Volet côtier et infracôtier du Fonds de réduction des émissions – rapport sur les extrants du Programme
Le méthane, c’est important : la voie du Canada vers la carboneutralité
Le Canada s’est engagé à parvenir à des émissions de gaz à effet de serre (GES) nettes nulles d’ici 2050, ce qui signifie qu’il faut équilibrer les émissions de GES rejetées avec celles qui sont éliminées ou compensées. Le méthane (CH4) est un GES qui contribue de manière significative au forçage climatique. En effet, on estime qu’il a un potentiel de réchauffement planétaire (PRP) 25 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone (CO2) et qu’il est responsable d’un quart du réchauffement planétaire observé aujourd’hui. Au Canada, il est classé comme substance toxique ayant des effets néfastes sur la santé humaine, la faune, l’agriculture et l’environnement. Cependant, comme le méthane se décompose beaucoup plus rapidement que le CO2 (environ 10 à 15 ans, alors que le CO2 atmosphérique peut persister pendant des centaines d’années), le taux de méthane dans l’atmosphère réagit relativement rapidement au changement des taux d’émission. Par conséquent, l’élimination des émissions de méthane à la source s’avère être un moyen très efficace de lutter contre les changements climatiques.
Plus de la moitié du méthane émis dans le monde provient de l’activité humaine dans trois domaines, soit l’agriculture, les combustibles fossiles et les déchets. Au Canada, le secteur des hydrocarbures est le plus grand contributeur industriel aux émissions de méthane, en raison de la production et du traitement du pétrole brut, du bitume et du gaz naturel. Avec des opérations en amont impliquant des dizaines de milliers d’installations, des centaines de milliers de puits et des millions de composants présentant un potentiel d’émission, les sources de méthane représentent environ 21 % des émissions totales de GES de l’industrie des combustibles fossiles en équivalent dioxyde de carbone (CO2e).Note de bas de page 1
Le méthane provenant des installations pétrolières conventionnelles est émis par rejet intentionnel dans l’atmosphère (dégagement de gaz) ou sous forme d’émissions fugitives. Le méthane est évacué des équipements pour des raisons de sécurité lorsqu’il n’y a pas d’infrastructure pour le conserver et l’acheminer hors du site et qu’il n’y a pas de besoin immédiat de ce gaz comme combustible. Les émissions fugitives, quant à elles, peuvent résulter du torchage intentionnel (combustion thermique) et des fuites non intentionnelles de gaz riche en méthane lors de la production, du traitement, du transport et du stockage des combustibles. Les émissions fugitives provenant de fuites accidentelles ou liées à des défaillances d’équipement sont généralement attribuables à la détérioration de l’équipement, en particulier des joints et des raccords, ou d’une installation ou d’un fonctionnement inadéquat de l’équipement.
Il peut être difficile de mesurer les émissions de méthane de manière abordable, fréquente et précise en raison de facteurs tels que la composition du gaz, l’accès à l’infrastructure de collecte du gaz, l’âge et les normes techniques de l’équipement et les différences dans les pratiques d’entretien. Des études sur le terrain utilisant une gamme d’approches et appliquées dans différentes régions du Canada ont à plusieurs reprises révélé des mesures de méthane qui dépassent de 50 % ou plus les prévisions de notre rapport d’inventaire national (RIN).Note de bas de page 2 Des analyses évaluées par des pairs ont mis en évidence l’impact disproportionné des sites à émissions élevées sur les émissions totales détectées, ainsi que des sources d’émission importantes à certains endroits qui n’ont pas été déclarées du tout.
Le Canada fut le premier pays à se doter de lois visant à réduire les émissions de méthane provenant de ses activités du secteur des hydrocarbures. Le premier règlement fédéral sur le méthane est entré en vigueur en 2020, exigeant des exploitants pétroliers et gaziers qu’ils respectent des limites d’émission plus strictes et qu’ils mettent en œuvre des mesures de détection et de réparation des fuites (DRF). Dans le cadre du Plan de réduction des émissions pour 2030, le gouvernement prévoit de réduire les émissions de méthane du secteur des hydrocarbures d’au moins 75 % (par rapport aux niveaux de 2012) d’ici 2030, avec des réductions supplémentaires prévues pour 2035.
