zéro est systématiquement effectué en amont des projets sur les sols, ainsi que sur les eaux de surface si nécessaire. Pour éliminer les risques d’atteinte des milieux sols et eaux superficielles, les mesures et équipements préventifs suivants sont dès à présent mis en place et prévus sur les sites de forage actuels et à venir : - Plateforme étanche en enrobé tri couche, avec géotextile. Des essais à l'infiltromètre sont réalisés afin de démontrer que la surface est totalement imperméable ; - Deux systèmes de collecte des eaux pluviales :l’un concernant l’atelier de forage se composant de bordures, caniveaux et d’une cuve de rétention enterrée. Ce premier système empêche le mélange des eaux pluviales collectées sur l’atelier de forage avec les eaux pluviales du restant de la plateforme. L’autre système permet la collecte des eaux pluviales hors atelier de forage. Les eaux sont collectées par avaloirs munis d’un système de décantation pour les MES (Matières En Suspension) puis acheminées vers un bassin de

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rétention étanche à ciel ouvert ; les eaux collectées au niveau de ces deux systèmes de collecte sont traitées séparément en station d’épuration. Les eaux pluviales peuvent être au cas par cas rejetées dans le milieu naturel si le milieu récepteur le permet. Une étude spécifique sur les modalités de gestion des eaux est réalisée par un bureau d’étude, et jointe aux dossiers de DAOTM. - Stockage de produits susceptibles d'être polluants (fuel, graisses, hydrocarbures, huile, etc.) sur des aires étanches ou dans des cuves placées sur des bacs de rétention présentant des capacités au moins équivalentes aux volumes stockés. Des matériaux absorbants sont systématiquement disponibles sur le site en cas de déversement accidentel ; - Mise en place d’une fosse septique close pour collecter les eaux usées issues des bureaux de chantier et des vestiaires, dont le contenu est régulièrement vidé et acheminé en station d’épuration ; - Tri sélectif et envoi des déchets dans des filières de traitement appropriées. La traçabilité de ces déchets est systématiquement assurée par un Bordereau de Suivi des Déchets (BSD).

Consommation excessive d'eau pour les forages et leur exploitation : La consommation d’eau en phase forage est très variable, selon les pertes rencontrées lors de la traversée du Buntsandstein. Lors du dernier forage à Lachambre, 8000 m³ d’eau ont été utilisés ; 5000 m³ ont été nécessaires pour le forage précédent à Tritteling. En phase de production, les besoins en eau sont nuls. Ainsi, les quantités d’eau utilisées lors du forage sont à considérer pour l’ensemble de la durée de vie des puits, soit entre 15 et 20 ans. A titre de comparaison, la STEP de Créhange traite environ 8000 m³ d’eau par jour par temps de pluie, et entre 2000 et 3000 m³ d’eau par jour par temps sec. Enfin, il est important de rappeler que l’utilisation d’eau potable pour la préparation de la boue de forage est imposée par la DREAL Grand Est depuis 2016, pour répondre aux craintes exprimées par certains collectifs. Avant cette date, la société a pu utiliser l’eau produite par la carrière d’anhydrite de Faulquemont, solution plus vertueuse préconisée par La Française de l’Énergie car elle minimise le risque de réaction chimique entre une eau potable traitée et l’eau naturelle des nappes phréatiques.

Traitement des eaux de production : Lors de l’exploitation du gaz, de l’eau présente naturellement dans les veines de charbon sera extraite en surface. A Lachambre, les volumes d’eau produits en phase de tests fluctuaient en moyenne entre 2 et 3 m³/jour. La gestion de ces eaux de formation sera étudiée à deux échelles : au cas par cas, pour chaque plateforme de production, mais également de manière globale pour rationaliser les aspects logistiques et les coûts. Des analyses et études spécifiques seront réalisées parallèlement à la construction des plateformes afin de déterminer la(es) meilleure(s) option(s) de gestion des eaux de formation à mettre en œuvre. Plusieurs alternatives ont d’ores et déjà été identifiées : - Rejet dans le milieu naturel : l’eau de formation est recueillie en surface et éventuellement traitée sur place (décantation, filtration, séparateur à hydrocarbures) afin d’être compatible avec le milieu naturel récepteur; à noter que la Société avait obtenu l’autorisation de

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l’administration pour mettre en œuvre cette option lors du forage des puits Folschviller-1A et 2 ; - Réinjection dans les veines de charbon : l’eau de formation en provenance des veines de charbon est recueillie en surface, éventuellement décantée, puis réinjectée dans son milieu d’origine (veine de charbon) via un puits d’injection, dédié à cet effet ; - Prise en charge par des centres de traitement agréés (station d’épuration par exemple) : l’eau est récupérée en surface, stockée, puis régulièrement acheminée vers des centres de traitements agréés ; cette option a été mise en œuvre pour les forages de Tritteling et de Lachambre ; - Valorisation vers d’autres filières : l’eau de formation produite lors de l’exploitation du gaz de charbon pourrait être proposée à des industries ayant une forte consommation d’eau, ou à des activités annexes telles que la pisciculture.

Dans le cadre du plan de développement et des études économiques sur lesquels la demande de concession Bleue Lorraine s’appuie, l’option de traitement en centres agréés a été privilégiée, celle-ci ayant le plus gros impact sur l’économicité du projet, et pouvant être mise en œuvre dans tous les cas de figures. Une approche conservatrice sur le plan économique a donc été choisie. La réinjection de l’eau de formation dans le sous-sol ou son rejet dans le milieu naturel feront l’objet d’une évaluation environnementale dédiée dans le cadre des DAOTM ou de la règlementation ICPE. Sa valorisation vers d’autres filières fera également l’objet d’études spécifiques, au cas par cas, et sera l’option privilégiée lorsque cela sera possible.

Appréciation de la commission d’enquête Les forages verticaux qui ne sont pas spécifiques à la recherche de gaz de couche peuvent générer des incidents tels que pertes de boue et/ou d'eau de forage. Ce sont des techniques connues et largement utilisées dans les forages d’eau, de reconnaissance, de géothermie.... Plus de 600 forages ont ainsi été réalisés dans le bassin houiller dont le sous-sol est de ce fait déjà largement reconnu. Chaque forage nécessitera une DAOTM (demande d'autorisation d'ouverture de travaux miniers) pour laquelle une étude d'impact est demandée ainsi qu'un avis formel de l'hydrogéologue agréé. Cette autorisation précisera les prescriptions et les techniques à mettre en œuvre pour garantir une sécurité optimale. Les projets prendront en compte les prescriptions liées aux périmètres de protection des syndicats des eaux. Les plateformes étanches recueillent les eaux de forage et de ruissellement, permettant ainsi leur traitement et évitant de ce fait tout risque de pollution. Une consommation anormale d'eau peut-être consécutive à un dysfonctionnement ou un incident de forage. En régime d'exploitation il n'y a aucune consommation d'eau. L'eau utilisée pour le forage des puits est de l'eau potable à la demande d'associations environnementales. L'eau industrielle disponible sur le secteur pourrait être utilisée en lieu et place.

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Les eaux de production sont des eaux propres, décantées dans des bacs sur site et traitées conformément à la règlementation. Les techniques de pose de cuvelage de protection de la totalité du forage vertical sont appropriées à la protection de la nappe phréatique. La remontée de la nappe suite à l’ennoyage des travaux miniers n’a pas d’incidence sur les travaux de forage.

