Modifications proposées au règlement fédéral sur les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier - Document d’information technique

Publié le 4 décembre 2023

Renseignements généraux sur le méthane et les composés organiques volatils

Le méthane est le principal composant du gaz naturel qui est utilisé pour produire l’énergie nécessaire à de nombreux secteurs de l’économie, y compris le chauffage des bâtiments, les transports et divers procédés industriels. À l’état pur, il s’agit d’un gaz incolore, inodore et inflammable.

Le méthane est aussi un puissant gaz à effet de serre. Les scientifiques estiment que 30 p. 100 du réchauffement planétaire observé à ce jour est attribuable au méthane et signalent que les niveaux mondiaux de méthane atmosphérique continuent d’augmenter. Le méthane est classé comme un polluant climatique de courte durée de vie, ce qui signifie qu’il reste dans l’atmosphère pendant une courte période comparativement à d’autres gaz comme le CO2. Par conséquent, les mesures de réduction des émissions de méthane feront rapidement baisser les concentrations atmosphériques et entraîneront une réaction climatique relativement rapide. La réduction des émissions de méthane est l’une des approches les plus rapides et les plus rentables que nous puissions adopter pour lutter contre les changements climatiques, protéger notre environnement et préserver la pureté de notre air.

La réduction des émissions de méthane peut également avoir des répercussions positives sur la qualité de l’air et la santé publique. Dans le secteur pétrolier et gazier, les rejets de composés organiques volatils (COV) proviennent généralement des mêmes sources que le méthane, soit l’évacuation et les émissions fugitives. Les COV sont les précurseurs de la formation de l’ozone troposphérique (O3) et des matières particulaires, qui sont les deux principaux composants du smog. Il est connu que le smog a des effets nocifs sur la santé humaine et l’environnement. Il entraîne de graves problèmes de santé, comme une réduction de la fonction pulmonaire et des crises d’asthme, et est responsable d’un demi‑million de décès prématurés dans le monde.

Le méthane est inscrit à la partie 2 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement.

En 2021, le secteur pétrolier et gazier était le principal émetteur de méthane au Canada, et les émissions de ce secteur représentaient environ 40 p. 100 de l’ensemble des émissions de méthane du Canada.

La majorité des émissions de méthane du secteur canadien du pétrole et du gaz proviennent de sources d’émissions fugitives ou de l’évacuation. Les émissions fugitives comprennent les rejets non intentionnels de méthane provenant de l’équipement pressurisé, tandis que les émissions d’évacuation comprennent les rejets intentionnels de méthane liés à l’exploitation normale de l’équipement (p. ex. régulation de la pression) ou à certaines activités pétrolières et gazières (p. ex. complétion de puits). Des émissions fugitives et des émissions d’évacuation intentionnelles de méthane sont générées pendant l’extraction, la production, la transformation et le transport du pétrole brut et du gaz naturel. La réduction des émissions de méthane provenant de ces sources est une mesure qui n’entraîne souvent que de faibles coûts pour les entreprises pétrolières et gazières, car le méthane capté peut être vendu ou utilisé comme source d’énergie.

Règlement canadien sur le méthane dans le secteur du pétrole et du gaz en amont (2018)

Le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) a été élaboré en 2018 en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).Cette réglementation a été mise en place pour aider le Canada à atteindre son objectif de réduction des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 p. 100 par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2025. La réglementation s’applique aux installations pétrolières et gazières en amont situées sur terre et en mer.

Le règlement fixe des restrictions au niveau de l'installation sur la quantité de méthane qui peut être évacuée, limitent les émissions provenant des dispositifs pneumatiques et des systèmes de ventilation et exige que l’industrie procède régulièrement à un examen de ses systèmes chaque année pour éviter les fuites par inadvertance.

Des accords d'équivalence sont actuellement en vigueur jusqu'en 2024 pour la Saskatchewan et jusqu'en 2025 pour l'Alberta et la Colombie-Britannique.

Exigences liées aux modifications proposées (décembre 2023)

Les modifications réglementaires proposées permettront de réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont d’au moins 75 p. 100 par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2030. Pour atteindre cet objectif, il faudra élargir la portée du règlement existant, mettre l’accent sur la maximisation des réductions d’émissions, éliminer certaines exclusions et veiller à ce que toutes les mesures pratiques de réduction des émissions, qui sont considérées comme réalisables et rentables, soient en place d’ici 2030.

Les modifications proposées comprennent également une nouvelle option de mise en conformité pour les entités réglementées intéressées, qui est axée sur le rendement et met l’accent sur les résultats en matière d’émissions, plutôt que l’imposition de mesures précises. L’industrie aura donc la souplesse nécessaire pour prendre les mesures de réduction des émissions de méthane qu’elle juge les plus appropriées, à condition qu’elle soit en mesure de satisfaire aux normes de surveillance, de déclaration et de vérification de ces activités.

Approche réglementaire

Les modifications proposées ciblent les principales émissions du secteur pétrolier et gazier.

