CANADA: L’INNOVATION, MOTEUR DES INVESTISSEMENTS MONDIAUX
Le secteur de l’énergie canadien opère une transition vers un avenir faible en émissions de carbone
Un regard sur les technologies et les processus innovateurs mis en œuvre au sein d’entreprises progressistes Pleins feux sur la Colombie-
Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador
SUPPLÉMENT SPÉCIAL DE
PUBLIÉ EN MARS 2020
CANADA: LE CANADA. DES FORÊTS MAJESTUEUSES, DES CASCADES DE MONTAGNES, DE VASTES PRAIRIES, DES CÔTES
ROCHEUSES – ET LE POUVOIR DE TRANSFORMER LES
ÉCONOMIES À FORTE INTENSITÉ DE CARBONE DANS LE
MONDE ENTIER
Le secteur de l’énergie est au cœur des programmes environnementaux, économiques et sociaux du Canada.
Grâce à son travail acharné, à son ingéniosité et à son esprit de
collaboration, le Canada se positionne
comme un leader dans un monde en
recherche croissante de produits issus
des sources les plus durables.
INNOVER POUR UN AVENIR À FAIBLE ÉMISSION DE CARBONE
Les vastes ressources naturelles du pays ont contribué à façonner le Canada en tant que nation et à nous définir en tant que peuple. Le Canada est un leader dynamique et innovant ainsi qu’un fournisseur mondial de choix.
Aujourd’hui, alors que la lutte contre les changements climatiques devient le défi mondial à relever et le principal enjeu pressant de notre époque, le Canada connaît une transformation généra- tionnelle qui est essentielle à son succès pour attirer les investisseurs dans ce siècle de croissance propre.
UNE FORCE MONDIALE DANS LE SECTEUR DU PÉTROLE ET DU GAZ
Le Canada est le quatrième producteur mondial de gaz naturel. Il abrite les plus grandes réserves de pétrole au monde, ouvertes aux investissements privés.
Le Canada peut se vanter d’avoir l’un des réseaux électriques les plus propres. Il dispose également d’une main-d’œuvre hautement qualifiée qui insuffle un vent d’innovation et de changement dans les industries pétrolières et gazières du pays.
Le Canada est le seul pays du G7 à avoir conclu des accords de libre-échange avec tous les autres pays du G7, ce qui nous donne accès à de vastes marchés en Amérique du Nord, en Asie et en Europe, et fait de nous l’envie du monde entier.
Le Canada jouit également d’une relation unique avec les États-Unis, liée en partie par plus de 30 lignes de transport et 70 pipelines.
Selon le scénario de développement durable de l’Agence internationale de l’énergie, la demande de produits pétroliers perdurera encore pendant des décennies, alors que les émissions mondiales devront diminuer. Cette perspective ouvre un nouveau monde de possibilités pour faire preuve de leadership en matière de production plus propre.
UNE MODERNISATION ACCRUE SIGNIFIE DES POSSIBILITÉS ACCRUES L’industrie pétrolière et gazière du Canada adhère à des processus d’examen environnemental et réglementaire parmi les plus rigoureux de la planète. Grâce à la modernisation de la réglementation, nous disposons désormais d’un espace où les leaders environnementaux et de l’industrie peuvent travailler ensemble pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES).
Le Canada et la Norvège sont les deux seuls grands pays producteurs de pétrole à avoir mis en place un système de tarifica- tion du carbone. Le Canada travaille égale- ment avec ses partenaires provinciaux pour plafonner les émissions des grands projets de développement. De plus, le Plan de protection des océans du gouvernement du Canada fait du Canada un leader mondial en matière de sécurité maritime et de navigation commerciale responsable.
Ces mesures relativement récentes s’ap- puient sur des fondations solides de pro- grès. Au cours de la dernière décennie, le Canada a réduit les émissions de l’exploita- tion des sables bitumineux de 21 % par baril. Les nouvelles technologies pourraient permettre de réduire ces émissions d’un quart de plus dans la décennie à venir.