2) Manque de confiance dans l'entreprise FDE  la société par actions cotée en bourse est considérée par beaucoup d'intervenants comme suspecte, les actionnaires sont majoritairement étrangers ;  quelle garantie offre-t-elle en cas d'incident majeur ?  quelle garantie pour la remise en état des terrains après exploitation ?  la durée de la phase de recherche (2002-2018) est considérée par beaucoup comme le signe d'un échec de même que l'absence de production de gaz ;  le dossier est souvent considéré comme pas assez détaillé pour démontrer la compétence de l'entreprise ;  litige important avec la société Drilling SAS ;  critique des subventions accordées à l’entreprise.

Réponse du M.O. La société par actions cotée en bourse est considérée par beaucoup d'intervenants comme suspecte, les actionnaires sont majoritairement étrangers : Contrairement à ce qui est affirmé dans une partie des observations recueillie lors de l’enquête publique, La Française de l’Énergie est une société française, immatriculée au Registre du commerce et des sociétés de sous le numéro 501 152 193, implantée dans le bassin minier lorrain depuis 2006. LFDE, dont le siège social est actuellement situé à Forbach, en Moselle, va prochainement déménager à Pontpierre, commune située dans le périmètre de la concession Bleue Lorraine, au cœur du projet de développement de gaz de charbon. Par ailleurs, les six membres du conseil d’administration de la société sont de nationalité française, comme indiqué dans la pièce n°1 du dossier de demande de concession. Les principaux actionnaires de La Française de l’Énergie, détenant près d’un tiers du capital, sont des familles d’entrepreneurs et d’industriels français qui accompagnent la société depuis près de 10 ans : • Frédéric Durr ; • Jean Chalopin ; • Famille Michaud ; • Famille Lorenceau. Près de 40% du capital est détenu par les principaux investisseurs institutionnels français investissant dans le domaine du développement durable, dont : • BNP ; • HSBC France ; • La Poste ; • Crédit Mutuel ; • Amundi ; • Financière Arbevel.

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12% du capital est détenu par le management et les employés de La Française de l’Énergie. Enfin, près de 15% du capital est détenu par plus de 2 500 actionnaires individuels français ou résidant en France, dont plus de 150 habitants de Moselle. A noter qu’à ce jour, aucun dividende n’a été reversé aux actionnaires puisque la société réinvestit la totalité de ses bénéfices pour accélérer le déploiement de ses solutions locales de production d’énergie afin de contribuer toujours plus fortement à l’effort de transition écologique de notre pays et des bassins miniers européens sur lesquelles la société opère. Il semble nécessaire de rappeler que la société étant cotée sur Euronext Paris, le niveau de transparence et d'exigence requis en matière de gouvernance est très élevé. Dans le cadre de la loi sur la transparence, la lutte contre la corruption, et la modernisation de la vie économique, une transparence complète est exigée sur les fonds apportés par les actionnaires. Enfin, contrairement à ce qui est affirmé dans certaines observations, La Française de l’Énergie est une société expérimentée, qui maitrise d’ores et déjà tous les aspects associés à la production et la valorisation de gaz. En effet, via Gazonor, sa filiale à 100%, La Française de l’Énergie est le premier producteur de gaz en France. Plus de 70 millions de m³ de gaz sont produits et valorisés chaque année dans les Hauts-de-France et 6 millions en Belgique. Cette production est valorisée en circuits-courts, sous forme de gaz ou d’électricité et de chaleur, comme le plan de développement déposé en Lorraine pour le gaz de charbon.

Quelle garantie offre-t-elle en cas d'incident majeur et pour la remise en état des terrains après exploitation ? La Française de l’Énergie dispose, lors de la réalisation des forages, d’une assurance contractée spécifiquement pour les opérations, d’une assurance responsabilité civile, d’une couverture d’assurance contre certaines pertes résultant de dommages physiques, de perte d’exploitation et d’une couverture pour les cas pollution. Par ailleurs, La Française de l’Énergie provisionne dans ses comptes annuels les dépenses liées à l’abandon des puits (fermeture définitive des puits et réhabilitation du site et de ses abords). Les travaux de remise en état des sites (d’une surface limitée de 1.5 ha en moyenne par site) consistent à décaper les enrobés, démonter les clôtures, remettre en place la terre végétale stockée sous forme de merlons et revégétaliser le terrain s’il ne s’agit pas de terres agricoles. Ces coûts, estimés à 1 millions d’euros par site, sont également pris en compte dans le modèle économique du plan de développement certifié en 2018.

La durée de la phase de recherche (2002-2018) est considérée par beaucoup comme le signe d'un échec de même que l'absence de production de gaz : La phase de recherche a permis à la société de forer 5 puits de recherches, dont 4 avec tests de production, ayant tous permis de produire du gaz de charbon en surface (31'000 m³ produits sur le dernier puits à Lachambre). Les résultats obtenus, qui ne s’apparentent en rien à « un échec », ont permis de certifier à deux reprises des réserves par deux certificateurs indépendants (BeicipFranlab et MHA Petroleum Consultants1). Il semble nécessaire de rappeler que les résultats bruts obtenus sur un ou quelques puits d’exploration pendant quelques mois de tests ne sont jamais représentatifs du développement d’un gisement sur 20 ans ; c’est pourquoi tous les opérateurs pétroliers ont recours à des

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modélisations du sous-sol et à des simulations réservoirs, avec une approche stochastique (probabiliste). Les puits d’exploration ont pour but de prouver la présence d’un réservoir, d’une roche mère, et de caractériser le potentiel de la ressource. Contrairement à certains opérateurs qui se contentent de quelques puits verticaux de diamètre inférieur à 25 cm pour caractériser un réservoir dont la variabilité latérale reste très importante, LFDE a foré plusieurs kilomètres de drains horizontaux dans les couches réservoirs, ce qui permet, entre autres, d’évaluer la perméabilité dans plusieurs directions, sur des longueurs allant jusqu’à plusieurs centaines de mètres. A noter que tous les puits forés et testés par la société ont permis d’identifier des veines de charbons avec des caractéristiques compatibles avec un développement (profondeur, épaisseur, teneur en gaz, perméabilité, etc.) et de produire en surface du gaz de charbon (production continue pendant 31 semaines sur le dernier puits à Lachambre). Le rayon de drainage et par conséquence le volume du réservoir contribuant à la production en phase de test, reste faible, d’autant plus pour du gaz de charbon qui nécessite une phase longue de mise en place de la désorption, processus nécessaire à la migration du gaz libre via les réseaux de fractures naturelles Afin de déterminer le potentiel « réel » présent dans le périmètre découvert par le puits de recherche, en l’absence de plusieurs puits testés dans la même veine de charbon, il est indispensable d’évaluer les incertitudes et d’avoir une approche stochastique : sans cela, comment savoir si le puits testé est représentatif du potentiel du réservoir ? Pour cela, il est nécessaire de recourir à des outils de modélisation statiques et dynamiques, et d’adopter une démarche stochastique, et non déterministe. Les données ponctuelles tirées des puits d’exploration permettent de calibrer le modèle géologique 3D. Toutes les données acquises lors des tests servent à calibrer les modèles dynamiques. Les données utilisées et les simulations sont traitées de manière stochastique et plusieurs milliers de modèles sont créés en utilisant des lois de distributions pour chaque paramètre d’entrée, ce afin de prendre en considération leur incertitude. Cette incertitude est intégrée dans les résultats obtenus lors des simulations par des classes de probabilités permettant d’établir notamment les valeurs P10, P50 et P90 (percentiles 10, 50 et 90), représentatives des enveloppes « minimum », « moyen » et « maximum » à considérer. Si la construction du modèle géologique et ses mises à jour successives avec toute nouvelle donnée mesurée (lors du forage d’un puits par exemple) a été réalisée en interne, la génération de modèles géologiques multiples a été externalisée à des spécialistes (Geneva Petroleum Consultants International). La modélisation réservoir 3D permettant de certifier les réserves et de valider par conséquent l’économicité du projet, a suivi une démarche comparable afin de produire les enveloppes de profils de prédiction de production. Ce travail de modélisation réservoir a été effectué de manière indépendante par les sociétés BeicipFranlab en 2015 et plus récemment MHA Petroleum Consultants en 2018 dans le cadre de la demande de concession, sur la base des données issues des puits forés par La Française de l’Énergie ainsi que de toutes les données du bassin collectées dans le périmètre de la concession Bleue Lorraine, mais également de toutes les données des analogues existantes dans les bases de données technico commerciales mondiales. A noter qu’en 2019, une équipe d’experts composée d’un pétrophysicien, d’un géologue et de

