Équivalence entre l'Alberta et le règlement fédéral sur le méthane : estimation des réductions d’émissions

Conformément au Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, le gouvernement du Canada réitère son engagement de réduire les émissions de méthane (CH₄) provenant du secteur du pétrole et du gaz de 40 à 45 % par rapport aux émissions de 2012 d’ici 2025^{Note de bas de page 1} . Le méthane est un gaz à effet de serre (GES) puissant, au moins 25 fois plus que le dioxyde de carbone (CO₂) sur une période de 100 ans, et les émissions de méthane constituent environ 15 % des émissions totales de GES du Canada. Le secteur du pétrole et du gaz est le plus important émetteur de méthane du pays.

Pour respecter cet engagement, Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a publié le règlement fédéral sur le méthane en avril 2018. Le résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR) a analysé les répercussions du règlement, notamment sur les estimations de réductions d’émissions de GES^{Note de bas de page 2} . Pour l’analyse, les projections des émissions de GES officielles du Canada indiquées dans le Scénario de référence des émissions de gaz à effet de serre 2016 du Canada ont été utilisées. Depuis, ECCC a actualisé ses estimations pour refléter les projections départementales présentées dans le rapport Projections des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques : 2018^{Note de bas de page 3} . La méthode d’estimation des émissions et les estimations de réductions d’émissions en découlant sont résumées ci-dessous.

Méthode d’estimation des émissions - règlement fédéral

Les réductions d’émissions de méthane ont été estimées en établissant d’abord des estimations techniques détaillées des émissions selon le scénario de référence et le scénario réglementaire, puis en les mettant à l’échelle des estimations d’émissions globales d’ECCC pour le secteur du pétrole et du gaz afin que celles-ci soient cohérentes.

Pour calculer les réductions d’émissions fugitives et d’évacuation, les facteurs d’émission du scénario de référence et du scénario réglementaire pour les divers normes et types de produits ont été multipliés par le nombre total d’appareils ou d’installations pour chacune des normes. Ce procédé permet de calculer la quantité totale de gaz émise, avec ou sans l’application du règlement. La différence entre les émissions du scénario de référence et du scénario réglementaire a permis d’estimer les réductions supplémentaires.

Les sources des facteurs d’émission diffèrent selon la norme :

• en ce qui concerne les exigences en matière d’évacuation des gaz de production des installations, les données provinciales sur les volumes de gaz évacués et brûlés par torchage ont permis d’estimer les émissions de référence et ont été comparées aux réductions exigées par le règlement;

• les facteurs d’émission relatifs à la détection et à la réparation des fuites (DRF) ont été tirés d’une étude sur les facteurs d’émission réalisée en 2018 par Clearstone Engineering et modifiés au moyen d’une méthode décrite dans le protocole de l’Agence des États-Unis pour la protection de l’environnement (USEPA) pour l’estimation des émissions attribuables aux fuites des équipements^{Note de bas de page 4} ;

• les facteurs d’émission des appareils pneumatiques ont été déterminés à partir d’une évaluation technique du groupe Prasino combinée à des renseignements complémentaires provenant de l’étude sur les facteurs d’émission réalisée par Clearstone Engineering et à un rapport de Spartan Controls (2018)^{Note de bas de page 5} ;

• les facteurs d’émission des compresseurs alternatifs ont été estimés à partir d’un ensemble de données de Target Emission Services;

• les facteurs d'émission des compresseurs centrifuges proviennent d’une évaluation technique des compresseurs effectuée en 2017 par l’American Petroleum Institute^{Note de bas de page 6} ;

• l’analyse concernant les déshydrateurs de glycol est fondée sur des facteurs d’émission calculés par l’organisme de réglementation de l’énergie de l’Alberta.

Pour déterminer les émissions provenant des divers polluants contenus dans les gaz émis, les estimations de la composition du gaz ont été obtenues d’un rapport de 2014 de Clearstone Engineering^{Note de bas de page 7} , à l’exception des gaz évacués et brulés des installations lors de la production, dont les ratios de composition ont été obtenus de divers rapports de provinces^{Note de bas de page 8} . Pour quantifier les réductions de CO₂, de CH₄ et de COV, les réductions de gaz naturel sont multipliées par les ratios de composition pour chaque type de production.