• Émissions d’évacuation – Les modifications proposées interdisent l’évacuation de gaz d’hydrocarbures dans l’environnement, à quelques exceptions près. Tous les équipements sous pression (p. ex. dispositifs pneumatiques, réservoirs de produits, séparateurs, déshydrateurs, compresseurs) doivent être physiquement reliés à des équipements de conservation ou de destruction. Une exclusion explicite s’applique lorsque la sécurité des activités serait compromise, notamment en cas de situations imprévues et dans les situations où l’approvisionnement en gaz du public serait compromis. De plus, les exploitants doivent prendre des mesures pour réduire au minimum l’évacuation des gaz d’hydrocarbures pendant l’entretien planifié de l’équipement ou la dépressurisation temporaire. Les modifications proposées permettent également l’évacuation de gaz d’hydrocarbures dont le pouvoir calorifique ou le débit sont insuffisants pour assurer une combustion stable.
• Émissions associées à la combustion de gaz d’hydrocarbures – Les systèmes de combustion utilisés pour se conformer aux modifications proposées doivent fonctionner avec une veilleuse d’allumage, un dispositif d’allumage automatique et un système automatique de détection des défaillances de la flamme. Lorsque des gaz d’hydrocarbures sont acheminés vers le système, l’efficacité minimale de conversion du carbone doit être d’au moins 98 p. 100. Une exception à cette règle est prévue pour permettre l’utilisation de systèmes d’oxydation catalytique (efficacité d’au moins 85 p. 100) pour de petits volumes de gaz d’au plus 60 m3 par jour.

Le torchage, sauf quand il est utilisé pour éviter un risque grave pour la santé ou la sécurité humaine résultant d’une situation d’urgence, doit être justifié par une étude technique qui examine les possibilités d’utilisation de gaz d’hydrocarbures pour la production de chaleur ou d’énergie utile.

• Émissions fugitives – Les modifications proposées établissent une approche fondée sur le risque pour la gestion des émissions fugitives. Les installations les plus susceptibles d’émettre du méthane, comme les usines de traitement du gaz, devraient faire l’objet d’inspections fréquentes (douze fois par année pour les évaluations préalables et quatre fois par année pour les évaluations approfondies) effectuées à l’aide d’instruments comportant une limite de détection minimale normalisée. Les sites à faible risque, comme les puits individuels, devraient faire l’objet d’évaluations annuelles. En cas de détection d’émissions, le délai de réparation autorisé dépendrait du taux d’émissions, avec des possibilités de prolongations. En outre, toutes les installations devront faire l’objet d’une inspection annuelle réalisée par un vérificateur.

Les exigences relatives à la gestion des émissions fugitives entreraient en vigueur pour toutes les installations en 2027. De plus, à compter de 2027, les installations qui augmentent leur production de gaz devront concevoir et exploiter des systèmes pour éliminer l’évacuation et respecter d’autres nouvelles exigences, comme les limites relatives au torchage. Toutes les installations du secteur pétrolier et gazier seraient assujetties aux nouvelles exigences en 2030. Cette approche de la mise en œuvre consisterait à étaler les coûts de mise en conformité sur plusieurs années et permettrait à certaines installations de retarder les investissements nécessaires à leur mise en conformité ou, dans certains cas, aux sites de production en fin de vie d’éviter de nouvelles dépenses d’investissement.

Approche fondée sur le rendement

La mesure proposée établit une autre approche de mise en conformité (avec l’approche réglementaire) et comprend une norme de rendement qui reposerait sur l’installation de systèmes de surveillance continue pour les sources potentielles d’émissions de méthane de l’installation. En cas de détection d’émissions de méthane, des mesures d’atténuation doivent être prises dans des délais déterminés en fonction du taux d’émission. En suivant cette approche de substitution, les exploitants seraient exemptés des autres exigences du règlement.

Avantages et coûts prévus

La réduction des émissions de méthane est l'une des mesures les moins coûteuses que le Canada puisse prendre pour réduire les gaz à effet de serre. Environnement et Changement climatique Canada estime que le coût de la conformité au projet de règlement sera d'environ 70 $/tonne de réduction des émissions de gaz à effet de serre. D'autres estimations d'experts indépendants indiquent que le coût réel pourrait même être inférieur à cette estimation déjà prudente.

Les coûts pour l'industrie comprennent les dépenses en nouveaux équipements, les activités de détection et de réparation des fuites et les coûts administratifs. Les coûts annuels moyens de mise en conformité avec la réglementation (de 2018 à 2035) devraient représenter moins d'un pour cent (0,8 p. 100) des dépenses totales des compagnies pétrolières et gazières en 2016.

Entre 2027 et 2040, les modifications proposées entraînent des coûts supplémentaires de 15,4 milliards de dollars, mais les réductions cumulées des GES sont estimées à 217 mégatonnes d’équivalent en CO₂, ce qui représente une économie pour la société estimée à 27,8 milliards de dollars grâce à la prévention des dommages à l’échelle mondiale. Les avantages financiers nets des modifications proposées sont estimés à 12,4 milliards de dollars.

Commentaires

Nous vous invitons à participer à l’actualisation de la réglementation canadienne sur le méthane du secteur pétrolier et gazier. À compter du 16 décembre 2023, Environnement et Changement climatique Canada acceptera les commentaires sur le projet de règlement jusqu’au 14 février 2024. Il est prévu que la version définitive du règlement sera publiée dans la Partie II de la Gazette du Canada à la fin de 2024. Les commentaires doivent être transmis au moyen du nouveau Système de consultation réglementaire en ligne (SCRL).

Lien

• Projet de règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)