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deux ingénieurs réservoir et complétion, a travaillé pendant 6 mois sur l’ensemble des données techniques disponibles relatives au projet de développement du gaz de charbon en Lorraine. Les aspects techniques et le plan de développement envisagé par La Française de l’Énergie dans le cadre de la certification de réserves de 2018 ont été validés. Les puits forés en phase d’exploration n’ont donc pas pour vocation d’atteindre l’économicité ou l’optimum économique du projet, mais bien de faire l’acquisition de données (diagraphies, test, etc.) afin de suffisamment calibrer les modèles et de prouver les réserves qui font la taille du projet. Pour l’exploitation du gaz de charbon, entre 15 et 20 forages sont nécessaires, en moyenne, avant de réaliser le puits permettant d’atteindre l’optimum de production. Les coûts opérationnels sont donc, dans un premier temps, extrêmement élevés, ce pour plusieurs raisons : • Variations géologiques pouvant être à l’origine d’imprévus (pertes/venues, outils de forage mal adaptés, multiples remontées et descentes de garnitures, essai de complétion, etc.) ; • Temps de réalisation plus important ; • Nécessité de prélever des carottes, de réaliser des études en laboratoire et de mener d’importants programmes de diagraphies pour caractériser la zone avec le plus de paramètres possibles ; • Pré-études importantes pour chaque forage (optimisation de l’architecture de puits et du programme de forage) ; • Forages indépendants qui supportent ainsi la totalité des coûts d’amenée et de replis du matériel et de tous les services associes (carottage, ingénieur boue, cimentation, diagraphie, mudlogging, etc.), le tout dans un environnement contractuel qui ne permet pas de faire jouer l’effet volume sur aucun des services utilisés, ou la mise en place de contrats cadre. Ainsi, à titre d’exemple, le coût de forage de CBR-1 (Lachambre), passerait de 6.5 millions d’euros à 4.5 millions d’euros dans une phase de développement, c’est-à-dire s’il avait été intégré à la campagne de 4 puits prévue initialement. Par ailleurs, l’évolution des coûts de forage associée à l’avancée du projet est bien connue sur d’autres bassins. En Australie par exemple, dans le bassin de Surat, pour le développement des veines de charbon très similaires aux veines présentes dans le bassin lorrain, le forage de plusieurs dizaines de puits a permis de réduire de manière significative les coûts des premiers ouvrages2 : • Ingénierie de puits : -26 % ; • Coût du puits : -30 % ; • Coût de préparation du site : -25 % ; • Coût de process : -30 %. La baisse des coûts, lorsqu’on la compare aux tous premiers puits forés, peut aller jusqu’à 60 %. Il est important de rappeler que La Française de l’Énergie n’a foré que 5 puits de recherches depuis 2006, ce qui ne lui permet pas aujourd’hui de réaliser les économies présentées précédemment ; l’optimum de production ne peut être atteint dans ce contexte. A noter que la société aurait souhaité réaliser plus de puits durant la période exploratoire du permis. Ceci n’a pas été rendu possible du fait des incertitudes administratives ralentissant de manière significative le déclenchement des financements en place pour la réalisation de ces forages.

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En effet, pour rappel, la première prolongation du permis Bleue Lorraine a été accordée 18 mois après la fin de validité de la période initiale ; ce délai est passé à 22 mois pour la seconde prolongation. Par ailleurs, les délais importants de préparation et d’obtention des autorisations de forage et de concession (3 ans en moyenne par dossier) n’ont pas permis à la société de réaliser l’ensemble des travaux qu’elle souhaitait entreprendre. Malgré ce constat, l’économicité du projet et les réserves associées ont été certifiées à deux reprises par les sociétés Beicip Franlab et MHA Petroleum comme suit :

La définition de réserves est normée, et intègre les aspects économiques dans l’horizon temporel dans lequel la société envisage de développer le projet. Ces résultats sont extrêmement positifs eu égard au nombre réduit de puits d’exploration réalisés à ce jour et le contexte règlementaire français, peu favorable, décrit précédemment. Enfin, il est évident que si la Société et ses actionnaires ne croyaient pas en la viabilité du projet, et donc en sa faisabilité technique et économique, les investissements consentis pour le projet d’exploitation de gaz de charbon en Lorraine depuis près de 15 ans auraient cessés depuis longtemps au profit d’autres projets menés par le Groupe, notamment dans les Hauts- de-France et en Belgique. La base actionnariale majoritaire n’a pas changé depuis que LFDE a repris ce projet en 2006. Ses actionnaires ont par ailleurs une forte expérience dans le domaine de l’énergie et des hydrocarbures, puisque certains ont été les actionnaires clés dans le développement de sociétés comme ADDAX Petroleum3 (famille Laurenceau) ou Maurel&Prom (famille Michaud).

Le dossier est souvent considéré comme pas assez détaillé pour démontrer la compétence de l'entreprise : La composition du dossier de demande de concession est définie par l’arrêté du 28 juillet 1995 et par le Décret n°2006-648 du 2 juin 2006. Avant la prescription de l’enquête publique par la préfecture de Moselle, le contenu du dossier a été étudié et validé par la DREAL Grand Est. La demande de concession a été déclarée recevable le 29 janvier 2020, à compter du 17 juin 2019. Le contenu du dossier est donc conforme à la réglementation en vigueur et contient toutes les

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informations nécessaires pour évaluer le projet d’exploitation du gaz de charbon, et en particulier les compétences de l’entreprise. Plus de 150 pages du dossier de demande de concession sont consacrées aux aspects techniques et environnementaux du projet ; plus de 200 pages d’études techniques indépendantes (dont les deux certifications de réserves), réalisées par les meilleurs spécialistes français et mondiaux du gaz de charbon, sont fournies à l’administration (annexes de la pièce 4bis confidentielle). Enfin, si le dossier est « souvent considéré comme pas assez détaillé », il semble nécessaire de rappeler que les principales pièces le composant n’ont été téléchargées, au maximum, que par un contributeur sur trois. Par ailleurs, aucune demande d’information complémentaire pour éclaircir certains aspects du dossier n’a été adressée à la société durant l’enquête publique.

