Émissions de GES

Les estimations d’émissions de GES pour l’île d’Anticosti ont été faites dans le cadre de l’étude AENV01 (MDDELCC, 2015e). Étant donné qu’il n’y a pas d’exploitation d’hydrocarbures à Anticosti, l’approche par analogie entre la Formation de Macasty à Anticosti et la Formation de Point Pleasant en Ohio a été utilisée aux fins d’évaluation préliminaire des émissions de GES. En l’absence de données suffisantes sur la Formation de Macasty, un modèle de calcul simple a été développé permettant d’estimer les émissions de GES qui pourraient résulter de l’exploitation des hydrocarbures à Anticosti.

Les estimations d’émissions de GES à Anticosti sont également basées sur les scénarios de développement préliminaires fournis par le chantier Économie de l’EES ainsi que sur les estimations d’hydrocarbures présents dans la Formation de Macasty.

Dans le cas de Point Pleasant, les données de production de gaz publiées par l’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis montrent que les hydrocarbures de cette formation géologique sont constitués en moyenne à 80 % de gaz de schiste et à 20 % d’hydrocarbures liquides.

Bien que sujette à plusieurs limites et incertitudes, dont la plus importante est liée au pourcentage de récupération des hydrocarbures, cette évaluation a permis de donner un ordre de grandeur des émissions de GES qui pourraient résulter de l’exploitation des hydrocarbures à Anticosti.

Le facteur technologique ayant le plus d’influence sur les émissions d’une éventuelle exploitation des hydrocarbures à Anticosti est la présence ou l’absence d’infrastructures de récupération des gaz.

ort final sur l’EES propre à l’île d’ANTICOSTI

Un premier scénario provenant du chantier Économie suppose que les gaz seraient entièrement récupérés dès la première année d’exploitation prévue en 2020 dans des infrastructures conçues à cet effet. Le deuxième scénario suppose que les gaz seraient captés et brûlés par une torchère pendant les trois premières années d’exploitation à compter de 2020. Dans le troisième scénario, les puits seraient raccordés plus tardivement aux infrastructures de récupération des gaz, soit entre 2024 et 2027. En l’occurrence, le projet d’Anticosti se distingue, par son caractère insulaire, des projets de Point Pleasant en Ohio où les gaz sont récupérés et acheminés dans les réseaux gaziers qui se trouvent à proximité.

En ce qui a trait à l’impact du système de plafonnement et d’échange des droits d’émission (SPEDE) de GES du Québec, les obligations de couverture des émissions de GES ont été évaluées en se basant sur les règles présentement en vigueur étant donné qu’il n’est pas possible de prédire quelles seront les dispositions du SPEDE après 2020. Il n’y a pas eu d’extrapolation au-delà de 2030, étant donné le nombre important de facteurs susceptibles d’influencer les modalités du Règlement au-delà de cet horizon et du caractère hautement spéculatif de telles projections. Le Règlement concernant le SPEDE ne prévoit actuellement aucune allocation gratuite de droits d’émission pour l’exploitation des hydrocarbures. Par conséquent, chaque émetteur devrait détenir des droits d’émission de GES équivalents au total de ses émissions de GES.

Bilan des émissions de GES

Ainsi, selon le premier scénario où des infrastructures de récupération des gaz seraient en place dès le début de l’exploitation en 2020, les émissions annuelles de GES seraient de l’ordre de 1,4 million de tonnes en équivalent CO₂ durant la période maximale de développement des puits.

À titre comparatif, ces émissions représenteraient autour de 2 % de la cible d’émissions de GES de 67,6 millions de tonnes en équivalent CO₂ visée en 2020 pour le Québec. Selon les deuxième et troisième scénarios, les émissions annuelles de GES seraient beaucoup plus élevées et pourraient atteindre de 2 à 4 millions de tonnes en équivalent CO₂ ce qui représenterait respectivement de 3 à 6 % environ des émissions du Québec par rapport à la cible de 2020.

Le tableau 4.1 présente les émissions de GES des différents scénarios, ainsi que les obligations de couverture cumulées de GES en vertu des dispositions actuelles du RSPEDE.

Tableau 4.1 : Émissions des GES en fonction de trois scénarios du chantier Économie et du SPEDE

GES (Mtm CO₂ eq.)² Émissions maximales de GES³

Base – avec infrastructures en 2020 (scénario 1)

Torchage – infrastructures construites entre 2022-2025 (scénario 2)¹ Torchage – infrastructures construites entre 2024-2027 (scénario 3)¹

1,4 2 4 Obligations de couverture cumulée de GES en 2030⁴

Base – avec infrastructures en 2020 (scénario 1) 4,3

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Il importe cependant de souligner que la plus grande incertitude dans ces estimations est liée aux pourcentages de récupération des gaz et des hydrocarbures liquides pour lesquels des hypothèses ont dû être posées en l’absence de données réelles de production.

En conclusion, l’approche par analogie entre la Formation de Macasty et la Formation de Point Pleasant en Ohio, bien que sujette à plusieurs limites et incertitudes, a permis de donner un ordre de grandeur des émissions de GES qui pourraient résulter de l’exploitation des hydrocarbures à Anticosti. Elle a également permis de considérer l’enjeu de la quantité de gaz qui pourrait être contenue dans les hydrocarbures à Anticosti, laquelle a une influence sur les émissions de GES.

Nonobstant l’incertitude quant au pourcentage de récupération des hydrocarbures et à la marge d’erreur liée aux estimations de la présente étude, le facteur technologique qui aurait le plus d’influence sur les émissions de GES est la présence d’infrastructures de récupération des gaz lorsque les travaux d’exploitation débuteront. Aussi est-il vraisemblable de penser que l’industrie devra rapidement déployer des efforts et mettre en place des mesures d’atténuation pour réduire les émissions de GES découlant de ses activités.

Comme il n’y aurait pas d’exploitation prévue à Anticosti avant 2020, l’impact d’une éventuelle exploitation des hydrocarbures au Québec se ferait vraisemblablement sentir sur les prochains objectifs du Québec en matière de réduction des GES. Le Québec a adopté en novembre 2015 une cible de réduction de 37,5 % sous le niveau de 1990 d’ici 2030.

Cette cible nécessite l’adoption des meilleurs pratiques et des meilleures technologies dès le début et tout au long de la phase d’exploitation. Également, ces cibles favorisent la mise en place de conditions optimales pour réduire ses émissions de GES au meilleur coût.

L’atteinte de ces cibles demande nécessairement l’adoption des meilleurs pratiques et des meilleures technologies dès le début et tout au long de la phase d’exploitation. Ces cibles favorisent par ailleurs la mise en place de conditions optimales pour réduire ses émissions de GES au meilleur coût.

Recommandation : Émissions de GES

Dans l’éventualité que l’exploitation des hydrocarbures soit autorisée, l’industrie devra rapidement déployer des efforts et mettre en place des mesures d’atténuation pour réduire les émissions de GES découlant de ses activités.

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