Les estimations techniques des émissions sont ensuite mises à l’échelle des prévisions ministérielles pour les émissions de référence. Les projections d’émissions ministérielles pour le secteur du pétrole et du gaz sont établies à partir des prévisions de production de pétrole et de gaz de la Régie de l’énergie du Canada, en combinaison avec le rapport d’inventaire national, et sont produites par le modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC), un des modèles d’ECCC permettant d’estimer les tendances relatives aux émissions de GES et les incidences de la réglementation au Canada.

Les estimations techniques ont servi à calculer le scénario de référence pour toutes les émissions fugitives et d’évacuation, pour quatre secteurs : la production de gaz naturel, le traitement du gaz naturel, l’extraction de pétrole lourd et l’extraction de pétrole léger. Ces estimations de référence ont ensuite été comparées aux prévisions de référence ministérielles pour les secteurs, afin d’obtenir un ensemble de ratios ou de facteurs d’échelle, comme suit :

Facteur d’échelle_{secteur.province} = Émissions de référance E3MC_{secteur.province} / Émissions de référence techniques_{secteur.province}

Ces facteurs d’échelle ont ensuite été appliqués aux estimations techniques de réduction pour chaque polluant et aux estimations du gaz conservé afin de calculer les estimations progressives finales pour le règlement.

Méthodologie pour l’estimation des émission - Règlement et directives de l’Alberta

En décembre 2018, l’Alberta Energy Regulator a modifié la Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting Directive et la Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations (« les directives de l’Alberta »), qui mettent en œuvre des exigences relatives aux réductions d’émissions de méthane^{Note de bas de page 9} . Ces exigences sont incorporées par renvoi dans le règlement sur les réductions d’émissions de méthane (appelé « la réglementation de l’Alberta » conjointement avec les directives de l’Alberta), qui a été enregistré en décembre 2018^{Note de bas de page 10} . En mai 2020, d’autres modifications ont été apportées aux directives 060 et 017 pour augmenter le caractère contraignant de certaines dispositions et devancer la date de leur mise en œuvre.

De façon semblable au règlement fédéral, la réglementation de l’Alberta met en œuvre des mesures de contrôle visant à réduire les émissions fugitives et d’évacuation de méthane provenant du secteur du pétrole et du gaz en amont. La réglementation de l’Alberta diffère du règlement fédéral en ce sens que les mesures de contrôle deviendront plus strictes à partir de 2022 pour les nouvelles installations. De plus, elle contient des exigences plus contraignantes pour les régulateurs pneumatiques ainsi que des exigences propres aux déshydrateurs de glycol. La réglementation de l’Alberta autorise une détection des fuites moins fréquente dans certains types d’installations et contient des exigences moins strictes relativement à l’évacuation ponctuelle et aux pompes pneumatiques.

Estimations des réductions d’émissions

Afin de déterminer l’équivalence des résultats de la réglementation de l’Alberta et du règlement fédéral sur le méthane, ECCC a créé un modèle pour le règlement fédéral à l’aide du scénario de référence ministériel, publié dans le rapport Projections des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques : 2018, et a créé un autre modèle pour la réglementation de l’Alberta en utilisant la même méthodologie et les mêmes données.

ECCC a estimé les émissions de méthane qui seraient produites après l’application du règlement fédéral et de la réglementation de l’Alberta. Le tableau 1 illustre les estimations de réductions d’émissions de méthane qui sont attribuables au règlement fédéral et à la réglementation de l’Alberta. Au cours de la période d’évaluation de 5 ans, les réductions d’émissions de méthane cumulatives sont de 18,60 Mt d’éq. CO₂ pour la réglementation de l’Alberta comparativement à 18,71 Mt d’éq. CO₂ pour le règlement fédéral. Ces estimations diffèrent de 0,6 % et sont considérées comme équivalentes étant donné l’intervalle de sensibilité des résultats modélisés.

Remarque : les chiffres peuvent ne pas correspondre en raison de l’arrondissement.

Comme illustré au tableau 2, pour la période à plus long terme de 10 ans (du 1er janvier 2020 au 31 décembre 2029), la réglementation de l’Alberta permet d’obtenir des réductions cumulatives d’émissions de méthane de 57,28 Mt d’éq. CO₂ pour la réglementation de l’Alberta comparativement à 56,48 Mt d’éq. CO₂ pour le règlement fédéral.

Remarque : les chiffres peuvent ne pas correspondre en raison de l’arrondissement.