Litige important avec la société Entrepose Drilling SAS : Le litige avec la société Entrepose Drilling SAS concerne des prestations réalisées lors du forage de Lachambre. La Française de l’Énergie estime que les déficiences du matériel de forage utilisé par Entrepose Drilling n’ont pas permis d’atteindre les objectifs fixés dans le cahier des charges du puits CBR-1, et que ces déficiences ont par ailleurs impacter significativement la campagne de forage initialement prévue, notamment en termes de couts. Le fondement du litige reste la maintenance insuffisante de l’appareil de forage, qui sortait d’une période d’inactivité très importante, et les nombreux arrêts d’opérations en résultant. La procédure est en cours devant le Tribunal de commerce de Paris. La société rappelle qu’elle reste maitre d’œuvre dans le forage d’un puits, ne disposant pas, à ce jour, de matériel et d’équipe dédiée pour le forage de ces puits. Cette situation n’est en aucun cas une exception puisque les opérateurs les plus importants en France – Vermilion et IPC par exemple – ne dispose pas de foreuse en propre permettant de réaliser ces architectures de puits.

Critique des subventions accordées à l’entreprise : Les subventions publiques dont il est question n’ont pas été accordées directement à l’entreprise, mais au projet de recherche REGALOR (Ressources Gazières de LORraine), qui a été sélectionné comme l’un des projets phares par la Région Grand Est dans le cadre du dispositif régional « Pacte État Lorraine (action n°8) » et de l’axe prioritaire Vallée des Matériaux et de l’Énergie « Compétitivité Régionale et Emploi » du Programme FEDER-FSE Lorraine et Massif des Vosges 2014-2020. La Française de l’Énergie n’est pas le pilote de ce projet, mais le partenaire industriel mettant à disposition des sites de forage pour mettre en application les travaux de recherche. Le consortium scientifique pilotant le projet REGALOR a sélectionné le site de Folschviller pour mettre en place des sondes de mesures (cf. §2.2). Dans le cadre de ce projet de recherche lancé en 2018 par le laboratoire GeoRessources de l’Université de Lorraine et le CNRS, La Française de l’Énergie, en tant que partenaire, a mis à disposition le site de forage de Folschviller et ses installations, et fournie de nombreuses données issues des puits d’exploration, en plus d’un support technique. Ce projet de recherche pilote de surveillance environnementale des sols a pour objectif de préciser, via des travaux de thèses et de post-doc, la structure géologique du sous-sol à l’échelle du bassin, ainsi que les caractéristiques du gaz de charbon en Lorraine et de sa valorisation en circuits-courts. Des outils de mesure, de contrôle et de surveillance de

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l’environnement seront développés, et les problématiques relatives à l’intégration de l’exploitation du gaz de charbon sur le territoire sont étudiées par les scientifiques dans le cadre de ce projet de recherche. Enfin, il est rappelé qu’une subvention n’est perçue qu’en échange d’un programme de travaux et de dépenses réalisées.

Les subventions publiques versées au projet REGALOR ne sont en aucun cas utilisées pour financer des travaux d’exploration menés par La Française de l’Énergie.

Appréciation de la commission d’enquête La taille de l’entreprise, la présence d’actionnaires étrangers dans le capital, le manque d’expérience dans une technologie nouvelle ne sont pas des arguments opposables pour discréditer le projet parce que : - les techniques à mettre en œuvre pour l’exploitation du gaz de couche nécessitent des compétences diverses et spécifiques et justifient le recours à de la sous-traitance spécialisée ; - la présence de capitaux étrangers crédibilise la faisabilité économique du projet ; - le procédé d’exploitation de gaz de couche est une technique nouvelle développée par la société et qui, même si elle devait échouer n’aurait pas de conséquence sur l’environnement. La Française de l’Énergie provisionne dans ses comptes annuels les dépenses liées à l’abandon des puits. Ces coûts sont estimés à 1 million d’euros par site. Il faut rappeler que LFDE ne peut pas produire de gaz en phase de permis de recherche, il lui faut pour cela une concession. Le dossier de demande de concession devra être complété par une DAOTM, plus détaillée, pour chaque forage.

3) Impact sur les sols et la biodiversité  dans le sous-sol, par les forages pouvant produire des désordres par la mise en communication de strates différentes, jusqu'à provoquer des affaissements et instabilités en surface ;  sur les sols par l'artificialisation des surfaces et leurs conséquences sur la biodiversité, la faune, la flore ; par la consommation de surface agricole (40 plateformes de forage prévues).

Réponse du M.O. Impacts sur le sous-sol, par les forages pouvant produire des désordres par la mise en communication de strates différentes, jusqu'à provoquer des affaissements et instabilités en surface : Les travaux de forage n’occasionneront pas de dégâts miniers ou d’affaissement de sol. En effet, le drain horizontal, foré à une profondeur moyenne de 1000 m, ne peut être assimilé à une galerie de mine. Son diamètre de 15 cm est très inférieur à l’épaisseur totale de la veine de charbon. Le volume de charbon au sein duquel le drain horizontal est foré reste cohésif, en d’autres termes, sa structure mécanique n’est pas altérée. Par conséquent, aucun mouvement (affaissement) de sol ne peut être envisagé. De plus, les drains latéraux sont équipés de

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crépines en acier afin de pouvoir garantir leur intégrité dans le temps. En outre, l’extraction de gaz et d’eau contenus dans les veines de charbons n’affectera pas la structure intrinsèque de la matrice charbonneuse : - Le gaz est adsorbé à la surface du charbon, il ne créé pas de vide quand il est récupéré. Il se détache de la paroi des charbons une fois que l’on diminue la pression de la veine ; - Le volume d’eau produit (2 m3/j à Lachambre) est situé dans les fissures naturelles du charbon. La production d’eau n’altère absolument pas la cohésion du charbon. Cette eau est une eau de formation ; elle est contenue dans les fractures naturelles du charbon et est progressivement remplacée par du gaz. Elle ne représente qu’une partie négligeable des volumes d’eau contenus dans les formations du Westphalien. Aucun vide ne sera créé, la matrice rocheuse reste en place. Il a été constaté à de nombreuses reprises sur les puits réalisés par la Société que lorsque la mise en dépression des veines de charbon par pompage est stoppée, le niveau hydrostatique original se rétablit naturellement. Ceci démontre que les effets de la mise en dépression des veines de charbon sont réversibles, et que la structure de ces dernières n’est pas modifiée. Ainsi, la tenue des veines de charbon et la stabilité du sol ne seront pas impactées par la production du gaz de charbon. Concernant les risques de dissolution d’évaporite, il est rappelé que l’implantation des forages prendra en compte la présence de ce type de roche (implantation des sites de forage en dehors des zones concernées par un plan de prévention des risques). A noter par ailleurs que les évaporites, dans le bassin minier lorrain, sont situées à des profondeurs relativement faibles, au-dessus des terrains du Carbonifère ; les drains horizontaux ne pourront donc pas rencontrer ce type de formation. Plus globalement, comme cela est indiqué dans la notice d’impact, les Plans de Prévention des Risques naturels (notamment celui concernant le risque de « mouvement de terrain » présent sur le ban de la commune de Farébersviller) seront pris en compte pour l’implantation des futurs sites de production. Pour cette raison, et contrairement à ce qu’affirme monsieur le Maire de Farébersviller dans sa contribution, aucun forage n’est prévu sur le ban de la commune de Farébersviller (cf. figures 14 à 16 de la pièce n°4 du dossier de demande de concession).

