Document d’information technique : Projet de règlement fédéral sur le méthane pour le secteur pétrolier et gazier

Approche réglementaire proposée

Dans le cadre du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, le gouvernement du Canada a réaffirmé son engagement à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2025. En mars 2016, le premier ministre s’est engagé à publier au un projet de règlement pour le secteur pétrolier et gazier grâce auquel le Canada pourrait atteindre son objectif de réduction des émissions de méthane. 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 du Canada. Le secteur pétrolier et gazier est le secteur produisant le plus d’émissions de méthane au Canada.

Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a élaboré un projet de règlement fédéral sur le méthane pour respecter son engagement. Dans la dernière année, ECCC a beaucoup consulté les provinces, les territoires, l’industrie, les organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE) et les peuples autochtones pour mettre au point un règlement solide et rentable. Des renseignements techniques ont été communiqués aux provinces, à l’industrie et aux ONGE pour favoriser l’élaboration du règlement, notamment la conception du règlement et l’analyse sous-jacente, la modélisation des émissions et la méthode d’analyse coûts‑avantages. Après plus de 150 heures de discussions avec des partenaires et des intervenants, ECCC a apporté plusieurs modifications importantes au projet de règlement afin d’en réduire les coûts et d’en augmenter l’efficacité, tout en s’assurant que l’objectif de réduction des émissions de méthane serait atteint.

Ce règlement axé sur les résultats visera les installations pétrolières et gazières responsables de l’extraction, de la production, du traitement et du transport de pétrole brut et de gaz naturel, y compris les pipelines. Les premières exigences fédérales entreront en vigueur en 2020, tandis que les exigences restantes s’appliqueront en 2023. Les exigences visent cinq importantes sources de méthane :

  1. Fuites fugitives de l’équipement : les installations pétrolières et gazières en amont, sauf les têtes de puits uniques, devraient mettre en œuvre un programme de détection et de réparation des fuites (DRF) pour le 1er janvier 2020. Des inspections régulières seraient nécessaires trois fois par année et des mesures correctives seraient nécessaires si des fuites étaient découvertes. Les fuites devraient être réparées dans les 30 jours, si des réparations sont possibles sans arrêter l'équipement. Si les réparations ne sont pas possibles sans arrêter l'équipement, l'exploitant de l'installation devrait programmer une coupure pour prendre des mesures correctives avant que le volume de gaz de la fuite soit plus grand que le volume de gaz qui serait libéré en fermant l'équipement. Si l'installation est située au large des côtes et que l’équipement ne peut être réparé pendant son exploitation, des mesures correctives devraient être prises dans les 365 jours.
  2. Complétion de puits par fracturation hydraulique : Ces sites seraient tenus de conserver ou de détruire le gaz au lieu de l’évacuer à compter du 1er janvier 2020. Cette norme ne s’appliquerait pas à la Colombie-Britannique et à l’Alberta, où il existe des mesures provinciales couvrant ces activités.
  3. Compresseurs : La mesure du débit des émissions de méthane des systèmes d’étanchéité serait exigée au moins une fois par année à compter du 1er janvier 2020. Des mesures correctives devraient être prises si ces émissions dépassent 0,023 m3 par minute pour les compresseurs alternatifs et 0,17 m3 par minute pour les compresseurs centrifuges. Tous les nouveaux compresseurs installés devraient capter le gaz des systèmes d'étanchéité.
  4. Évacuation des gaz de production des installations : les installations pétrolières et gazières en amont seraient tenues de limiter les volumes d’hydrocarbures évacués à 250 m3 par mois à partir du 1er janvier 2023. Il faudrait que ces installations captent le gaz et l’utilisent sur place, le réinjectent dans le sol, l’envoient à un pipeline marchand ou l’acheminent vers une torche. Les installations qui évacuent moins de 40 000 m3 par année sans détruire ni vendre le gaz ne seraient pas tenues de le détruire ou de le conserver.
  5. Dispositifs pneumatiques : a) les régulateurs dont la puissance nominale totale des compresseurs est d’au moins 745 kilowatts (kW) ne pourraient plus émettre de méthane à partir du 1er janvier 2023. Les autres installations seraient tenues d’utiliser des régulateurs pneumatiques à faibles émissions; b) les pompes ne seraient pas autorisées à émettre de méthane et devraient être munies à partir du 1er janvier 2023 d’un appareil de réduction des émissions aux installations où plus de 20 litres de liquide sont pompés par jour. Les installations où il serait techniquement ou économiquement impossible de respecter cette prescription pourraient obtenir un permis pour les pompes pneumatiques.

