Opportunités en matière de remplacement des carburants dans les secteurs industriels canadiens
Sommaire
1.1 Introduction
Le Canada se rapproche de son objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) de 30 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005. La Norme canadienne sur les combustibles propres devrait inclure les combustibles utilisés dans le secteur industriel. Une option pour réduire les émissions de GES au cours du cycle de vie des combustibles utilisés dans ce secteur serait de passer à des combustibles à faible teneur en carbone (CFTC), comme le gaz naturel, le gaz naturel renouvelable, les biocombustibles, la biomasse et plusieurs autres. L’étude examine le potentiel du passage à des CFTC, les économies et les coûts afférents ainsi que la mesure dans laquelle chaque combustible de ce type est prêt à être déployé dans neuf secteurs industriels.
En 2015, les neuf secteurs industriels compris dans la présente analyse ont contribué à près de 248 millions de tonnes de GES au Canada. Ce chiffre représente environ 34 % du total des émissions de GES du Canada qui sont de 722 millions de tonnes.Note de bas de page 1 Environ 64 % des GES provenant de ces neuf secteurs (soit 158 millions de tonnes) sont attribuables aux combustibles fossiles, dont certains sont utilisés comme matières premières; ce pourcentage pourrait être réduit en ayant recours aux CFTC. Parmi ces combustibles fossiles, on compte le gaz naturel utilisé pour la production d’ammoniac, de méthanol et de noir de carbone dans l’industrie chimique; les anodes en carbone dans l’industrie de l’aluminium; et le charbon utilisé pour fabriquer le coke et le coke métallurgique dans l’industrie sidérurgique. Dans ces cas-ci et dans d’autres situations, le carbone est ultimement oxydé pour former du dioxyde de carbone (CO2), fournissant également de l’énergie utile. Les émissions restantes peuvent être appelées émissions de procédés, une catégorie qui, dans le cadre de la présente analyse, comprend les émissions produites par l’utilisation de matières premières non méthaniques (c.-à-d. autres que celles provenant du gaz naturelNote de bas de page 2) qui ne peuvent être raisonnablement réduites en ayant recours aux CFTC. Les émissions de procédés comprennent : le dioxyde de carbone (CO2) provenant de la calcination des carbonates (p. ex. la pierre à chaux); les perfluorocarbures (PFC) provenant de la production d’aluminium; le coke déposé sur le catalyseur pendant le raffinage qui est brûlé pour régénérer le catalyseur; la combustion de gaz combustibles ou de gaz de dégagement provenant de matières premières de la pétrochimie, des raffineries et de la valorisation du bitume; et les émissions fugitives et d’évacuation, qui proviennent principalement du secteur des hydrocarbures en amont.
Le tableau de la page suivante présente des estimations des émissions totales de GES provenant de combustibles fossiles « substituables » dans les neuf secteurs d’intérêt qui ont été examinés dans le cadre de l’étude visant à les remplacer par des CFTC. Le gaz naturel représente près de 86 % des combustibles « substituables ». Le coke pétrolier, le charbon, le coke métallurgique, le mazout lourd, le diesel et les autres combustibles fossiles représentent chacun moins de 5 % des combustibles « substituables ». (Voir les tableaux 4 et 5 à la section 1.3.)
| Secteurs d’intérêt | Émissions de GES provenant de combustibles fossiles substituables | GES provenant de combustibles fossiles substituables ( %) |
Émissions de GES de |
Total |
|---|---|---|---|---|
| Hydrocarbures en amont | 92,7 | 59 % | 64,6 | 157.3 |
| Produits chimiques | 21,8 | 14 % | 3.2 | 25,0 |
| Fer et acier | 12,3 | 8 % | 0,5 | 12,8 |
| Exploitation minière (y compris le charbon) | 8,6 | 5 % | 0,7 | 9,3 |
| Produits forestiers | 6,6 | 4 % | 0,1 | 6,7 |
| Aluminium | 5,7 | 4 % | 1,0 | 6,7 |
| Raffinage du pétrole | 4,1 | 3 % | 13,1 | 17,2 |
| Ciment | 4,2 | 3 % | 6,5 | 10,7 |
| Métaux de base | 1,8 | 1 % | 0,1 | 1,9 |
| Total des secteurs d’intérêt | 157,8 | 100 % | 89,8 | 247,6 |
| % du total des émissions de GES | 64 % | 36 % | 100 % |
Sources : Environnement et Changement climatique Canada, Données sur les GES déclarées par les installations. https://www.canada.ca/fr/environnement-changement-climatique/services/changements-climatiques/emissions-gaz-effet-serre/declaration-installations.html.
Du secteur des hydrocarbures en amont est exclu le transport du gaz naturel.
Environnement et Changement climatique Canada (2017) Rapport d’inventaire national 1990-2015.
Certaines estimations reposent sur des données du Centre canadien de données et d’analyse de la consommation finale d’énergie dans l’industrie (CIEEDAC).
L’estimation de Cheminfo Services pour la catégorie « Émissions de GES provenant des combustibles fossiles substituables » comprend certains combustibles utilisés comme matières premières qui peuvent être remplacés par des CFTC. De petites quantités d’émissions issues du propane et d’autres combustibles qui ne sont pas examinés dans le cadre de la présente étude sont également comprises.
