Document d'information technique : règlement fédéral sur les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont

Document d'information

Dans le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, le gouvernement du Canada a réitéré son engagement à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % sous le niveau de 2012 d’ici 2025. Le méthane est un redoutable gaz à effet de serre (GES) 25 fois plus puissant que le dioxyde de carbone, et les émissions de méthane constituent environ 15 % des émissions totales de GES au pays. Le secteur pétrolier et gazier est le plus grand producteur d’émissions de méthane au Canada.

En avril 2018, Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a publié un règlement fédéral sur le méthane pour réaliser cet engagement. Il a largement consulté les provinces, les territoires, l’industrie, les organisations environnementales et les peuples autochtones afin de mettre au point un règlement efficace selon le coût.

Conception de la réglementation

Ce règlement axé sur les résultats vise les installations pétrolières et gazières en amont qui sont responsables de l’extraction, de la production, du traitement et du transport du pétrole brut et du gaz naturel. Les exigences ciblent deux sources clés de méthane : les émissions fugitives, qui sont des fuites accidentelles provenant de l’équipement, et les émissions d’évacuation, qui sont des rejets intentionnels de méthane dans l’air. Le règlement comprend des exigences générales et conditionnelles, comme indiqué ci-dessous.

Les exigences générales s’appliquent à toutes les installations pétrolières et gazières en amont qui sont visées par le règlement :

1.  Compresseurs : Au 1er janvier 2020, les compresseurs visés devront prendre des mesures pour conserver ou détruire le méthane, ou pour respecter les limites d’évacuation aux évents. À défaut de les conserver ou de les détruire, la conformité aux limites doit être démontrée à l’aide d’une mesure annuelle ou d’une surveillance constante. Si une entreprise choisit de ne pas conserver ou détruire le méthane, elle doit démontrer la conformité aux limites via une mesure annuelle ou une surveillance continue. Des mesures correctives s’imposent si ces émissions dépassent la limite applicable au compresseur, laquelle dépend de la date d’installation, du type de compresseur et de sa puissance au frein nominale.

2.  Complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique : À compter du 1er janvier 2020, ces sites seront dans la plupart des cas tenus de conserver ou de détruire le gaz au lieu de l’évacuer dans l’air.

Les exigences conditionnelles s’appliquent aux installations pétrolières et gazières en amont qui sont visées et traitent de gros volumes (au moins 60 000 mètres cubes par an de gaz) :

  1. Fuites fugitives provenant de l’équipement : À compter du 1er janvier 2020, les installations pétrolières et gazières en amont devront amorcer la mise en œuvre d’un programme de détection et de réparation des fuites prévoyant trois inspections exhaustives par an à la plupart des installations pétrolières et gazières en amont. Des mesures correctives s’imposent si des fuites sont découvertes.
  2. Évacuation des gaz de production des installations : À compter du 1er janvier 2023, les installations pétrolières et gazières en amont devront limiter les volumes de méthane évacué à 15 000 m3 par an. Ces installations devront capter le gaz et l’utiliser sur place, le réinjecter sous terre, l’envoyer à un pipeline pour la vente ou l’acheminer vers un dispositif de destruction. Cette exigence ne concerne pas les gaz évacués par :
    1. des activités temporaires précises, comme des urgences, le déchargement de liquides ou la mise en marche de l’équipement, la fermeture de l’équipement et les baisses de pression;
    2. les installations ayant évacué moins de 40 000 m3 au cours de la dernière année sans détruire, vendre ou réinjecter de gaz;
    3. l’équipement utilisé pour le traitement, comme les déshydrateurs au glycol, les compresseurs et les dispositifs pneumatiques.
  3. Dispositifs pneumatiques
    1. Régulateurs : Dès le 1er janvier 2023, les installations utilisant des régulateurs pneumatiques au gaz naturel devront s’assurer que les émissions demeurent inférieures à 0,17 m³ à l’heure.
    2. Pompes : À compter du 1er janvier 2023, les pompes pneumatiques ne seront pas autorisées à émettre du méthane là où plus de 20 litres de liquide sont pompés chaque jour.

Souplesse réglementaire

Les premières exigences fédérales entrent en vigueur en 2020, et les autres suivront en 2023. Le règlement a été conçu pour garantir des résultats efficaces et pour limiter les répercussions sur les petites installations en se concentrant sur les installations qui produisent la majorité des émissions. D’autres mesures de souplesse ont été étendues dans l’approche finale pour inclure:

