Projet de règlement sur le méthane

Une étape importante dans la lutte à la pollution atmosphérique et aux changements climatiques au Canada

Juin 2017

image couverture - /vacuation de gaz naturel

Aperçu

  • Engagements du Canada
  • Qu’est-ce que le méthane et pourquoi Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) règlemente
  • Émissions du secteur du pétrole et du gaz
  • Portée du projet de règlement
  • Approche réglementaire proposée
  • Étude d’impact de la règlementation
  • Comment soumettre des commentaires

Les engagements du Canada

  • Dans la Déclaration conjointe du Canada et des États-Unis sur le climat, l’énergie et le rôle de leadership dans l’Arctique, faite en mars 2016, le premier ministre a annoncé les mesures suivantes :
    • D’ici 2025, le Canada va réduire les émissions de méthane provenant du secteur du pétrole et du gaz de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012;
    • Au début de 2017, ECCC publiera un projet de règlement sur la réduction des émissions de méthane de sources nouvelles et existantes de pétrole et de gaz; et
    • Le règlement sera rédigé en collaboration avec les provinces et territoires, les peuples autochtones et les intervenants de l’industrie.
  • En décembre 2016, le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques réitérait l’engagement à l’égard d’une réduction de 40 à 45 % des émissions de méthane des secteurs pétrolier et gazier d’ici 2025.

Le méthane est un important gaz à effet de serre (GES)

De quoi s'agit-il?

  • Gaz incolore, inodore, inflammable
  • Principale composante du gaz naturel
  • Potentiel de réchauffement planétaire fois plus grand que dioxyde de carbone (CO2) sur 100 ans
  • Polluant à courte durée de vie - durée de vie relativement courte dans l’atmosphère et qui a une influence sur le réchauffement climatique
  • Le méthane représentait 15 % des émissions de GES du Canada en 2012.

Émissions totales de méthane au Canada en 2014 (110 mégatonnes [Mt] d'éq. de dioxyde de carbone [CO2e])

Émissions totales de méthane au Canada en 2012 (110 Mt CO2 éq.) (voir longue description ci-dessous)
Longue description du graphique 2

Secteur : Pétrole et gaz, 44 % = 48 Mt CO2éq.e; Agriculture 26 %; Autres industries 22 %; Électricité 6 %; Transports 2 %; Déchets et autres 0 %; et Commercial et résidentiel 0 %.

Émissions de méthane relatives au pétrole et au gaz au Canada (2012)

Émissions de méthane relatives au pétrole et au gaz au Canada (2012) (voir longue description ci-dessous)
Longue description du graphique 3

Yukon, Territoires du Nord-Ouest, Nunavut, Terre-Neuve-et-Labrador, Île-du-Prince-Édouard, Nouveau-Brunswick et Nouvelle-Écosse = 0 - 55 kt d’éq. CO2; Manitoba, Québec et Ontario = 56 - 1,250 kt d’éq. CO2; Colombie-Britannique 1,251 - 2,500 kt d’éq. CO2 et Alberta et Saskatchewan = 2,501 - 26,000 kt d’éq. CO2.

Portée du projet de règlement

  • Le projet de règlement inclut plus de 95 % des sources d'émissions de méthane :
    • Production et transformation du gaz naturel
    • Production de pétrole
    • Transmission
  • Une petite partie des émissions du secteur n’est pas couverte :
    • Distribution
    • Raffinage
    • Certaines émissions des sables bitumineux

Émissions de méthane dans le secteur canadien du pétrole et du gaz (2012)

Émissions de méthane dans le secteur canadien du pétrole et du gaz (2012) (voir longue description ci-dessous)
Longue description du graphigue 4

Secteur : Production du pétrole - 43 %; Production et transformation du gaz naturel - 39 %; Sables bitumineux - 9 %; Transmision - 5 %; Distribution - 2 %; et Raffinage 2 %

Approche réglementaire proposée

  • Règlement pris en application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE)
  • Des limites d'émissions de méthane sont proposées dans cinq domaines clés :
    1. Fuites fugitives de l’équipement
    2. Évacuation
    3. Dispositifs pneumatiques (pompes et régulateurs)
    4. Compresseurs
    5. Complétion des puits après la fracturation hydraulique
  • Obligation d’apporter des mesures correctives (réparation de l’équipement, combustion et conservation du gaz)
  • Dans la mesure du possible, utilisation des systèmes de rapports provinciaux, comme les systèmes de comptabilité de production