La réponse du Canada à la COVID-19 et le Fonds de réduction des émissions
Le Programme côtier et infracôtier du Fonds de réduction des émissions (FRE) a été lancé en 2020 pendant la pandémie de COVID-19 pour aider le secteur des hydrocarbures à réduire les émissions de méthane tout en faisant face à une demande incertaine pour les combustibles fossiles. Le programme a accordé des prêts remboursables ou partiellement remboursables à des entreprises exécutant des projets d’infrastructure et de technologie propre qui réduisent ou éliminent le rejet intentionnel dans l’atmosphère ou le torchage de gaz riche en méthane.
Le financement du FRE a permis de préserver des emplois dans l’ensemble de l’industrie des combustibles fossiles qui, au moment de la pandémie, représentait près d’un quart des emplois du secteur de l’énergie au Canada.Note de bas de page 3 Ceci a été réalisé en soutenant les mesures de l’industrie en matière de réduction du méthane et en soutenant l’emploi direct et indirect dans les activités de réduction du méthane. Les deux principaux extrants du Programme sont :
- le soutien au déploiement d’une infrastructure de conservation du méthane, en particulier dans les régions mal desservies où le méthane serait autrement rejeté dans l’atmosphère ou torché;
- la réalisation de réductions d’émissions qui assurent une additionnalité; les exploitants industriels obtiennent un financement du FRE uniquement si les projets entraînent des réductions d’émissions plus importantes que ce qui est exigé par les règlements fédéral ou provinciaux sur le méthane.
Les projets ayant éliminé le rejet de gaz dans l’atmosphère et le torchage ou remplacé les dispositifs pneumatiques à fortes émissions par des dispositifs sans émissions étaient admissibles à des contributions partiellement remboursables. Le reste du financement a été fourni sous la forme d’une contribution remboursable. Le Programme utilisait un barème de remboursement dégressif pour encourager l’utilisation de technologies rentables et facilement disponibles, tout en favorisant les réductions d’émissions. Plus le coût par tonne du projet est faible, plus la part remboursable du financement du Programme du FRE est faible. Par exemple, si un projet permettait de réduire les émissions de méthane à un coût inférieur ou égal à 20 dollars par tonne de CO2e, la part remboursable de la contribution fédérale était de 50 %, alors qu’à un coût compris entre 51 et 100 dollars par tonne, la part remboursable était de 80 %, voire plus. Les coûts de ces projets sont généralement modestes par rapport à d’autres investissements du secteur des hydrocarbures, et le gaz conservé peut également générer de nouveaux revenus pour les exploitants lorsqu’il est transformé et envoyé dans les lignes de vente. Les partenaires de l’industrie sont censés rembourser tous les montants remboursables avant la fin de l’exercice 2028, en plus de satisfaire à leurs exigences en matière d’établissement de rapports de rendement.
Le Programme comportait trois périodes d’admission, les entreprises approuvées s’engageant à déclarer le rendement de leur projet en matière d’émissions pendant cinq ans. Des modifications ont été apportées à la conception du Programme à chaque période d’admission afin d’assurer un équilibre approprié entre les incitatifs et les assouplissements accordés aux entreprises financées. En réponse à l’audit du programme réalisé par le commissaire à l’environnement et au développement durable (CEDD) en 2021, les projets approuvés lors de la troisième période d’admission ont dû démontrer qu’ils permettaient l’élimination totale du rejet ou du torchage intentionnel, qu’ils répondaient à un besoin financier et qu’ils surpassaient les exigences réglementaires applicables.
Projets financés par le FRE
En date du 1er avril 2024 le FRE avait soutenu un total de 91projets entrepris par 24 entreprises dans des régions où l’exploitation du pétrole et du gaz est active. Aux fins du présent rapport, les résultats n’ont pas été ventilés par province ou territoire afin de protéger la confidentialité des différents projets. Parmi ces 24 entreprises financées, 21 sont des petites ou moyennes entreprises (PME).
Le tableau 1 (ci-dessous) présente les projets financés par le FRE et les classe en fonction de la portée du projet, du type d’infrastructure primaire du projet et du type de source d’émission. La portée de chacun d’entre eux démontre son objectif, soit la réduction ou l’élimination du méthane et des émissions connexes à l’intérieur d’un périmètre de projet défini. L’infrastructure principale du projet décrit le type de technologie de réduction du méthane mise en place. Enfin, le type de source d’émission représente la source de méthane atténuée par la mise en place de la nouvelle infrastructure.