  • Les installations peuvent mettre en oeuvre un programme alternatif de détection et de réparation des fuites, pourvu qu’il soit démontré que la réduction des émissions soit équivalente à celle que le programme réglementaire aurait produite.
  • Les installations disposent de souplesse pour établir la date des inspections de fuites, et ainsi éviter la saison hivernale.
  • S’il est impossible de réparer les fuites sans arrêter l’équipement, l’exploitant est autorisé à attendre plus de 30 jours pour le faire, tant que le volume de gaz relâché au cours de cette période ne dépasse pas celui qui serait libéré si on arrêtait l’équipement.
  • Dans des circonstances exceptionnelles, une prolongation pouvant aller jusqu'à six mois peut être accordée pour la réparation des fuites.
  • Les dispositions relatives à la détection et la réparation des fuites excluent les sites comptant très peu de points de fuite éventuels, comme les sites de production à une seule tête de puits et les vannes d’isolement sur les pipelines de transport. Cela rend les exigences plus rentables.
  • Les installations peuvent se conformer de nombreuses façons aux limites d’évacuation. Elles peuvent capter le gaz et le réutiliser, le réinjecter sous terre, le vendre ou le détruire.
  • Les petits compresseurs à faible utilisation ne sont pas visés par les exigences relatives aux compresseurs.
  • Le règlement comprend une gamme de limites d’émission afin de refléter les différentes tailles de compresseurs, types et dates d’installation.
  • Les exigences relatives à la complétion de puits ne s'appliquent pas en Colombie-Britannique et en Alberta, où les mesures provinciales existantes couvrent ces activités. Elles ne s'appliquent pas non plus dans les cas où le gaz n'a pas un pouvoir calorifique suffisant pour supporter la combustion.
  • Jusqu’au 31 décembre 2025, une entreprise peut demander un permis pour l’utilisation de pompes pneumatiques s’il est impossible de se plier aux exigences avant cette date.
  • Étant donné les particularités des activités extracôtières, leur conformité peut être liée aux mécanismes réglementaires actuels.

Étude d’impact de la réglementation

Le Résumé de l'étude d'impact de la réglementation évalue les répercussions de la réglementation conformément au Guide d'analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor. Les impacts sont déterminés en comparant un scénario de référence, qui estime les impacts en l'absence de réglementation, à un scénario réglementaire. Tous les avantages et coûts sont incrémentiels au scénario de référence, sauf indication contraire.

Les projections des émissions de référence pour le secteur pétrolier et gazier sont établies à l'aide des prévisions de production de pétrole et de gaz de l'Office national de l'énergie, combinées au Rapport d'inventaire national sur les émissions de gaz à effet de serre du Canada. Ces projections sont élaborées dans le modèle Énergie, émissions et économie, l'un des modèles du Ministère pour l'élaboration de projections d'émissions de gaz à effet de serre et l'analyse des répercussions des politiques au Canada. Cette analyse utilise les projections d'émissions présentées dans le Scénario de référence des émissions de gaz à effet de serre de 2016 pour le Canada.

L'objectif du gouvernement du Canada pour ce règlement est de réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45% d'ici 2025 par rapport au niveau de 2012. D'après les prévisions de production future de l'Office national de l'énergie, ce règlement exigera des réductions d’un peu plus de 40% des émissions de méthane en 2025 comparativement à l’année de référence 2012. Le gouvernement du Canada suivra la production réelle et évaluera l’impact de la réglementation par province au fil du temps.

Entre 2018 et 2035, la réduction totale des émissions de gaz à effet de serre attribuable au règlement est estimée à quelque 232 millions de tonnes d’équivalents en dioxyde de carbone.

En utilisant le coût social du méthane et le coût social du carbone pour estimer la valeur économique des dommages évités liés aux changements climatiques à l’échelle mondiale, ces réductions s’élèvent à 11,6 milliards de dollars. Le total des coûts liés à la conformité pouvant être attribués au règlement est estimé à 3,9 milliards de dollars sur cette même période de 18 ans. Ces coûts seraient en partie compensés par la récupération de 351 pétajoules (PJ) de gaz naturel, d’une valeur marchande d’un milliard de dollars. Le règlement devrait se traduire par des avantages nets de 8,9 milliards de dollars.

Impact régional et équivalence

Les réductions d'émissions réelles que ce règlement permet de faire varieront selon le secteur et la province. Par exemple, en Colombie-Britannique, la production de gaz naturel domine le secteur pétrolier et gazier, de sorte que les articles traitant des émissions fugitives et de l'équipement pneumatique auront proportionnellement plus d'impact. En Saskatchewan, le secteur du pétrole lourd sera plus touché par les restrictions d’évacuation.

Les provinces et les territoires peuvent mettre en place une réglementation sur le méthane qui convient à leur situation, à condition qu'ils puissent démontrer clairement des réductions d'émissions équivalentes aux mesures fédérales. Le règlement fédéral sur le méthane offre un filet de sécurité pour assurer que l'objectif du Canada de réduire de 40 à 45% les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier sera atteint. En utilisant les prévisions de production de l'Office national de l'énergie, la modélisation du règlement d'Environnement et Changement climatique Canada prévoit des réductions annuelles des émissions de méthane d’environ 21 millions de tonnes (équivalent dioxyde de carbone) quand le règlement sera pleinement en vigueur.

Environnement et Changement climatique Canada est disposé à discuter de l'établissement d'accords d'équivalence en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement avec les provinces intéressées. L'évaluation de l'équivalence serait basée sur une comparaison des impacts sur les émissions des régimes fédéraux et provinciaux respectifs, sur la base de prévisions de production et d'émissions mises à jour annuellement. Dans le cas où une province souhaite négocier une entente d'équivalence, le gouvernement du Canada publiera une évaluation des répercussions sur les émissions attendues de la réglementation fédérale dans cette province pour éclairer ces négociations.

Les discussions sur les ententes d'équivalence potentielles constituent un processus réglementaire indépendant qui comporterait un énoncé d’étude d'impact de la réglementation distinct. À cet égard, la prise en compte de l'approche réglementaire provinciale pourrait inclure des facteurs tels que:

  • la validation des données transmises aux provinces
  • les procédures provinciales de quantification et les hypothèses concernant l'efficacité de combustion du gaz combustible
  • les exigences provinciales en matière de mesure, de surveillance et de production de rapports conformes aux approches réglementaires provinciales particulières (moyennes de la flotte).

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