1. Fuites fugitives de l’équipement
(34 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier)

Établissement et maintien d'un programme de détection et réparation des fuites afin de détecter et réparer les fuites de gaz

Élément Approche proposée
Entrée en vigueur 2020
Portée Grandes installations (installations recevant au moins 60 000 m3 de gaz d’hydrocarbures dans une année)
Fréquence d'inspection 3 fois par année
Méthodes d'inspection Caméras infrarouge, capteurs olfactifs, méthodes novatrices (p. ex. satellites, drones)
Délais de réparation En mer : 365 jours
Sur terre : dans les 30 jours ou lors du prochain arrêt
Exemptions Têtes de puits simples

Graphique à secteurs : 34% Fuites

Fuite maintenant visible par caméra infrarouge
Fuite maintenant visible par caméra infrarouge

2. Évacuation
(23 % des émissions de méthane du secteur de pétrole et du gaz)

  • Restriction envers l’évacuation de gaz => réduction de 95 % des émissions d'évacuation
  • S’appuie sur les systèmes de rapports provinciaux
Élément Approche proposée
Entrée en vigueur 2023
Portée Grandes installations (installations recevant au moins 60 000 m³ de gaz d’hydrocarbures dans une année)
Limite maximale d’évacuation autorisée 250 m³ / mois
Exemptions Évacuation d’urgence
Méthode de réduction Conservation ou destruction

Graphique à secteurs : évacuation générale - 23 %

Évacuation intentionnelle d’un réservoir de stockage
Évacuation intentionnelle d’un réservoir de stockage

3. Dispositifs pneumatiques
(20 % des émissions de méthane du secteurpétrolier et gazier)

  • Un dispositif pneumatique est un appareil automatisé fonctionnant au gaz naturel couramment utilisé dans le secteur pétrolier et gazier pour maintenir des conditions d’opération ou pour pomper des liquides.
  • Utilisation de régulateurs non émetteurspour les grandes installations; à faibles émissions (i.e. standard de 0.17 m³/heure) pour les petites installations
  • Utilisation de pompes non émettrices pour les taux de pompage élevés
Élément Approche proposée
Entrée en vigueur 2023
Portée Régulateurs : non émetteurs si la puissance nominale totale des compresseurs est d’au moins 745 kW; à faibles émissions si moins de 745 kW
Pompes : ne doivent pasfonctionner en utilisant des gaz d’hydrocarbures où il y a un taux de pompage de > 20L/jour dans un mois
Exemptions Régulateurs : exemptions possible pour des besoins opérationnels
Pompes : permis d’exemption en l’absence d’une technologie non émettrice
Méthode de réduction Conservation ou destruction ou remplacement avec sans émission / faible émission

Graphique à secteurs : Émissions provenant de dispositifs pneumatiques - 20 %

Régulateur pneumatique
Régulateur pneumatique

4. Compresseurs
(9 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier)

  • Un Compresseur : est un appareil mécanique qui augmente la pression du gaz naturel pour qu’il puisse être transporté du lieu de production jusqu’à la chaîne d’approvisionnement puis, au consommateur.
  • Nécessite des mesures annuelles des prises d’air du compresseur
Élément Approche proposée
Entrée en vigueur 2020
Portée Les compresseurs existants doivent respecter les limites, les nouveaux compresseurs doivent conserver les émissions
Limite 0.17 m³/minute pour les compresseurs centrifuges;
0.023 m³/minute par garniture de tige pour les compresseurs alternatifs
Délai pour les mesures correctives 90 jours pour les compresseurs centrifuges; 30 jours pour les compresseurs alternatifs
Mesure Annuellement
Exemption Aucune mesure requise si les émissions sont conservées ou détruites

Graphique à secteurs : Émissions provenant de compresseurs - 9 %

Compresseur
Compresseur

5. Complétion de puits après la fracturation hydraulique
(1 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier)

Interdiction d’évacuation des installations durant la fracturation aux puits de pétrole et de gaz