Cette approche fédérale axée sur les résultats prévoit aussi l’établissement d’accords d’équivalence avec les provinces, qui permettront à ces dernières de mettre au point des approches régionales sur mesure, pour remplacer la réglementation fédérale, tant qu’elles sont juridiquement contraignantes et qu’elles permettent une réduction équivalente des émissions de méthane. Le gouvernement du Canada est toujours prêt à négocier des accords d’équivalence avec les provinces intéressées qui satisfont aux exigences présentées ici ou à élaborer des accords de coopération pour limiter la duplication en matière de réglementation (comme les protocoles d’entente pour le secteur pétrolier et gazier extracôtier dans l’Atlantique).

Flexibilité réglementaire

Le projet de règlement a été conçu pour garantir des résultats efficaces et limiter les incidences sur les petites installations. En général, seules les installations du secteur pétrolier et gazier traitant de grands volumes de gaz (c’est-à-dire qui produisent ou reçoivent au moins 60 000 mètres cubes par année) seraient tenues de se conformer aux exigences proposées ici. Par exemple, seuls 20 % des installations de pétrole brut du Canada, qui sont responsables d’environ 75 % des émissions d’évacuation, devront se conformer au règlement.

Voici d’autres mesures d’assouplissement visant à réduire les coûts pour les installations tout en assurant l’atteinte de la cible de réduction des émissions :

  • Les installations ne sont pas tenues d’effectuer des inspections pour déceler les fuites en hiver. De plus, s’il est impossible de réparer les fuites sans arrêter l’équipement, l’exploitant peut attendre plus de 30 jours pour le faire, tant que le volume de gaz qui fuit au cours de cette période ne dépasse pas celui qui serait libéré en arrêtant l’équipement.
  • Seules les installations qui évacuent plus de 40 000 m3 par année seraient tenues de respecter les exigences relatives à l’évacuation. Les installations peuvent se conformer à l’exigence d’évacuation de nombreuses façons : une fois le gaz capté, elles peuvent le réutiliser sur place, le réinjecter dans le sol, le vendre ou l’acheminer vers une torche.
  • Il serait seulement nécessaire d’appliquer des mesures correctives à des compresseurs en cas de fuites importantes, soit lorsqu’elles dépassent 0,023 m3 par minute pour les compresseurs alternatifs ou 0,17 m3 par minute pour les compresseurs centrifuges.
  • Les installations peuvent attendre jusqu’à un an, pour des raisons techniques ou financières, avant de se conformer aux exigences visant les régulateurs pneumatiques. Elles peuvent aussi demander un permis d’exemption des exigences concernant les régulateurs pneumatiques, et ce, pour une période maximale de trois ans.

Après des discussions approfondies avec les provinces et les intervenants, ECCC a apporté plusieurs modifications importantes au projet de règlement initial afin d’en réduire les coûts et d’en augmenter l’efficacité, tout en s’assurant que la cible de réduction de 40 % serait atteinte. Les premières exigences fédérales seront appliquées dès 2020, tandis que les exigences restantes le seront d’ici 2023.

Cette introduction progressive donne du temps aux provinces intéressées pour finaliser leurs régimes de réglementation et négocier des accords d’équivalence avec le gouvernement du Canada. Elle fournit à l’industrie du temps pour : gérer les coûts de leurs investissements en matière de rénovation, mieux gérer les changements opérationnels et profiter des programmes incitatifs provinciaux. Grâce aux importantes modifications apportées à la proposition, les coûts de conformité sur une base de valeur actualisée ont diminué d’environ 1 milliard de dollars sur une période de 18 ans.

De plus, le fardeau administratif a été autant que possible réduit. Les systèmes existants de production de rapports provinciaux seront utilisés. Cependant, toutes les installations pétrolières et gazières devront s’inscrire et tenir des registres afin de démontrer qu’elles sont conformes au projet de règlement. Les installations seraient aussi tenues de soumettre des rapports à la demande de la ministre.

Avantages et coûts prévus

Le projet de règlement contribuerait à une importante réduction des émissions de GES. Sur une période de 18 ans, la réduction cumulative des émissions de GES attribuables au règlement proposé serait, selon les estimations, de quelque 282 mégatonnes d’équivalents en dioxyde de carbone (Mt éq. CO2). Si on utilise 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 13,4 milliards de dollars.

Ces réductions des émissions aideraient le Canada à remplir ses obligations internationales. Le règlement proposé devrait entraîner une réduction des émissions de méthane de 21 mégatonnes (Mt) en 2025, et les ramener à 41 % sous les niveaux de 2012, soit dans l’intervalle de 40 à 45 % que le Canada s’est engagé à atteindre en mars 2016. Le règlement proposé devrait aussi entraîner une réduction des émissions nettes de GES de 20 Mt en 2030, ce qui, selon les estimations, représente une contribution de 7 % à la cible du Canada en matière de réduction des émissions de GES aux termes de l’Accord de Paris.

Le total des coûts liés à la conformité pouvant être attribués au projet de règlement est estimé à 3,3 milliards de dollars sur une période de 18 ans. Ces coûts seraient compensés en partie par la récupération de 663 pétajoules (PJ) de gaz naturel, d’une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars.

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