1.1.1 Hypothèses
Cette analyse a une large portée puisqu’elle englobe neuf secteurs industriels complexes. De nombreuses lacunes demeurent en ce qui concerne les données existantes sur l’utilisation des types de combustibles, les émissions de GES et le prix des combustibles. Un certain nombre d’hypothèses ont été choisies afin d’estimer les réductions des émissions et les coûts associés aux CFTC pour chaque secteur, en fonction de chaque type de carburant utilisé dans les provinces et territoires où les installations sont situées. Le contexte et les principales hypothèses sont présentés dans le tableau ci-dessous. Vous trouverez de plus amples détails sur les hypothèses et les sources d’information utilisées à la section 2 (Introduction).
| Principales hypothèses | Justifications et commentaires |
|---|---|
| Des taxes sur le carbone sont ajoutées aux prix des combustibles de référence. Les résultats sont présentés pour une taxe sur le carbone de 0 $, de 20 $, de 30 $ et de 50 $ par tonne d’émissions éq. CO2Note de bas de page 3. |
Le gouvernement du Canada a annoncé que les combustibles fossiles liquides (p. ex. le mazout lourd, le diesel, le propane, l’essence), les combustibles gazeux (p. ex. le gaz naturel) et les combustibles solides (p. ex. le charbon et le coke) feront l’objet d’une taxe sur le carbone. Les tarifs des taxes sur le carbone seront d’abord établis pour la période de 2018 à 2022. La taxe de chaque combustible visé sera d’abord de 10 $ par tonne d’émissions d’équivalent CO2 en 2018, puis elle augmentera de 10 $ par année pour se chiffrer à 50 $ en 2022Note de bas de page 4. |
| L’année de référence pour les émissions de GES, la consommation de carburant et les prix annuels était 2015. | Il s’agit de l’année la plus récente pour laquelle des données sur la consommation de carburant et les émissions de GES étaient disponibles. |
| Tous les CFTC disponibles et acheminés aux installations sont d’une qualité convenable pour remplacer jusqu’à 10 % des combustibles substituables utilisés aux prix hypothétiques des CFTC. | La disponibilité des CFTC et de leurs matières premières (p. ex. le gaz naturel renouvelable issu de la biomasse et les déchets urbains solides) est incertaine pour chaque province, territoire et région du Canada et n’a pu être évaluée dans le cadre de la présente étude. (Ressources naturelles Canada mène une étude distincte axée sur la disponibilité des CFTC et de leurs matières premières au Canada.) |
| Le taux de substitution par des CFTC a été maintenu à 10 % pour chacun des combustibles substituables dans tous les secteurs et pour chaque province et territoire. | La recherche a révélé qu’un faible taux de substitution (p. ex., environ 10 %) est réalisable sur le plan technique pour la plupart des CFTC de remplacement (certaines exceptions et restrictions ont été notées). Voici quelques exemples : le gaz naturel propre renouvelable (p. ex., le méthane) pourrait être utilisé comme solution de remplacement au gaz naturel; la biomasse ligneuse pourrait être utilisée comme solution de remplacement au charbon ou au coke pétrolier dans certains secteurs. Les résultats obtenus (p. ex. le prix total des CFTC) pour un taux de substitution de 10 % peuvent facilement être appliqués à une plus grande ou à une plus petite échelle. |
| Aucun coût d’immobilisation n’est nécessaire au remplacement des combustibles dans les installations lorsque l’on applique le taux de substitution hypothétique de 10 %. Seuls les coûts des combustibles (ou les économies réalisées) sont calculés sur une base annuelle. |
L’hypothèse selon laquelle aucun coût d’immobilisation n’est engagé dans les installations pour l’adoption de CFTC est raisonnable dans la plupart des cas (selon un taux de substitution de 10 % pour les combustibles de remplacement sélectionnés). Les coûts d’immobilisation amortis sur 15 à 20 ans dans les installations sont susceptibles d’être relativement faibles par rapport aux coûts annuels supplémentaires des combustibles dans la majorité des cas, mais pas tous. Une analyse spécifique au site, qui n’a pu être réalisée en raison du manque de données existantes sur les installations, est recommandée dans le cadre de travaux plus poussés afin de vérifier cette hypothèse. |
| Aucun nouveau pipeline installé pour le transport du gaz naturel ou d’autres combustibles. | Si le gaz naturel n’est pas disponible dans une province ou une région, celui-ci ne représenterait alors pas une option de CFTC envisageable. |
| Des installations de gaz naturel renouvelable (GNR) pourraient être construites près des usines ou sur des sites où il serait possible de l’injecter dans les pipelines du réseau de transport du gaz naturel. Le GNR satisferait aux exigences des spécifications en matière de gaz naturel. | On suppose que suffisamment de matières brutes renouvelables sont disponibles ou peuvent être récoltées (p. ex. la biomasse forestière ou ligneuse) afin de fournir les installations de GNR. |
| Les valeurs calorifiques et les facteurs d’émission appliqués étaient les mêmes pour la plupart des combustibles pour chaque secteur et région du Canada. | Pour le même type de carburant, les valeurs calorifiques et les facteurs d’émission peuvent varier en fonction du fournisseur et de l’utilisateur, ainsi que du secteur et de la province. La plupart de ces écarts contribuent en relativement faible partie aux incertitudes d’ensemble associées aux résultats présentés dans cette analyse. |
Les valeurs calorifiques des combustibles (c.-à-d. le pouvoir calorifique supérieur [PCS]), les facteurs d’émission et les prix des combustibles fossiles et des CFTC constituaient des renseignements clés afin d’établir des estimations concernant : les quantités d’énergie issue des CFTC nécessaires pour substituer les combustibles fossiles consommés durant l’année de référence (2015); les réductions des émissions de GES associés à la substitution par les CFTC; les coûts des CFTC (y compris la rentabilité en $/tonne d’émissions éq. CO2 évitée). Les données ont été recueillies pour les prix des combustibles en vigueur dans chaque province et territoire au cours de l’année de référence. Les prix des combustibles de 2015 étaient présentés sous différentes unités de mesure, lesquelles ont toutes été converties en dollar par gigajoule ($/GJ) en utilisant les valeurs moyennes du PCS. Les prix (ou les coûts totaux en termes économiques) pour la distribution aux utilisateurs ont été établis dans le cadre de l’hypothèse à 15 $/GJ dans le cas du gaz naturel renouvelable et celui du biocharbon. Ces prix comprennent les coûts d’immobilisation, les revenus du capital, le coût des matières premières et tous les autres coûts, y compris les coûts du transport jusqu’aux utilisateurs.