Sur les sols par l'artificialisation des surfaces et leurs conséquences sur la biodiversité, la faune, la flore : Dans le cadre de la notice d’impact composant le dossier de demande de concession, toutes les zones protégées et réglementées relatives aux espaces naturels et à la biodiversité ont été identifiées. L’implantation des futures plateformes de production du gaz de charbon tiendra compte de ces périmètres de protection, et toutes les règlementations en vigueur concernant la sauvegarde de la biodiversité seront scrupuleusement respectées. Les futures plateformes, dont la localisation n’a pas encore été déterminée de façon définitive, seront de surfaces limitées (1.5 ha en moyenne) et seront implantées en dehors de toute zone protégée. L’aménagement des sites et la mise en place des installations devront préalablement être autorisés par l’administration (dépôt de DAOTM). Ces dossiers comporteront, entre autres, une étude d’impact dans laquelle figurera systématiquement un inventaire faune-flore

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réalisé par un bureau d’étude spécialisé sur un cycle complet. Des mesures d’évitement et de prévention seront mises en œuvre lors des opérations de forage afin d’éviter tout impact sur les milieux naturels. Ces mesures seront déterminées dans le cadre des DAOTM.

Par la consommation de surface agricole (41 plateformes de forage prévues) : L’utilisation de la technique de forage par drains horizontaux permet de mettre en place plusieurs têtes de puits concentrées sur une petite surface et permet d’atteindre plusieurs veines de charbon à partir d’un même site, ce qui permet de limiter grandement l’empreinte en surface du projet. En Lorraine, les sites envisagés dans le cadre d’une future exploitation sont au nombre de 41, répartis sur les 191 km² de la concession sollicitée. Chaque plateforme représente une surface moyenne de 1.5 hectares, ce qui correspond à un total de 0.6 km², soit 0.3 % de la superficie sollicitée. Par ailleurs, les plateformes ne seront pas obligatoirement implantées sur des surfaces agricoles ; des friches industrielles peuvent tout à fait être envisagées. Pour rappel, le groupe a redéveloppé des sites dits dégradés – décharges – sur ses autres projets lorrains (photovoltaïques et solaire thermique notamment). Enfin, selon les surfaces agricoles utilisées pour le projet, une ou plusieurs études préalables agricoles, prévue(s) à l’article L.112-1-3 du code rural et de la pêche maritime, pourrai(en)t être réalisée(s) conjointement aux dépôts de DAOTM.

Appréciation de la commission d’enquête La traversée par forages de strates connues pour présenter des risques de phénomènes de dissolution peut provoquer des désordres en surface (affaissements, glissements de terrain, instabilités, fissurations, classement en zone non constructible de terrains) et sont à considérer avec prudence (exemple commune de Farébersviller) Une étude d’impact obligatoire pour chaque DAOTM prend en compte les incidences sur la biodiversité et précise les mesures compensatoires à prendre s’il y a lieu. Chaque plateforme de forage représente une surface d’environ 1,5 hectares et sera rendue dans l’état initial à la fin des travaux.

4) Non utilisation des énergies fossiles  le gaz énergie fossile produit du CO2 lors de sa combustion ;  s'il est relâché dans l'atmosphère le méthane (CH4) très présent dans le gaz est un puissant gaz à effet de serre ;  le gaz, énergie fossile contribue au réchauffement climatique ;  la production de gaz en France est aujourd'hui contraire aux intentions et décisions de la politique environnementale récemment décidée.

Réponse du M.O.

La Française de l’Énergie a pour objectif de produire et de valoriser en circuits courts le gaz de charbon présent dans le sous-sol lorrain. Sa vision de fourniture décentralisée d’énergie au

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plus proche des points de consommation est synonyme d’une empreinte carbone fortement réduite par rapport à celle du mix du gaz français, et en fait de facto un acteur clé de la transition écologique. LFDE est depuis 2019 un des principaux contributeurs à la réduction de l’empreinte carbone de la région Hauts-de-France ou elle opère depuis plusieurs années (émission de plus de 600’000 tonnes de CO2eq évitée par an sur les 4 sites de production actuels - étude INERIS 2019). Via son projet d’exploitation du gaz de charbon en Lorraine, La Française de l’Énergie souhaite amplifier son action en réduisant les émissions de CO2 en remplaçant une partie du gaz importé (principalement de Russie) par du gaz local à empreinte carbone réduite. La régie locale Énergis indique d’ailleurs dans son courrier de contribution publié lors de l’enquête publique, qu’elle est disposée à acheter le gaz produit par LFDE, « dans la mesure de ses capacités, à la condition d’un avantage concurrentiel sur le prix de la fourniture ». Il est évident que ces volumes de gaz lorrains achetés par Énergis remplaceront tout ou partie le gaz étranger « concurrentiel » actuellement distribué par la régie. Énergis confirme d’autre part l’impact carbone « fortement amoindri » résultant de la valorisation en circuits courts du gaz lorrain. En effet, L'importation du gaz consommé en France, que ce soit par réseaux ou par bateaux, nécessite que le gaz soit régulièrement liquéfié et regazéifié, avant d'être injecté dans le réseau (la diversification des voies d'acheminement contribue à la sécurité d'approvisionnement du pays). Ces multiples transformations associées au transport du gaz impliquent des émissions de gaz à effet de serre importantes. Ainsi, la valorisation du gaz de charbon lorrain en circuits courts, nécessitant un transport et un traitement réduits, aura une empreinte carbone en moyenne dix fois inférieure à celles des gaz consommés en France, d’après une étude indépendante de l’Institute for Energy and Environmental Research d’Heldeiberg réalisée en 2016. Cette étude, conduite selon les critères ISO/TS 14 067, a comparé l’empreinte carbone de la production, du traitement et du transport du gaz naturel importé avec celle du gaz de charbon produit en Lorraine. L’étude démontre que le bilan carbone global du gaz produit par La Française de l’Énergie est d’environ 3,4 g de CO2 / kWh, alors que celle du gaz importé s’établit à environ 32 g de CO2 / kWh. Ainsi, la substitution d’une fraction du gaz actuellement importé par du gaz made in France, valorisé en circuits courts et produit dans les meilleures conditions opérationnelles et environnementales, s’inscrit parfaitement dans la transition énergétique en cours. Par ailleurs, il semble nécessaire de rappeler que les énergies renouvelables ne permettent absolument pas d’assurer ni actuellement ni à horizon 2040 l’autosuffisance énergétique nationale. Environ 20 % de l’électricité produite en France en 2019 est de source renouvelable d’après le Panorama des énergies renouvelables. Moins de 5 % du gaz consommé en France est de son coté de source renouvelable. La production durable de bio méthane à partir de déchets et de résidus organiques pourrait seulement couvrir environ 20 % de la demande mondiale de gaz actuelle (World Energy Outlook 2019, p. 7), alors que la consommation de gaz naturel devrait presque doubler d’ici à 2040 (Bilan énergétique de la France pour 2015, ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer, novembre 2015, p.2 et World Energy Outlook 2019, p. 7). Les chiffres présentés par le ministère de l’environnement dans son Bilan énergétique de la