L’électrification des activités gazières et de gaz naturel liquéfié (GNL) du Canada par l’hydroélectricité permettra de produire le GNL le plus propre du monde.
RÉDUIRE LES ÉMISSIONS, STIMULER LA COMPÉTITIVITÉ
Les pages suivantes témoignent de l’engagement du Canada en matière d’innovation et d’environnement. Ces histoires illustrent pourquoi investir dans le secteur de l’énergie du Canada est le bon choix à faire dès maintenant.
Grâce aux travaux en cours, le Canada est sur la voie de devenir le secteur pétrolier le plus propre du monde. Les producteurs dépensent des milliards en innovation, de leurs poches et par l’intermédiaire de diverses organisations, comme la Canada’s Oil Sands Innovation Alliance et le Réseau d’innovation pour les ressources propres.
Ces efforts permettront de mettre au point de nouvelles technologies propres pour atténuer les impacts environnementaux sur l’air, le sol et l’eau.
SECTEUR DE L’ÉNERGIE DU CANADA
FAITS SAILLANTS DE L’INDUSTRIE
Au Canada, les activités liées au pétrole brut incluent l’exploration, l’exploitation de forage, le traitement sur le terrain, l’entreposage et le transport du pétrole.
À l’échelle mondiale, le Canada se classe :
Source : Ressources naturelles Canada
11 du PIB %
832 emplois directs K et indirects
165 pays
font du commerce d’énergie avec le Canada
3 e
pays aux réserves de pétrole les plus importantes au monde4 e
producteur mondial de pétrole4 e
producteur mondial de gaz naturel4 e
en matière d’innovation dans les technologies propresRÉDUIRE LES ÉMISSIONS DUES À L’EXTRACTION DU PÉTROLE LOURD
Comptant toutes deux des réserves de pétrole lourd, la Saskatchewan et l’Alberta sont depuis des décennies à l’avant- garde de la recherche et du développement dans les technologies d’extraction du pétrole lourd.
Les pompes à rotor hélicoïdal excentré, qui permettent de produire du sable et du pétrole lourd dans les puits de pétrole lourd, ainsi que le drainage par gravité au moyen de vapeur sont deux technologies qui ont été développées et déployées dans l’Ouest canadien.
C’est en relevant des défis technologiques que les exploitants des sables bitumineux ont réussi à obtenir des taux de récupéra- tion parmi les plus élevés au monde, les taux des méthodes in situ allant de 40 % à 60 % pour le pétrole présent et ceux de l’exploitation à ciel ouvert dépassant généralement 90 %. À titre de comparaison, la récupération moyenne pour un puits con- ventionnel en Alberta est de 8 %, tandis que celle pour l’huile de schiste est inférieure à 10 %.
MOINS DE VAPEUR, MOINS DE CHALEUR, MOINS D’ÉMISSIONS DE GES
L’innovation est au cœur des activités des entreprises canadiennes des sables bitumineux : des technologies d’extraction moins énergivores sont constamment en cours de développement, l’accent étant mis depuis peu sur une production utilisant moins de vapeur.
La chaleur nécessaire pour créer de la vapeur dans un processus comme le drainage par gravité au moyen de vapeur, par exemple, a toujours été produite par la combustion de gaz naturel ou d’autres hydrocarbures et constitue la principale source d’émissions de GES en amont.
À titre d’exemple, l’utilisation de technologies d’injection de solvants est une approche novatrice qui a été explorée. Des solvants, tels que le propane, le butane, le méthane et, dans une forte mesure, le CO2, ont été mis à l’essai dans des exploitations de pétrole lourd.
Ces solvants réduisent la viscosité du pétrole, ce qui permet une plus grande récupération avec moins d’émissions, le processus nécessitant moins de chaleur, voire aucune.
PARLONS JIVE : RÉDUIRE LES ÉMISSIONS PAR L’INJECTION DE SOLVANTS
Le programme JIVE (Joint Implementation of Vapour Extraction) de mise en œuvre conjointe de l’extraction de la vapeur a permis de réaliser des essais sur le terrain de technologies d’injection de sol- vants en Alberta et en Saskatchewan entre 2005 et 2011.