Les taxes sur le carbone de 10 $, 20 $, 30 $, 40 $ et 50 $/tonne d’émissions éq. CO2 sont présentées en $/GJ. Les taxes sur le carbone, exprimées en $/GJ, qui diffèrent selon chaque type de carburant, ont été ajoutées aux prix de l’année de référence.
L’étude visait principalement à cerner les possibilités en matière de CFTC et à réaliser des estimations sur les coûts ou les économies découlant de l’adoption de ce type de carburant. Dans le cadre de l’étude, le terme « possibilité » fait référence à l’adoption potentielle de CFTC par les industries, selon laquelle elles seraient en mesure de réduire leurs dépenses en carburant par rapport au cas de référence. Le cas de référence de l’étude comprend les coûts supplémentaires des taxes sur le carbone ou des pénalités données pour les émissions de GES attribuables à l’utilisation de combustibles fossiles substituables (de même que les coûts des taxes sur le carbone pour les CFTC de remplacement, qui sont moins élevés). Sans ces taxes sur le carbone (voir dans le corps du rapport les résultats pour une taxe sur le carbone établie à 0 $/tonne d’émissions éq. CO2), l’industrie ne retire pratiquement aucun avantage financier pour l’utilisation de CFTC, puisque leur prix sont plus élevés que ceux des combustibles fossiles. Cette réalité reflète l’intérêt de l’industrie d’avoir recours à des sources d’énergie, ou des combustibles, qui permettent de minimiser ses coûts. L’étude présente des résultats qui montrent qu’il existe des opportunités reliées à une hausse des taxes sur le carbone.
L’ensemble des prix de l’année de référence (2015) sans taxes sur le carbone, avec taxes sur le carbone, par province et par territoire (avec les sources ou les renseignements appuyant l’hypothèse) ainsi que les valeurs du PCS et les facteurs d’émission sont documentés à la section 2 (Introduction). Les prix de l’année de référence sans taxes sur le carbone pour chaque province et territoire sont présentés dans le tableau suivant. Les estimations sur la consommation de carburant des secteurs en fonction du type de carburant ont été établies pour chaque province et territoire étant donné que les prix du carburant varient d’une région à l’autre. Par exemple, le prix du gaz naturel en Alberta n’est pas le même qu’en Ontario.
| Province ou territoire | Gaz naturel ($/GJ) |
Mazout lourd ($/GJ) |
Distillats moyens et diesel ($/GJ) |
Coke pétrolier – raffinerie ($/GJ) |
Coke pétrolier – installations de valorisation ($/GJ) |
Charbon ($/GJ) |
Coke de houille ($/GJ) |
Biomasse ligneuse ($/GJ) |
Biocharbon ($/GJ) |
Gaz naturel renouvelable ($/GJ) |
Pneus usagés ($/GJ) |
Diesel et biodiesel renouvelables ($/GJ) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Prix de 2015 – sans taxe sur le carbone | ||||||||||||
| Ontario | 5,07 $ | 15,80 $ | 17,49 $ | 1,49 $ | 1,12 $ | 6,39 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 33,48 $ | |
| Québec | 6,34 $ | 11,36 $ | 17,93 $ | 4,28 $ | 1,12 $ | 6,31 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 28,62 $ | |
| Colombie-Britannique | 3,05 $ | 9,87 $ | 17,64 $ | 4,33 $ | 1,96 $ | 4,23 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 31,40 $ | |
| Alberta | 2,14 $ | 8,92 $ | 16,80 $ | 2,43 $ | (0,16 $) | 1,39 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 28,87 $ | |
| Manitoba | 4,34 $ | 9,87 $ | 16,59 $ | 2,43 $ | 1,96 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 30,98 $ | ||
| Saskatchewan | 3,08 $ | 9,92 $ | 16,07 $ | 2,43 $ | 2,07 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 32,43 $ | ||
| Nouveau-Brunswick | 4,73 $ | 10,52 $ | 16,71 $ | 2,53 $ | 3,54 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 34,62 $ | ||
| Nouvelle-Écosse | 3,23 $ | 5,51 $ | 16,60 $ | 2,53 $ | 2,45 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 34,62 $ | ||
| Terre-Neuve-et-Labrador | 9,94 $ | 17,93 $ | 3,16 $ | 2,45 $ | 2,45 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 34,62 $ | ||
| Île-du-Prince-Édouard | 9,16 $ | 16,94 $ | 29,06 $ | |||||||||
| Canada (en moyenne) | 4,00 $ | 10,09 $ | 17,07 $ | 7,71 $ | (0,16 $) | 2,01 $ | 4,84 $ | 5,56 $ | 15,00 $ | 15,00 $ | 4,16 $ | 32,43 $ |
| Taxe sur le carbone ($/GJ) | ||||||||||||
| Taxe sur le carbone à 10 $/tonne éq. CO2 | 0,49 $ | 0,75 $ | 0,73 $ | 0,83 $ | 0,97 $ | 0,91 $ | 1,10 $ | 0,02 $ | 0,01 $ | 0,0003 $ | 0,64 $ | 0,001 $ |
| Taxe sur le carbone à 20 $/tonne éq. CO2 | 0,99 $ | 1,50 $ | 1,46 $ | 1,66 $ | 1,94 $ | 1,82 $ | 2,21 $ | 0,04 $ | 0,02 $ | 0,001 $ | 1,28 $ | 0,001 $ |
| Taxe sur le carbone à 30 $/tonne éq. CO2 | 1,48 $ | 2,24 $ | 2,19 $ | 2,49 $ | 2,91 $ | 2,73 $ | 3,31 $ | 0,06 $ | 0,03 $ | 0,001 $ | 1,91 $ | 0,002 $ |
| Taxe sur le carbone à 40 $/tonne éq. CO2 | 1,97 $ | 2,99 $ | 2,92 $ | 3,32 $ | 3,89 $ | 3,64 $ | 4,41 $ | 0,08 $ | 0,04 $ | 0,001 $ | 2,55 $ | 0,002 $ |
| Taxe sur le carbone à 50 $/tonne éq. CO2 | 2,47 $ | 3,74 $ | 3,65 $ | 4,14 $ | 4,86 $ | 4,55 $ | 5,52 $ | 0,10 $ | 0,05 $ | 0,002 $ | 3,19 $ | 0,003 $ |
1.2 Présentation des résultats et discussion
Une section distincte présente chaque secteur d’intérêt. Dans chaque section, des tableaux présentent les estimations de la consommation de carburant en fonction du type de carburant selon chaque province et territoire. Ces tableaux ont été utilisés afin de déterminer les émissions de GES spécifiques aux combustibles, selon la province ou le territoire, auxquelles ont été appliqués des tarifs propres aux provinces et territoires. La consommation de carburant en unités de mesure d’énergie (térajoules) a été utilisée pour établir une estimation des coûts.