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France pour 2015 corroborent les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie. Les données corrigées des variations climatiques montrent une augmentation de la consommation de gaz en France de 3 % pour l’année 2015, après plus d’une décennie de stabilité. Cette augmentation s’est poursuivie en 2016 et 2017 (rapport Perspective gaz GRTGaz, 2018), puis en 2019 après une baisse en 2018 (rapport Bilan Gaz GRTgaz, 2019). Le besoin d'une énergie faiblement carbonée et non intermittente est de plus en plus important, d'autant plus avec la diminution de la capacité nucléaire et la fermeture des dernières centrales à charbon (dont la centrale Émile Huchet). Énergie efficiente, flexible grâce aux nombreuses installations de stockage et au développement de réseaux de distribution intelligents – et de surcroît disponible pour produire de l’électricité et/ou de la chaleur – le gaz est en tout point compétitif et est incontestablement un élément majeur du mix énergétique de la transition énergétique.

Appréciation de la commission d’enquête A ce jour, le gaz est l’énergie fossile la plus propre. Son utilisation est nécessaire pour assurer les besoins énergétiques du pays et permettre la montée en puissance des énergies renouvelables. Aujourd’hui le marché national du gaz est essentiellement d’origine importé et produit dans des conditions peu respectueuses de l’environnement. La Française de l’Energie propose une production locale respectueuse de la règlementation française pour une durée limitée. La production et la distribution de ce gaz est dix fois moins polluante que celles des gaz importés. Le projet « Bleue Lorraine » est antérieur aux nouvelles orientations politiques en vigueur aujourd’hui.

5) Impact sur l'emploi  on peut ici regrouper les observations défavorables et favorables liées à l'emploi dans la mesure ou pour les premiers c'est une quantité négligeable qui ne justifie pas le projet, pour les seconds c'est important et à ne pas négliger.

Réponse du M.O. La commercialisation du gaz devrait contribuer à la création d’emplois directs dans la région. Selon nos estimations, ce projet pourrait créer plusieurs dizaines d’emplois directs non dé localisables, notamment pour la maintenance des installations sur les plateformes, le gardiennage, le suivi de la production, la gestion HSE (Hygiène, Sécurité, Environnement) et le support administratif. La Française de l’Énergie a à ce jour investit plus de 40 millions d’euros sur ce projet, dont une partie a été injectée directement dans l’économie locale au travers notamment de ses 70 partenaires et sous-traitants locaux mobilisés pendant les phases de travaux (50 personnes affectées au forage de Lachambre), mais également à plus long termes pendant les phases de tests de production et d’exploitation (gardiennage, logistique, approvisionnement, maintenance, etc.), tel que LF Service, Malezieux, Beyel, Colas, SMTPF, Suez, Loxam, WC Loc, etc. La Française de l’Énergie emploie actuellement 10 personnes dédiées au bassin lorrain

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(données du rapport annuel LFDE du 30 juin 2020) et va poursuivre sa dynamique de recrutement dans le cadre du déploiement de son projet.

Appréciation de la commission d’enquête Les fonds engagés dans ce projet ont financé l'achat de fournitures et de prestations internationales, nationales et locales et ont contribué ainsi à l'emploi. L'exploitation des puits de production suppose de la maintenance, de la supervision, au même titre que d'autres productions d'énergies locales comme les éoliennes, les centrales photovoltaïques ou la méthanisation agricole.

6) Impact sur l'air :  nuisances olfactives, pollution de l'air par le CO2, par le méthane.

Réponse du M.O. L’impact du projet sur la qualité de l’air sera étudié en détail et quantifié dans le cadre des études d’impact accompagnant les dossiers de DAOTM, pour chaque puits. La notice d’impact du dossier de demande de concession présente les points saillants, qui sont rappelés ci-après : • En phase de travaux de génie civil (construction des plateformes) et de forage, les rejets atmosphériques sont essentiellement liés au gaz d’échappement des engins utilisés. Ces émissions sont ponctuelles et limitées. • En phase de test, le gaz de charbon sera susceptible d’être rejeté directement à l’atmosphère par une colonne de dispersion ou envoyé vers une torchère, en fonction des volumes produits et dans le respect des valeurs limites règlementaires. Cette phase de test de production aura une durée limitée à quelques mois maximum par puits. • En phase de production, les rejets atmosphériques seront uniquement liés aux gaz d’échappement (NOx) produits par les unités de cogénération et de déshydratation. Le gaz de charbon ne pouvant être produit que par mise en dépression des veines de charbon (pompage de l’eau de formation), la production de gaz en surface est automatiquement stoppée en cas d’arrêt des installations de surface. Des équipements de suivi et de mis en sécurité seront néanmoins installés sur chaque puits pour interdire toute émission incontrôlée de méthane à l’atmosphère. Les mesures de contrôle et de sécurité à mettre en place sont présentées dans les dossiers de DAOTM, puis prescrites dans le cadre des arrêtés préfectoraux. La Police des mines réalise ensuite des contrôles réguliers de ces installations, et des analyses des rejets atmosphériques, notamment, sont régulièrement effectués et soumis à cette dernière. Ainsi, lors des différentes phases du projet, les rejets atmosphériques resteront limités, et les mesures de prévention et de suivi mises en œuvre permettront d’éviter tout incident. Les valeurs-limites légales d’émission atmosphériques seront respectées par la Société afin de ne pas impacter la qualité de l’air. Concernant les éventuelles nuisances olfactives, comme indiqué dans la notice d’impact, les opérations de forage, les installations de production et les effluents ne seront pas à l’origine d’odeurs particulières. Le gaz de charbon lorrain, composé à plus de 90% de méthane, sans

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H2S, est inodore. Le projet ne sera pas à l’origine de nuisances olfactives.

Appréciation de la commission d’enquête Le gaz de couche n’a pas d’odeur à l’état naturel. La pollution de l’air par le méthane sera limitée à la phase de mise en production. Pendant toute la durée de production proprement dite, il n’y aura aucune émission de gaz à l’atmosphère sauf incident.

7) Nuisances par le bruit, le trafic routier :  bruits et trafic important de camions durant la phase de forage, nuisances sonores dans l'éventualité d'implantation de générateurs d'électricité ou de stations de compression de gaz.