Élément Approche proposée
Entrée en vigueur 2020
Portée Puits fracturés avec un rapport gaz-pétrole élevé (>53:1)
Mesure de réduction Conservation ou torchage/Incinération propre
Exemption Alberta et Colombie-Britannique

Graphique à secteurs : Émissions provenant de la complétion de puits - 1 %

Complétion de puits
Complétion de puits

Étude d’impact de la règlementation

Coûts et avantages

  • Les coûts pour l’industrie du pétrole et du gaz sont évalués à 3,3 milliards de dollars sur la période 2018-2035.
  • Les dommages attribuables aux changements climatiques qui pourraient être évités grâce aux réductions proposées sont évalués à 13,4 milliards de dollars au cours de la période 2018 - 2035 (réduction de 282 mégatonnes de CO2 éq).
  • La valeur du gaz conservé est évaluée à 1,6 milliard de dollars sur la période 2018-2035.
  • Avantages net prévus de $11.7 milliards de dollars de 2018 à 2035
  • Avantages connexes pour la qualité de l’air associés à la réduction des émissions de COV qui résultera de ce règlement (pas inclus dans l’analyse des coûts).
  • La réduction des émissions de méthane est la façon la moins coûteuse de réduire les émissions de GES dans le secteur de l’énergie :
    • ECCC a estimé un coût moyen estimatif de 10 $CAN/tonne CO2éq. pour la période 2018-2035

Figure 1 : Émissions de méthane du scénario de référence et du scénario réglementaire, et coûts annuels de la conformité

Figure 1 : Émissions de méthane du scénario de référence et du scénario réglementaire, et coûts annuels de la conformité (voir longue description ci-dessous)
Longue description de la figure 1

Les dépenses les plus importantes seront engagées en 2023. Après 2023, émissions de méthane diminuent de plus de 20 Mt (en éq. CO2) chaque année. En 2030, il y aurait des réductions nettes d’émissions de GES d’environ 20 Mt.

Tableau 1 : Coûts de la conformité pour l’industrie, par exigence proposée
(en millions de dollars)
Norme proposée 2018-2025 2026-2030 2031-2035 Total
Évacuation des gaz de production des installations
749
229
222
1 201
Détection et réparation des fuites
187
102
85
374
Complétion des puits après fracturation hydraulique
16
17
8
41
Commandes et pompes pneumatiques
1 411
53
28
1 492
Compresseurs
74
45
38
157
Totaux
2 437
446
381
3 265
Tableau 2 : Résumé des coûts et des avantages
Impacts monétisés (millions de dollars) 2018-2025 2026-2030 2031-2035 Total
Avantages sur le plan des changements climatiques
3 858
4 873
4 697
13 429
Valeur du gaz conservé
477
586
521
1 585
Avantages totaux
4 336
5,460
5 218
15 014
Coûts de la conformité pour l'industrie
2 437
446
381
3 265
Coûts administratifs de l'industrie
11
6
5
21
Coûts administratifs du gouvernement
5
2
2
8
Coûts totaux
2 453
454
389
3 295
Avantages nets
1 883
5 006
4 895
11 719
Avantages quantifié : Réduction nette des GES (Mt éq. CO2)
80
102
100
282
Avantages quantifié : Gaz conservé (PJ)
184
241
238
663
Avantages quantifié : Réduction des COV (kt)
186
286
297
769

Avantages qualitatifs : Avantages pour la santé et l’environnement dus à la réduction des émissions de COV

Comment soumettre des commentaires

  • Le projet de règlement a été publié dans la Gazette du Canada,Partie1 le 27 mai 2017.
  • La période de consultaiton publique de 60 jours se termine le 26 juillet 2017.
  • Les commentaires peuvent être envoyés à :

    Helen Ryan
    Directrice générale, Direction de l'énergie et du transport
    Environnement et Changement climatique Canada
    351, boulevard Saint Joseph
    Gatineau, QC K1A 0H3
    Courriel : ec.methane-methane.ec@canada.ca

Signaler un problème ou une erreur sur cette page
Veuillez cocher toutes les réponses pertinentes :

Déclaration de confidentialité

Merci de votre aide!

Vous ne recevrez pas de réponse. Pour toute question, contactez-nous.

Date de modification :