Chaque carburant de chaque secteur a été substitué selon un taux de 10 % en matière d’énergie (p. ex. en térajoules, et non en unités de volume ou de masse [tonnes de carburant]) pour chacune des estimations de coûts établies. Si plus d’un CFTC a été utilisé pour remplacer un carburant à plus haute teneur en carbone, le 10 % de réduction de la consommation de carburant (et non des émissions de GES) a été divisé en parts égales. Par exemple, si la biomasse, le gaz naturel, le gaz naturel renouvelable et les pneus usagés sont utilisés pour remplacer le charbon dans un secteur dans une province donnée, les quatre CFTC représenteront chacun 2,5 % (en matière d’énergie, c.-à-d. en térajoules) dans ce secteur et cette province. Si l’on utilisait trois CFTC comme combustibles de substitution, chacun d’eux serait responsable à 3,33 % du remplacement de carburant.
Afin d’estimer les coûts annuels de chaque option de CFTC, 10 % de la consommation de carburant dans le secteur et la province est multiplié par la différence entre le prix du CFTC (qui est généralement plus élevé) et celui du carburant à plus haute teneur en carbone qui est actuellement utilisé. Les coûts pour une année peuvent être divisés par la réduction annuelle des émissions de GES afin d’estimer la rentabilité (c.-à-d. par la valeur en $/tonne éq. CO2 évitée). Les coûts ont été estimés dans un contexte où différentes taxes sur le carbone sont en place. Les utilisations de carburant estimées, les réductions des émissions de GES, les coûts annuels des combustibles et les résultats en matière de rentabilité sont présentés pour chaque province et territoire. Un exemple de calcul est présenté à la section 2 (Introduction).
Les coûts présentés pour chaque secteur ne sont pas destinés à représenter de manière fidèle les « vraies » courbes des coûts marginaux pour chaque secteur ou province, étant donné qu’il existe potentiellement des solutions de remplacement ou des technologies et mesures complémentaires que les installations pourraient adopter afin de réduire leur consommation de combustibles fossiles et leurs émissions de GES. Par exemple, les installations pourraient investir dans les technologies visant à réduire la consommation de carburant et à améliorer l’efficacité énergétique (à des prix plus bas qu’en ayant recours aux CFTC), afin que le total de leur consommation annuelle de carburant et les coûts de celle-ci soient plus bas que les mêmes valeurs déterminées dans le cas d’une substitution de 10 %. Les coûts présentés s’appliquent à chaque secteur de chaque province et territoire, l’hypothèse inhérente voulant que les CFTC déterminés puissent être adoptés par l’ensemble des appareils utilisateurs de combustibles fossiles en s’assurant que l’opération de substitution ne nécessite aucun (ou presque) coût d’immobilisation et autres, mis à part le prix indiqué pour chaque CFTC dans le cadre de cette étude. Toutes les options de réduction des émissions de GES (y compris les options visant à améliorer l’efficacité énergétique) devraient être examinées de manière indépendante les unes des autres pour éviter d’établir une courbe des coûts inadéquate.
Les coûts présentés ne constituent pas des courbes de coûts marginaux « réelles » et les options de CFTC et leurs coûts ont été conçus de manière indépendante, en s’assurant qu’elles ne s’influencent pas et que les réductions de coûts ou d’émissions de GES réalisées ne sont pas comptées en double. Ainsi, le classement des coûts par ordre d’augmentation de la rentabilité ($/tonne éq. CO2 évitée) revêt une valeur analytique permettant de cerner les options de CFTC qui seraient les plus avantageuses à adopter sur le plan économique (ou qui au contraire seraient associées à des taxes sur le carbone plus élevées). Il convient de noter que des taxes sur le carbone plus élevées signifient de plus faibles coûts d’adoption des CFTC. Ce fait s’explique par le prix des combustibles qui se rapproche progressivement du coût des CFTC une fois qu’on y a ajouté la taxe sur le carbone (et parce que la taxe sur le carbone des CFTC est moins élevée). Lorsque les estimations des coûts présentées sont supérieures à zéro, le paiement d’une taxe sur le carbone est préférable à l’utilisation du CFTC indiqué. Lorsque les coûts sont inférieurs à zéro, l’utilisation de CFTC est plus intéressante sur le plan financier par rapport à l’utilisation de combustibles fossiles; il s’agit ainsi d’une « possibilité » pour un utilisateur de combustible de l’industrie, tel que défini dans le cadre de l’étude.