Nombre de projets du FRE par élimination du méthane, infrastructure et type de source d’émission
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Compression | 4 | 1 | - | 5 |
| Captage de gaz à basse pression | - | 6 | - | 6 |
| Usine de traitement du gaz | 2 | - | - | 2 |
| Réinjection de gaz | 4 | - | - | 4 |
| Canalisation | 30 | - | - | 30 |
| Gazoduc et unité de compression/récupération des vapeurs | 27 | - | - | 27 |
| Dispositifs pneumatiques | - | - | 8 | 8 |
| Système de récupération de vapeur et système pneumatique | - | 1 | - | 1 |
| Total | 67 | 8 | 8 | 83 |
Nombre de projets du FRE par réduction du méthane (admissible dans le cadre des périodes d’admission 1 et 2), infrastructure et type de source d’émission
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Incineration | 1 | 3 | - | 4 |
| Pneumatic devices | - | - | 4 | 4 |
| Total | 1 | 3 | 4 | 8 |
Nombre total de projets du FRE par infrastructure et type de source d’émission
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Total | 68 | 11 | 12 | 91 |
| Pourcentage du total | 75 % | 12 % | 13 % | - |
La plupart des projets visaient à réduire ou à éliminer les émissions à partir de la tête de puits, soient 64 projets. Les exploitants se sont concentrés sur la construction de nouvelles infrastructures de collecte et de traitement du gaz comme les canalisations, les raccordements, les stations de compression et les usines de traitement de gaz. Ils ont également investi dans la conservation du gaz sur place en construisant de nouveaux gazoducs, raccordements, stations de compression et usines de traitement de gaz.
Les émissions des dispositifs pneumatiques ont été ciblées par 12 projets. Il s’agit généralement de régulateurs pneumatiques, qui actionnent automatiquement des vannes et régulent les niveaux et la pression de liquides, ou de pompes pneumatiques, qui sont utilisées pour injecter des produits chimiques dans les puits et les gazoducs ou pour faire circuler les produits déshydrateurs à dessiccation liquide. Dans la plupart des applications en amont, les dispositifs pneumatiques sont alimentés par du gaz naturel sous pression, et les versions à émissions élevées peuvent être remplacées par des modèles à faibles émissions ou être adaptées en vue d’utiliser de l’électricité ou de l’air comprimé. Les projets financés par le FRE ont donc investi dans les conversions aux technologies propres comme les pompes d’injection de produits chimiques alimentées à l’électricité ou à l’énergie solaire et les compresseurs d’air d’instrumentation neufs ou reconvertis.
Enfin, les émissions des réservoirs de stockage ont été ciblées par 11 projets, car les réservoirs sont régulièrement et intentionnellement purgés pour s'assurer que l'équipement ne tombe pas en panne en raison de changements de pression.
Exigences en matière d’établissement de rapports du FRE : transparence et responsabilité du Programme
Le suivi de la réduction des émissions de méthane nécessite des protocoles de mesure, de notification et de vérification (MNV) fiables. Ces protocoles permettent de quantifier avec précision la fréquence, la distribution et la taille des différentes sources émettrices de méthane.
La mesure du rendement en matière d’émissions est l’une des priorités du FRE. Cela exige notamment des entreprises qu’elles présentent des émissions de référence de sources de gaz rejeté dans l’atmosphère et torché pour leurs projets au moment de la demande. Une équipe d’ingénieurs de Ressources naturelles Canada (RNCan) a évalué les conditions d’exploitation de référence indiquées. Le Programme exige que les entreprises installent des compteurs pour suivre en continu les volumes de gaz conservés. Les données sont communiquées chaque année au Programme pendant les cinq années suivant l’achèvement du projet. Cette exigence en matière d’établissement de rapports améliore la transparence et la responsabilité du Programme en validant les réductions d’émissions réalisées dans le cadre de chaque projet.