Réponse du M.O. Bruits et trafic important de camions durant la phase de forage, nuisances sonores dans l'éventualité d'implantation de générateurs d'électricité ou de stations de compression de gaz : L’impact de chaque plateforme de production sur le trafic routier, quantifié dans les DAOTM, sera ponctuel et extrêmement limité : • Environ 6 camions par jour pendant la phase de construction de la plateforme (environ 1 mois) ; • Entre 2 et 3 camions par jour en phase de forage (environ 3 mois) ; • Quelques passages de véhicules légers par semaine en phase de test et de production (15 ans). Concernant les nuisances sonores, les principales sources de bruits concerneront la phase de forage, du fait de la présence d’une foreuse et d’équipements annexes (pompes, groupes électrogènes, etc.). La phase forage ne représente qu’une infime partie du développement prévu (3 mois de forage pour 15 années d’exploitation). Les futures plateformes seront implantées au plus loin des habitations afin d’interdire toute nuisance sonore, que ce soit en phase forage et en phase d’exploitation. Des modélisations seront réalisées dans le cadre des DAOTM pour s’en assurer. Pour illustration, dans le cadre de la dernière DAOTM déposée par la société (Grossetzel-1), la contribution sonore de la foreuse en activité au niveau des premières habitations situées à 350 m de la zone de travaux, déterminée d’après la loi d’atténuation, est de l’ordre de 25 dB. Cette contribution sonore est équivalente au niveau « chuchotement » de l’échelle de bruit, proche du seuil de perception. La société se conforme aux prescriptions de l’arrêté ministériel du 23 janvier 1997 modifié relatif à la limitation des bruits émis dans l’environnement par les installations relevant du livre V titre I du Code de l’Environnement, ainsi que les règles techniques annexées à la circulaire du 23 juillet 1986 relative aux vibrations mécaniques émises dans l’environnement par les installations classées sont applicables. Un état zéro est systématiquement réalisé afin de mettre en évidence l'existence d'autres sources sonores que celles du projet. Des mesures des niveaux de bruit et d'émergence sont effectuées au démarrage des travaux de forage et de mise en exploitation en limite du site et

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au niveau des premières habitations. Les mesures sont effectuées selon la méthode définie en annexe de l'arrêté du 23 janvier 1997. Ces relevés, réalisés par des prestataires spécialisés et agréés, sont mis à la disposition de la DREAL. Ces mesures permettent, si un dépassement des valeurs limites était constaté, de mettre en place des mesures compensatoires adéquates pour stopper les nuisances éventuelles. Les phases de travaux de génie civil et d’exploitation seront à l’origine d’émissions sonores bien plus faibles que la phase de forage, et n’engendreront donc pas de nuisances. A titre d’illustration, dans le cadre de la valorisation du gaz de mine dans les Hauts-de-France par Gazonor, un site accueillant des unités de cogénérations est situé à moins de 40 mètres des premières habitations, sans être pour autant à l’origine de nuisances sonores. Ce type d’installation est prévu dans le cadre du développement du gaz de charbon en Lorraine, sur des sites qui seront nettement plus éloignés des premières habitations. L’exploitation du gaz de charbon ne sera donc pas une source de nuisances sonores.

Appréciation de la commission d’enquête Les nuisances liées au chantier de forage ont une durée limitée à la réalisation de celui-ci. Le choix des sites d'implantation des forages devra prendre en compte ces nuisances et les installations devront respecter la règlementation en vigueur.

8) Dossier incomplet :  Le dossier est jugé incomplet, la notice d'impact n'est pas assez renseignée ;

 le dossier n'est pas à jour ;

 un permis de recherche abrogé (Lorraine Sud).

Réponses du M.O. Le dossier est jugé incomplet, la notice d'impact n'est pas assez renseignée : Le contenu du dossier de demande de concession est défini par l’arrêté du 28 juillet 1995 et par le Décret n°2006- 648 du 2 juin 2006. Le dossier relatif à la demande de concession Bleue Lorraine a été déclaré recevable par la Préfecture le 29 janvier 2020. Son contenu (la notice d’impact notamment) répond donc bien à la règlementation en vigueur et est suffisamment renseignée. Il est rappelé que chaque forage fera l’objet d’une DAOTM qui sera instruite par l’administration. Dans ce cadre, une étude d’impact, plus complète qu’une notice d’impact, est systématiquement réalisée par un bureau d’étude spécialisé. Celle-ci a pour objectif de caractériser les impacts potentiels des forages et de leur mise en exploitation sur l’environnement (eau de surface, eau souterraine, atmosphère, sol et sous-sol), sur la faune, la flore et les écosystèmes (inventaire faune/flore), ainsi que sur les activités humaines et sur les paysages. Cette étude d’impact permet d’une part d’identifier les points de vigilance que l’opérateur doit prendre en compte dans le cadre de la réalisation de son projet et permet d’établir les mesures d’aménagement ou mesures compensatoires que l’opérateur envisage pour remédier aux impacts identifiés.

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Le dossier n'est pas à jour : Le dossier a été soumis au ministère de la transition écologique le 28 novembre 2018. Son contenu (comptes et bilans, actionnariat, titres miniers, etc.) correspond donc aux informations disponibles à cette date. Si une donnée clef du dossier devait subir une mise à jour substantielle durant l’instruction de la demande (ce qui n’est pas le cas pour le moment), le ministère en sera informé. A noter par ailleurs que l’administration qui instruit le dossier peut à tout moment demander à la société requérante des compléments d’informations.

Un permis de recherche abrogé (Lorraine Sud) : La demande de prolongation du permis Bleue Lorraine Sud a été rejetée par arrêté ministériel du 29 décembre 2017, l’administration considérant que les engagements financiers (dépenses effectuées) n’ont pas été satisfaits. Les dépenses prévues pour le permis Bleue Lorraine Sud ont été utilisées dans le cadre du permis voisin Bleue Lorraine, ces derniers ayant pour objet un développement commun (exploitation du gaz de charbon dans le bassin minier lorrain). Un recours contentieux a été engagé par la société en date du 10 septembre 2018 afin d’annuler cette décision. Le Tribunal administratif de Strasbourg a rejeté ce recours et en a notifié la société le 11 août 2020. Une demande indemnitaire sera prochainement soumise dans le cadre de ce permis.

Appréciation de la commission d’enquête Contrairement à une DAOTM, la procédure de demande de concession ne prévoit pas une étude d'impact. Une simple notice d'impact est suffisante. Le permis d’exploration concerné par le projet est le permis Bleue Lorraine encore en vigueur jusqu’à l’aboutissement de la demande de concession. Le dossier de demande de concession a été jugé recevable par la DREAL donc complet.

9) Dévalorisation foncière :  des observations font état du risque de dévalorisation du patrimoine foncier consécutif aux nuisances dans l'environnement des forages.

Réponses du M.O. Le projet de LFDE n’aura pas d’impacts négatifs sur les biens immobiliers. Les plateformes de production ne seront pas sources de nuisances (cf. 2.8. Thème 7 : Les nuisances) et seront installées sur des sites qui ne seront pas au voisinage direct des habitations. Aucune dépréciation des terrains et des biens situés dans les communes concernées par nos précédents forages (Diebling, Folschviller, Tritteling, Lachambre) n’a été constatée. C’est au contraire une opportunité, car LFDE cherchera à valoriser en circuits courts le gaz, et/ou l’électricité et la chaleur produite en cogénération. A titre d’exemple, le projet de fourniture de gaz à la ville de Béthune mené par LFDE, se traduit par une baisse significative (>30 %) du coût de l’énergie pour les abonnés au réseau de chaleur. Des factures énergétiques faibles restent toujours un atout pour les administrés. La récupération du gaz de charbon mosellan, accessible à un prix compétitif, permettra de renforcer l’attractivité de la région pour les industries consommatrices en gaz telles que la chimie, la métallurgie, l’automobile ou encore l’agroalimentaire. Les retombées du projet en

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termes de redevances et de création d’emplois directs et indirects auront un impact positif sur le développement des communes et par voie de conséquence sur le prix de l’immobilier et du foncier.