Le classement des coûts pour chaque secteur analysé dans tout le Canada et pour chaque province et territoire est présenté à l’Annexe.
1.2.1 Discussion sur les enjeux techniques
Des facteurs d’ordre technique sont discutés lorsque des incertitudes importantes touchent l’adoption des CFTC. Voici des exemples d’importants facteurs techniques concernant la substitution par des CFTC qui sont examinés dans le présent rapport : l’utilisation de la biomasse pour remplacer le charbon pour la fabrication du coke dans le secteur sidérurgique; l’utilisation du biocharbon pour remplacer le coke utilisé dans les hauts fourneaux dans le secteur sidérurgique; et l’utilisation de biocharbon (charbon) pour remplacer le coke pétrolier utilisé dans la fabrication d’anodes en carbone pour la production d’aluminium.
Une des hypothèses clés de l’étude est que la qualité du gaz naturel renouvelable (GNR) disponible conviendrait pour remplacer le gaz naturel. Cela signifie qu’il serait en grande partie composé de méthane et aurait un contenu énergétique (en gigajoules par mètre cube) comparable à celui du gaz naturel. L’hypothèse afférente est que le GNR pourrait être produit et distribué directement dans les pipelines du réseau de transport de gaz naturel ou être acheminé par pipelines directement aux usines à partir d’installations de GNR sur place ou à proximité pour un tarif de 15 $ par gigajoule. Le prix ou coût total comprendrait les coûts d’immobilisation (amortis), le revenu du capital et tous les autres coûts associés à la distribution du GNR. Dans de telles conditions, le GNR constituerait un carburant de substitution permettant à l’utilisateur industriel d’éviter d’engager des coûts d’immobilisation ou autres. Par conséquent, les facteurs techniques que les intervenants de l’industrie devraient prendre en considération afin d’adopter les mesures d’adaptation nécessaires pour remplacer le gaz naturel par le GNR ne sont pas discutés dans le rapport. Compte tenu des faibles taux de substitution établis dans le cadre de l’hypothèse, et si l’on considère que de nombreuses installations (mais pas toutes) dans pratiquement tous les secteurs utilisent le gaz naturel, on estime que la substitution par le GNR entraînera peu de problèmes techniques, voire aucun. L’analyse n’examine pas les matières premières, les problèmes techniques ou les coûts d’immobilisation associés à la production et à la distribution du GNR aux utilisateurs.Note de bas de page 6 Dans les régions dépourvues de pipelines de gaz naturel, l’utilisation du gaz naturel comme CFTC n’a pas été analysée.
Des hypothèses similaires sont faites sur le diesel renouvelable et le biodiesel comme combustibles de remplacement au diesel et au mazout lourd. Dans la présente analyse, le diesel renouvelable (DR) et le biodiesel (BD) ne sont pas considérés séparément. Pour une question de simplicité, les hypothèses inhérentes veulent que le DR ou le BD puissent être utilisés au taux de substitution établi (p. ex. 10 %) et seraient accessibles au prix moyen estimé pour chaque province et territoire. Le diesel renouvelable constitue généralement le carburant de prédilection (par rapport au biodiesel) pour substituer le diesel. Le biodiesel est souvent plus utilisé durant l’été afin d’atténuer les préoccupations relatives à sa fluidité.Note de bas de page 7
Les résultats de l’étude sont associés à un niveau d’incertitude modéré, et devraient donc être utilisés uniquement par Ressources naturelles Canada pour faciliter la compréhension et servir de référence par rapport à l’ampleur possible des coûts associés à l’adoption de CFTC aux taux présentés. Les principales sources d’incertitude associées aux résultats sur les coûts présentés dans l’étude résident dans les prix des combustibles, les quantités de combustibles utilisées par chaque secteur dans l’ensemble des provinces et territoires et l’hypothèse selon laquelle les coûts d’immobilisation sont nuls au taux de substitution établi. En l’absence de données exhaustives accessibles au public et d’une quantité suffisante de renseignements provenant des installations industrielles (qui n’ont pu être recueillies en quantité raisonnable, compte tenu des méthodologies qui pouvaient être appliquées dans le cadre de l’étude et des ressources disponibles), des estimations approximatives ont été faites en s’appuyant sur des données historiques concernant la consommation de carburant et les émissions de GES ainsi que sur le jugement du consultant.
1.3 Types de carburant utilisés dans les secteurs selon chaque province et territoire
Le tableau de la page suivante présente des estimations sur la consommation totale de combustibles dans chaque province et territoire pour chacun des neuf secteurs industriels analysés. Pour des raisons de confidentialité, des lacunes demeurent en ce qui a trait aux données accessibles au public (c.-à-d. tirées de Statistique Canada) propres à chaque province et territoire pour l’ensemble des secteurs. Par conséquent, de nombreuses estimations reposent sur les données disponibles, les émissions de GES par secteur et province et l’application d’hypothèses raisonnables. Les combustibles présentés dans les colonnes en gris du tableau qui suit n’ont pas été envisagés en tant que carburant de substitution dans le cadre de l’étude. Tous les autres combustibles ont été évalués comme CFTC de substitution.