Coûts et valeur des infrastructures et technologies financées par le FRE
Le FRE a permis aux exploitants pétroliers et gaziers de présenter des demandes de remboursement allant jusqu’à 75 % des coûts admissibles du projet, qui comprenaient des catégories telles que les dépenses en capital, la conception technique, la préparation du site, les matériaux, l’équipement et la main-d’œuvre. Le coût total du projet, y compris les contributions du gouvernement du Canada et des entreprises financées par le FER, s’est élevé à 254,6 millions de dollars. Le tableau 2 (ci-dessous) présente les coûts totaux des projets approuvés financés par le FRE, y compris la part des contributions des entreprises. 2 :
Coûts du projet par élimination du méthane et type de source d’émission (en millions de dollars, arrondis si nécessaire)
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Compression | 4,4 $ | 0,8 $ | - | 5,3 $ |
| Captage de gaz à basse pression | - | 4,0 $ | - | 4,0 $ |
| Usine de traitement du gaz | 50,9 $ | - | - | 50,9 $ |
| Réinjection de gaz | 10,4 $ | - | - | 10,4 $ |
| Canalisation | 59,7 $ | - | - | 59,7 $ |
| Gazoduc et unité de compression/récupération des vapeurs | 115,0 $ | - | - | 115,0 $ |
| Dispositifs pneumatiques | - | - | 7,4 $ | 7,4 $ |
| Système de récupération de vapeur et système pneumatique | - | 0,5 $ | - | 0,5 $ |
| Total | 240,4 $ | 4,5 $ | 7,4 $ | 252,3 $ |
Coûts du projet par réduction du méthane (admissible dans le cadre des périodes d’admission 1 et 2) et type de source d’émission (en millions de dollars, arrondis si nécessaire)
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Incinération | 0,1 $ | 0,9 $ | - | 1,0 $ |
| Dispositifs pneumatiques | - | - | 0,7 $ | 0,7 $ |
| Total | 0,1 $ | 0,9 $ | 0,7 $ | 1,5 $ |
Coûts totaux du projet par source d’émission (en millions de dollars, arrondis si nécessaire)
| Infrastructure principale du projet | Tête de puitsNote de bas de page * | Réservoir de stockageNote de bas de page * | Dispositifs pneumatiquesNote de bas de page * | Total |
|---|---|---|---|---|
| Total | 240,5 $ | 6,2 $ | 8,1 $ | 254,9 $ |
| Pourcentage du total | 94 % | 2 % | 3 % | - |
Des recherches récentes suggèrent que l’industrie pétrolière et gazière peut réaliser des économies comparables en réduisant les émissions de méthane grâce à des méthodes de réduction et la tarification du carbone pour les émissions non réduites. À partir de 2024, les rapports de performance du FRE pour toutes les périodes d’admission permettront d’estimer le coût des réductions d’émissions réalisées dans le cadre du programme. Une fois validées, les données des rapports permettront d’estimer les réductions des coûts par tonne pour des mesures d’atténuation précises et des éléments d’infrastructure du projet, notamment la conservation du gaz sur place, les nouvelles infrastructures de collecte et de traitement de gaz et la conversion ou l’adaptation des dispositifs pneumatiques. Ces estimations seront mises à jour chaque année jusqu’à ce que le rapport soit terminé en 2028. D’après l’analyse des coûts prévus des projets du Programme, ses projets approuvés devraient afficher des coûts par tonne parmi les plus bas pour l’élimination du méthane dans l’industrie.
Étude de cas : Projet de Tundra et de Steel Reef au Manitoba et en Saskatchewan
Le FRE a accordé un financement à Tundra Oil & Gas Limited, une entreprise de taille moyenne qui s’efforce d’éliminer le rejet de gaz riche en méthane dans ses dispositifs de torchage dans la région de Sinclair/Daly, dans le sud-ouest du Manitoba. Environ 1 900 des puits de Tundra, répartis sur une superficie de 840 km2, dirigent leur production de pétrole léger vers cinq installations de batteries. Sur chacun de ces sites, le gaz dissous (gaz dissous dans le pétrole) est partiellement conservé pour être utilisé comme combustible sur place. Dans le passé, le gaz restant était acheminé vers des torchères en raison du manque de capacité de transport.
Le projet approuvé de Tundra était conçu pour capter le gaz riche en méthane provenant de plusieurs sources et le transporter par l’intermédiaire de compresseurs électriques jusqu’à un nouveau gazoduc interprovincial de 20 km de long et de 6 pouces de diamètre, une initiative conjointe avec la Steel Reef Infrastructure Corporation, une entreprise de taille moyenne également soutenue par le FRE. Le projet a reçu l’approbation de la Régie de l’énergie du Canada (REC) et a été relié avec succès au projet North Gas Conservation de Tundra. Ensemble, les entreprises ont évité les émissions de méthane, se sont conformées aux règlements gouvernementaux et ont amélioré la qualité de l’air à l’échelle locale et régionale.