Appréciation de la commission d’enquête Nous n'avons pas d'éléments nous permettant d'apprécier une dévalorisation foncière. Si l’exploitation du gaz de couche s’avérait concluante, le développement économique consécutif créera de l’emploi et valorisera le patrimoine foncier. La règlementation sur les nuisances générées par ce type d’installation devrait éviter ce type de conséquences.

10) Développement économique local :  création de richesse et d'emploi pour la région ;

 production d'énergie locale sous contrôle de la législation française plus sévère que celle des pays d'importation ;  énergie locale attendue par les opérateurs locaux.

Réponses du M.O. Création de richesse et d'emploi pour la région : Le gaz de charbon mosellan sera plus compétitif que le gaz importé. En effet, en dehors du fait que le gaz nécessite très peu de traitement et de compression pour être acheminé, ce qui réduit fortement son coût de production, sa compétitivité est mécaniquement assurée du fait de la mise en place de circuits courts pour la valorisation de cette ressource. C’est aussi l’intérêt du consommateur, à savoir remplacer le gaz importé par un gaz local écologiquement et économiquement compétitif, ce qui permettra de faire des économies significatives sur les frais de transport, de stockage, une partie des frais de distribution et des taxes d’import (TICGN - Taxe Intérieure de Consommation sur le Gaz Naturel). La Société prévoit d’investir plusieurs centaines de millions d’euros sur les 20 prochaines années pour le développement du gaz de charbon sur le périmètre de la concession Bleue Lorraine, avec le plan de développement actuel. En phase de production, La Française de l’Énergie s’acquittera de la Contribution Économique Territoriale (CET) composée de la Cotisation Foncière des Entreprises (CFE) et de la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE). Opérant dans le secteur de l’énergie, La Française de l’Énergie contribuera également à travers de l’Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseaux (IFER). Les communes concernées, le département et l’État bénéficieront également des redevances minières régies par le Code général des impôts et le Code minier : • Redevance communale : 316.3 € / 100 000 m³ de gaz ; • Redevance départementale : 461.7 € / 100 000 m³ de gaz ; • Redevance progressive : 30 % du chiffre d’affaire si la production annuelle est supérieure à 150 millions de m³.

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Production d'énergie locale sous contrôle de la législation française plus sévère que celle des pays d'importation : Comme évoqué précédemment (cf. §2.5.), la substitution du gaz importé par du gaz local, produit en Lorraine, permet de réduire le bilan carbone de l’énergie consommée en France du fait d’un traitement et d’un transport grandement réduits. Les règles environnementales appliquées en France, nettement plus restrictives que dans les autres pays producteurs de gaz, permettent de surcroît la réduction de l’empreinte carbone du gaz français par rapport au gaz importé. Si en France la production d’hydrocarbures fait l’objet d’un cadre règlementaire très stricte, (Police des mines, méthodes d’exploration et de production invasives prohibées, utilisation de certains produits interdite, études environnementales et de dangers préalables, etc.), ce n’est évidemment pas le cas dans les pays qui produisent actuellement le gaz consommé en France (Russie, Pays-Bas, Algérie, Qatar, États-Unis, etc.). L’impact sur l’environnement de la production d’hydrocarbures dans ces pays est plus important qu’en France (particulièrement quand la fracturation hydraulique y est autorisée), et les incidents plus nombreux.

Énergie locale attendue par les opérateurs locaux : L’exploitation d’un gaz local prévue sur plusieurs décennies, accessible à un prix compétitif, permettra de renforcer l’attractivité du bassin minier pour les industries consommatrices en gaz telles que la chimie, la métallurgie, l’automobile ou encore l’agroalimentaire, ce qui donnera lieu à la création d’emplois indirects dans la région. L’objectif de La Française de l’Énergie est de mettre en place des contrats d’approvisionnement avec différents partenaires locaux (les régies locales, les industriels) ou régionaux afin de générer des sources de revenus stables durant la période d’exploitation.

Appréciation de la commission d’enquête Le projet s’il est mis en œuvre conformément aux prévisions ne peut avoir que des effets bénéfiques sur l'économie locale, par l'investissement, l'emploi et la mise à disposition localement d'une énergie de transition concurrentielle. Les collectivités publiques bénéficieront de la réversion de diverses taxes par l’exploitant.

11) Indépendance énergétique :  la production locale de gaz contribue à l'indépendance énergétique du pays déjà très pauvre en ressources propres et largement dépendant des importations.

Réponses du M.O.

Comme exposé dans la partie 2.5, la consommation de gaz naturel devrait doubler d’ici 2040 selon l’Agence internationale de l’énergie. Cette dynamique est confirmée par les chiffres présentés par le ministère de l’environnement montrant une augmentation de la consommation en France ces dernières années. Pourtant, toujours d’après l’Agence internationale de l’énergie, les énergies renouvelables ne pourront pas assurer à elles seules la totalité de la demande énergétique au moins jusqu’en 2050, celles-ci étant, contrairement à la production de gaz, intermittentes.

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Alors que la production de gaz naturel sur le territoire français est très marginale, la consommation française de gaz dépend, par conséquent, presque exclusivement des importations (« Bilan énergétique de la France pour 2015 », ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer, novembre 2015, pp.29 et 37). L’absence de production de gaz sur le territoire français créée de ce fait une importante dépendance énergétique qui s’accentue avec l’augmentation de la consommation et de la population. Cette situation de dépendance énergétique contrevient directement aux objectifs fixés dans la loi du 17 août 2015 et, en particulier, ceux visant à favoriser l’émergence d’une économie compétitive et en emplois grâce à la mobilisation de toutes les filières industrielles, à assurer la sécurité d’approvisionnement, réduire la dépendance aux importations et maintenir un prix de l’énergie compétitif et attractif au plan international qui permette de maîtriser les dépenses en énergie des consommateurs. A l’échelle des territoires, cette dépendance énergétique entraînant une forte volatilité des prix est incompatible avec le développement d’activités à moyen ou long terme. De tels développements nécessitent en effet une visibilité sur les prix de l’énergie afin de réduire les incertitudes économiques.

Appréciation de la commission d’enquête Il est évident que si l'on considère la part du gaz dans le mixe énergétique national, toute production locale diminue notre très grande dépendance externe.

12) Impartialité de l'enquête : La commission d’enquête veille à l’impartialité du déroulement de la procédure. Celle–ci s’est déroulée conformément à la règlementation.

13) Propositions et contre-propositions : Il n’y a eu aucune proposition ou contre-proposition au projet soumis.

2.7 - Clôture de l'enquête et remise des documents

Le rapport et ses conclusions ont été remis en deux exemplaires papier ainsi qu’en version numérique à la Préfecture de Metz, Bureau des Enquêtes Publiques et de l’Environnement. Les pièces suivantes ont été jointes : - les 5 registres d'enquête format papier ; - les observations et courriers transmis lors de l’enquête publique. Un exemplaire du rapport et des conclusions motivées a été envoyé au Tribunal Administratif de Strasbourg.

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Fait à , le 9 novembre 2020

La commission d’enquête

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3-Annexes

1- Arrêté de mise à enquête 2- Avis d’enquête 3- Certificats d’affichage 4- Publication au Journal O fficiel 5- Publications dans les journaux locaux 6- PV de synthèse 7- Mémoire en réponse

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