| Gaz naturel (PJ) |
Mazout lourd (PJ) |
Distillats moyens et diesel (PJ) |
Coke pétrolier (PJ) |
Charbon (PJ) |
Coke de houille, gaz de four à coke (PJ) |
Anodes en carbone1 (PJ) |
Autres (PJ) |
Gaz combustibles et gaz de dégagement de raffinerie (PJ) |
Liqueur résiduaire (PJ) |
Propane (PJ) |
Biomasse (PJ) |
Total (PJ) |
|
| Ontario | 215,1 | 6,9 | 11,1 | 24,1 | 13,2 | 86,4 | 2,8 | 37,5 | 40,1 | 0,5 | 47,5 | 485,2 | |
| Québec | 143,4 | 9,5 | 4,6 | 3,6 | 13,5 | 41,6 | 1,3 | 33,1 | 42,4 | 0,5 | 51,3 | 344,7 | |
| Colombie-Britannique | 152,4 | 2,6 | 17,3 | 4,3 | 8,2 | 1,8 | 1,0 | 5,9 | 69,4 | 0,5 | 45,1 | 308,3 | |
| Alberta | 1 681,0 | 3,2 | 54,2 | 39,4 | 3,5 | 0,9 | 264,3 | 39,5 | 0,8 | 19,5 | 2 106,3 | ||
| Manitoba | 28,9 | 1,3 | 6,1 | 0,1 | 2,9 | 0,9 | 2,6 | 43,0 | |||||
| Saskatchewan | 259,6 | 0,1 | 1,3 | 10,6 | 0,0 | 12,8 | 3,9 | 0,2 | 1,9 | 290,4 | |||
| Nouveau-Brunswick | 16,7 | 3,7 | 0,7 | 8,9 | 0,0 | 27,2 | 21,5 | 0,3 | 6,9 | 86,0 | |||
| Nouvelle-Écosse | 4,9 | 0,2 | 0,9 | 0,3 | 0,4 | 0,1 | 0,0 | 3,4 | 0,1 | 3,9 | 14,1 | ||
| Terre-Neuve-et-Labrador | 11,8 | 9,0 | 2,7 | 0,0 | 10,3 | 10,0 | 0,1 | 0,6 | 44,4 | ||||
| Île-du-Prince-Édouard | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,1 | 0,2 | |||||||
| Yukon | 0,0 | 4,1 | 0,0 | 0,5 | 0,0 | 4,7 | |||||||
| Territoires du Nord-Ouest | 4,4 | 0,1 | 16,3 | 2,6 | 0,0 | 23,4 | |||||||
| Consommation totale de combustibles | 2506,3 | 39,5 | 125,4 | 94,0 | 38,9 | 96,7 | 43,4 | 6,2 | 390,8 | 223,1 | 7,1 | 179,4 | 3 751,7 |
Les entrées indiquant 0,0 correspondent à des valeurs supérieures à zéro qui ont été arrondies.
- Comprennent l’énergie découlant de l’oxydation des anodes en carbone dans la production de l’aluminium et de la combustion des brais dans le processus de cuisson des anodes.
Les combustibles en gris n’ont pas été envisagés en tant que carburant de substitution dans le cadre de l’étude.
Le tableau suivant présente la quantité d’énergie issue des CFTC nécessaire pour substituer 10 % des combustibles fossiles examinés dans la présente étude. Le tableau exclut la liqueur résiduelle des usines de pâtes et papiers, ainsi que la biomasse. Les combustibles qui ne se prêtent pas à une substitution sont également exclus, notamment : les gaz combustibles de raffinerie, le coke dans les catalyseurs régénérés des raffineries de pétrole et les gaz de dégagement de la valorisation du bitume. Les faibles quantités de propane sont aussi exclues.
| Région | Gaz naturel (PJ) |
Mazout lourd (PJ) |
Distillats moyens et diesel (PJ) |
Coke pétrolier (PJ) |
Charbon (PJ) |
Coke de houille, gaz de four à coke (PJ) |
Anodes en carbone (PJ) |
Autres (PJ) |
Total (PJ) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ontario | 21,5 | 0,7 | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 8,6 | 0,3 | 34,4 | |
| Québec | 14,3 | 1,0 | 0,5 | 0,4 | 1,4 | 4,2 | 0,1 | 21,7 | |
| Colombie-Britannique | 15,2 | 0,3 | 1,7 | 0,3 | 0,8 | 0,2 | 0,1 | 18,6 | |
| Alberta | 168,1 | 0,3 | 5,4 | 3,2 | 0,4 | 0,1 | 177,5 | ||
| Manitoba | 2,9 | 0,1 | 0,6 | 0,0 | 3,6 | ||||
| Saskatchewan | 26,0 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 26,1 | ||||
| Nouveau-Brunswick | 1,7 | 0,4 | 0,1 | 0,2 | 0,0 | 2,3 | |||
| Nouvelle-Écosse | 0,5 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,7 | ||
| Terre-Neuve-et-Labrador | 1,2 | 0,9 | 0,0 | 1,0 | 3,1 | ||||
| Toutes les autres* | 0,4 | 0,0 | 2,0 | 0,0 | 2,5 | ||||
| Consommation totale de combustibles | 250,6 | 3,9 | 12,5 | 4,9 | 3,9 | 9,7 | 4,3 | 0,6 | 290,7 |
| Total (%) | 86,2 % | 1,3 % | 4,3 % | 1,7 % | 1,3 % | 3,3 % | 1,5 % | 0,2 % | 100,0 % |
Les entrées indiquant 0,0 correspondent à des valeurs supérieures à zéro qui ont été arrondies. La somme des chiffres arrondis peut différer du total.
* Île-du-Prince-Édouard, Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut
Les estimations sur la consommation de combustibles de l’ensemble des provinces et territoires selon chaque secteur sont présentées dans le corps du rapport.