Ce projet a permis de réduire considérablement les émissions de torchage de Tundra au cours de la première année suivant l’achèvement du projet. En outre, cet effort de collaboration a montré comment les sociétés pétrolières et gazières capables de traiter le gaz pourraient créer une source de revenus supplémentaire en transportant le gaz et les liquides de gaz naturel vers le marché.
Extrants du FRE à ce jour (état des lieux jusqu’en 1 avril 2024)
Le FRE a reçu les rapports annuels sur les résultats pour les plupart des projets des périodes d’admission 1 et 2 qui sont achevés. Les projets de la période d’admission 3 ont été complétés au 31 mars 2024.
RNCan a fait appel à un vérificateur de GES certifié selon la norme ISO pour quantifier de façon indépendante les réductions de méthane validées qui dépassent les exigences réglementaires, en se fondant sur les données de la technologie de comptage continu financée par le Programme pour les projets achevés d’ici le 31 mars 2023. Les données agrégées initiales sur les réductions réalisées pour les périodes d’admission 1 et 2 seront mises à jour chaque année sur le site Web du FRE.
L’évaluation du Programme entreprise par le FRE montre que les contributions aux objectifs du gouvernement en matière de méthane sont les suivantes :
- L’évaluation du Programme entreprise par le FRE montre que les contributions aux objectifs du gouvernement en matière de méthane sont les suivantes :
- Les investissements réalisés dans les infrastructures soutiennent directement la transition vers l’élimination du rejet de gaz et du torchage. Plus de 97 % des réductions d’émissions de méthane du programme en CO2e devraient être réalisables à un faible coût par tonne et éliminer totalement les émissions visées dans les limites des projets des exploitants financés.
- La réduction du méthane en amont soutient indirectement la transition vers une production d’énergie à faible teneur en carbone (p. ex. l’électrification) et le remplacement de combustible.
- Amélioration de la compétitivité du secteur de l’énergie
- Le financement du FRE a permis aux exploitants de faire preuve d’un engagement soutenu en faveur des objectifs environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG), contribuant ainsi à créer un avantage concurrentiel et à différencier les produits énergétiques du Canada.
- Les projets achevés fournissent des orientations à d’autres entreprises qui souhaitent mettre en œuvre leurs propres projets futurs sans le soutien du FRE.
- La conservation du gaz rejeté dans l’atmosphère et torché a contribué à l’augmentation des revenus tout en permettant de réduire les émissions sur l’ensemble des actifs des exploitants.
- Meilleure compréhension des données sur les émissions du secteur des hydrocarbures
- Le Programme du FRE a été ciblé d’après les plus grandes sources d’émissions de méthane opérationnelles reconnues par le milieu de la recherche. Le Programme a utilisé des méthodes d’ingénierie éprouvées pour estimer les émissions en fonction de facteurs d’émission à l’échelle des composants.
- L’établissement de rapports de rendement obligatoire du FRE est réalisé en utilisant des volumes de gaz mesurés qui étaient précédemment rejetés dans l’atmosphère ou torchés. En conséquence, le FRE a démontré la faisabilité d’une mesure, d’une notification et d’une vérification précises des réductions par le biais d’un dosage volumétrique et d’une déclaration continus.
- Les résultats du FRE fourniront à RNCan des données précieuses sur les résultats obtenus, y compris les volumes de gaz conservés à des points d’origine en particulier. Ces renseignements peuvent contribuer au renforcement futur des politiques et des règlements relatifs au méthane, ainsi qu’à l’amélioration de nos inventaires des émissions.
Parallèlement, le Programme du FRE a eu des retombées positives sur la santé humaine, l’environnement et l’économie. Tout d’abord, en aidant les exploitants pétroliers et gaziers à investir dans la réduction des émissions de méthane tout au long de la pandémie de COVID-19, les emplois locaux ont pu être maintenus dans des régions importantes pour le secteur des hydrocarbures. Deuxièmement, les projets financés sont susceptibles d’avoir eu des effets positifs sur la qualité de l’air à l’échelle locale, en réduisant les polluants atmosphériques libérés lors des opérations de rejet de gaz et de torchage. Enfin, si l’on compare les coûts de mise en œuvre du Programme et les coûts financiers pour les partenaires industriels participants, le FRE a permis d’optimiser considérablement les ressources, en permettant la réalisation de projets qui soutiennent l’objectif de carboneutralité du Canada et accélèrent la décarbonisation du secteur des hydrocarbures.
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