1.4 Sommaire des coûts associés à des combustibles à faible teneur en carbone
Le tableau ci-dessous présente un résumé de la consommation totale de combustibles dans les neuf secteurs, des réductions des émissions de GES associées à une substitution à 10 % par des CFTC, des coûts annuels du carburant et de la rentabilité pour le secteur. Une réduction totalisant 15 297 kilotonnes d’émissions de GES résulterait de l’utilisation de CFTC au taux de substitution établi.
| Secteur | Utilisation totale de combustibles fossiles (TJ) |
Pourcentage de substitution hypothétique par des CFTC | CFTC nécessaire (TJ) |
Émissions de GES attribuables aux combustibles fossiles (Kt éq. CO2) |
Réduction des émissions de GES associées aux CFTC (Kt éq. CO2) |
Réduction totale des émissions de GES attribuables aux combustibles utilisés dans le secteur (%) | Réduction totale des émissions de GES attribuables aux combustibles (%) | Coûts des combustibles selon une taxe de 50 $ (M$/année) |
Rentabilité moyenne selon une taxe de 50 $ ($/tonne éq. CO2) |
Réductions cumulatives des émissions de GES selon une taxe de 50 $ (Kt éq. CO2) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ciment | 52 561 | 10 % | 5 255 | 421 | 261 | 6,07 % | 0,15 % | 9 | 36 | 261 |
| Fer et acier | 168 385 | 10 % | 16 758 | 1 240 | 1 231 | 9,65 % | 0,70 % | 71 | 58 | 1 492 |
| Aluminium | 58 525 | 10 % | 5 852 | 451 | 447 | 7,83 % | 0,26 % | 43 | 97 | 1 939 |
| Exploitation minière | 124 386 | 10 % | 11 943 | 834 | 826 | 9,58 % | 0,47 % | 113 | 137 | 3 547 |
| Métaux communs | 29 510 | 10 % | 2 920 | 180 | 154 | 7,92 % | 0,09 % | 24 | 154 | 2 720 |
| Produits forestiers | 116 956 | 10 % | 11 696 | 628 | 627 | 9,50 % | 0,36 % | 102 | 162 | 2 566 |
| Produits chimiques | 439 865 | 10 % | 43 971 | 2 174 | 2 173 | 8,69 % | 1,24 % | 389 | 179 | 5 719 |
| Hydrocarbures en amont | 1 839 465 | 10 % | 183 947 | 9 280 | 9 171 | 8,64 % | 5,24 % | 1 842 | 201 | 14 890 |
| Raffinage du pétrole | 78 196 | 10 % | 7 773 | 408 | 407 | 2,36 % | 0,23 % | 68 | 167 | 15 297 |
| Totaux | 2 907 849 | 10 % | 290 115 | 15 615 | 15 297 | 8,74 % | 8,74 % | 2 661 | 174 |
Source Cheminfo Services estimates.
L’analyse a déterminé un nombre relativement faible de possibilités où des économies de carburant peuvent être réalisées par rapport au paiement d’une taxe sur le carbone de 50 $ par tonne d’équivalent CO2. La somme cumulative totale de ces réductions d’émissions de GES était de 693 kilotonnes, comme indiqué à la dernière ligne du tableau qui suit. Il convient de noter que ces estimations s’appuient uniquement sur un taux de substitution de 10 % pour chaque carburant dans chaque secteur, province et territoire. L’application d’un taux de substitution plus élevé dans ces zones de possibilité entraînerait des réductions d’émissions de GES plus élevées. Par exemple, si le gaz naturel remplaçait tout le coke pétrolier utilisé dans certaines cimenteries et usines de valorisation du bitume (où les coûts représentent un plus grand avantage par rapport à la taxe sur le carbone de 50 $/tonne éq. CO2), les réductions des émissions de GES seraient beaucoup plus importantes qu’au taux de substitution de 10 %. Tous les coûts des options de CFTC analysées selon chaque province et secteur sont présentés à l’Annexe.
| Secteur | Province | Option de carburant à faible teneur en carbone | Réduction des émissions de GES associées aux CFTC (Kt éq. CO2) |
Coûts des combustibles selon une taxe de 50 $ (M$/année) |
Rentabilité selon une taxe de 50 $ ($/tonne éq. CO2) |
Réduction cumulative des émissions de GES (Kt éq. CO2) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Métaux communs | Colombie-Britannique | Gaz naturel pour le coke pétrolier | 0,4 | (0,03) | (88) | 0,4 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Gaz naturel pour le coke pétrolier | 2,8 | (0,24) | (88) | 3 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Pneus usagés pour le coke pétrolier | 1,6 | (0,09) | (59) | 5 |
| Ciment | Alberta | Gaz naturel pour le coke pétrolier | 2,6 | (0,15) | (59) | 7 |
| Ciment | Québec | Pneus usagés pour le coke pétrolier | 2,1 | (0,12) | (56) | 9 |
| Ciment | Alberta | Gaz naturel pour d’autres combustibles Note de bas de page 8* | 1,2 | (0,06) | (52) | 11 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Gaz naturel pour d’autres combustibles* | 0,1 | (0,01) | (51) | 11 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Gaz naturel pour d’autres combustibles* | 1,3 | (0,05) | (39) | 12 |
| Métaux communs | Colombie-Britannique | Biomasse pour le coke pétrolier | 0,9 | (0,03) | (35) | 13 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Biomasse pour le coke pétrolier | 6,7 | (0,23) | (35) | 20 |
| Métaux communs | Québec | Biomasse pour le coke pétrolier | 0,4 | (0,01) | (34) | 20 |
| Ciment | Québec | Biomasse pour le coke pétrolier | 9,1 | (0,31) | (34) | 29 |
| Ciment | Alberta | Gaz naturel pour le charbon | 4,5 | (0,14) | (32) | 34 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Gaz naturel pour le charbon | 0,5 | (0,02) | (31) | 34 |
| Métaux communs | Colombie-Britannique | Gaz naturel pour le charbon | 2,6 | (0,08) | (30) | 37 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Gaz naturel pour le coke pétrolier | 0,3 | (0,01) | (29) | 37 |
| Métaux communs | Nouveau-Brunswick | Gaz naturel pour le charbon | 0,0 | (0,00) | (26) | 37 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Gaz naturel pour le charbon | 4,9 | (0,12) | (24) | 42 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Biomasse pour d’autres combustibles* | 0,4 | (0,01) | (18) | 42 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Biomasse pour le charbon | 1,1 | (0,02) | (15) | 43 |
| Métaux communs | Nouveau-Brunswick | Biomasse pour le coke pétrolier | 3,2 | (0,04) | (13) | 47 |
| Ciment | Nouvelle-Écosse | Biomasse pour le coke pétrolier | 0,7 | (0,01) | (13) | 47 |
| Métaux communs | Manitoba | Biomasse pour le coke pétrolier | 0,4 | (0,00) | (11) | 48 |
| Ciment | Alberta | Biomasse pour le coke pétrolier | 6,2 | (0,07) | (11) | 54 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Biomasse pour d’autres combustibles* | 4,4 | (0,04) | (10) | 58 |
| Ciment | Colombie-Britannique | Biomasse pour le charbon | 10,4 | (0,10) | (10) | 69 |
| Métaux communs | Colombie-Britannique | Biomasse pour le charbon | 6,8 | (0,06) | (9) | 75 |
| Ciment | Alberta | Biomasse pour d’autres combustibles | 3,3 | (0,01) | (4) | 79 |
| Ciment | Alberta | Biomasse pour le charbon | 9,6 | (0,03) | (3) | 88 |
| Hydrocarbures en amont | Alberta | Gaz naturel pour le coke pétrolier dans les usines de valorisation | 141,1 | (0,27) | (2) | 230 |
| Exploitation minière | Québec – extraction du minerai de fer | Gaz naturel renouvelable pour le mazout lourd | 15,5 | (0,02) | (1) | 245 |
| Ciment | Ontario | Biomasse pour d’autres combustibles* | 10,2 | (0,00) | (0) | 255 |
| Ciment | Québec | Biomasse pour d’autres combustibles* | 4,8 | (0,00) | (0) | 260 |
| Ciment | Ontario | Biomasse pour le charbon | 29,8 | (0,00) | (0) | 290 |
| Ciment | Québec | Biomasse pour le charbon | 14,1 | (0,00) | (0) | 304 |
| Fer et acier | Ontario | Biomasse pour le coke | 388,7 | (0,04) | (0) | 693 |
Des coûts annuels négatifs signifient des économies annuelles. Le fait d’arrondir donne lieu à des résultats nuls.
* Dans le secteur du ciment, les « autres combustibles » englobent les déchets solides et liquides, ainsi que divers combustibles qui ne sont pas traités ailleurs (voir la section relative au ciment).
Le tableau qui suit présente un résumé des réductions des émissions de GES et des coûts en fonction de chaque province et territoire. Le total et la moyenne des coûts présentés sont fortement influencés par les secteurs de chaque province et territoire et par les différences entre les combustibles à haute teneur en carbone et ceux à faible teneur en carbone. Par exemple, le prix du gaz naturel en Ontario est plus élevé qu’en Alberta, ainsi la différence de prix (et coût) entre l’option de CFTC (c.-à-d. le GNR) et le gaz naturel est plus faible en Ontario. Certaines options de CFTC sont moins rentables dans les provinces où les secteurs utilisent le carbone solide en tant que sources d’énergie, comme le charbon et le coke pétrolier. C’est notamment le cas dans les cimenteries en Ontario et au Québec et dans les usines de sidérurgie intégrées en Ontario. Dans ces cas, la biomasse et d’autres sources de carbones renouvelables permettent alors de réaliser d’importantes réductions des émissions de GES par rapport aux combustibles fossiles sous forme solide, qui ont une forte intensité d’émissions.
| Province | CFTC nécessaire à une substitution de 10 % (TJ) |
Émissions de GES attribuables aux combustibles fossiles remplacés par des CFTC (Kt éq. CO2) |
Réductions des émissions de GES réalisées grâce à une substitution de 10 % par des CFTC (Kt éq. CO2) |
Coûts des combustibles selon une taxe de 50 $ (M$/année) |
Rentabilité selon une taxe de 50 $ ($/tonne éq. CO2) |
|---|---|---|---|---|---|
| Ontario | 33 601 | 2 135 | 2 047 | 194 | 95 |
| Québec | 22 955 | 1 429 | 1 387 | 143 | 103 |
| Terre-Neuve-et-Labrador | 1 557 | 134 | 131 | 16 | 120 |
| Nouveau-Brunswick | 2 230 | 126 | 121 | 19 | 156 |
| Manitoba | 3 058 | 155 | 155 | 26 | 170 |
| Colombie-Britannique | 18 374 | 1 004 | 961 | 167 | 173 |
| Nouvelle-Écosse | 611 | 34 | 31 | 5 | 174 |
| Saskatchewan | 26 022 | 1 286 | 1 285 | 247 | 192 |
| Alberta | 177 068 | 8 988 | 8 855 | 1 795 | 203 |
| Île-du-Prince-Édouard | 0,2 | 0,01 | 0,01 | 0,004 | 291 |
| Tout autre type d’exploitation minière (moyenne canadienne) | 4 638 | 323 | 322 | 50 | 154 |
| Totaux et moyennes | 290 115 | 15 615 | 15 297 | 2 661 | 174 |
Rapport complet disponible sur demande. S'il vous plaît contactez Carburants à faible teneur en carbone et alternatifs à nrcan.lowcarbonandalternativefuels-carburantsafaibleteneurencarboneetalternatifs.rncan@canada.ca
Détails de la page
- Date de modification :