Husky, Nexen et CNRL ont mis à l’essai différents solvants selon diverses configurations d’injection. Ces essais, ainsi qu’un programme de recherche et d’optimisation parallèle géré par le Petroleum Technology Research Centre (PTRC), ont démontré que l’extraction par solvant est techniquement viable et améliore la récupération du pétrole, et ce, tout en rédui- sant considérablement les émissions de CO2. Dans les cas où le CO2 capturé est utilisé comme solvant, les émissions des processus industriels connexes sont également réduites.
Husky Energy a maintenant recours à l’injection de solvants au CO2 sur ses sites d’exploitation d’Edam, de Mervin et de Lashburn, le dioxyde de carbone injecté étant capté à l’usine de valorisation
de Lloydminster située à proximité. Photo : Projet pilote d’injection de solvant à Plover de NEXEN.
CANADA : INNOVATION ET POSSIBILITÉS D’UN OCÉAN À L’AUTRE
NORMES ENVIRONNEMENTALES STRICTES
Les émissions de GES par baril de pétrole produit dans les sables bitumineux ont diminué de 21 % dans les dix dernières années, notamment en raison des améliorations technologiques et de l’efficacité énergétique. Des travaux importants sont en cours pour réduire davantage les émissions dans le secteur.
INFRASTRUCTURES DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT ÉTABLIES
Estimations des réserves extracôtières de Terre-Neuve-et-Labrador : 52,2 milliards de barils de pétrole et 200 billions de pieds cubes de gaz.
Grâce à un réseau intégré de lignes ferroviaires d’un océan à l’autre, à un réseau de pipelines de 760 000 km et à plusieurs projets d’expansion, la production canadienne de pétrole, de gaz et d’énergie en général est bien reliée aux marchés intérieurs et d’exportation.
ACCÈS AU CAPITAL En ce qui concerne les inscriptions énergétiques, la Bourse de Toronto (TSX) se classe au premier rang des bourses mondiales, 22 % des sociétés pétrolières et gazières du monde cotées en bourse étant inscrites au Canada.
PROXIMITÉ DES MARCHÉS Le Canada est le plus grand fournisseur de pétrole brut et de produits pétroliers raffinés aux États-Unis, et il développe activement les infrastructures nécessaires à l’approvisionnement en pétrole brut et en gaz naturel des marchés asiatiques et européens.
Il faut 14 jours de moins pour acheminer du GNL de l’ouest du Canada vers l’Asie orientale qu’à partir de la côte américaine du golfe.
LES ZONES EXTRACÔTIÈRES DE LA NOUVELLE-ÉCOSSE SONT RICHES EN PÉTROLE ET EN GAZ On y produit avec succès du gaz naturel depuis près de 20 ans. Fort d’un potentiel de 120 billions de pieds cubes de gaz naturel et de 8 milliards de barils de pétrole dans sa zone extracôtière, la région suscite l’intérêt des multinationales pour l’investissement.
Grâce à ses distances d’expédition attrayantes vers les marchés mondiaux, ses ports en eau profonde et ses zones déjà zonées pour l’exploitation industrielle, la Nouvelle-Écosse est également bien placée pour devenir un chef de file dans l’exportation de GNL vers les marchés internationaux.
(Source : ministère de l’Énergie et des Mines de la Nouvelle-Écosse)
PLEINS FEUX SUR LA
COLOMBIE-
BRITANNIQUE
TIRER PARTI DE L’ÉNERGIE PROPRE POUR PRODUIRE LE GNL LE MOINS POLLUANT DU MONDE
La Colombie-Britannique est reconnue depuis toujours pour sa beauté naturelle à couper le souffle et l’abondance de ses res- sources naturelles, mais sa proximité aux clients du GNL, son abondance de gaz naturel et son climat frais en font également l’endroit idéal pour investir dans le GNL.
Située sur l’océan Pacifique, avec plus de 16 000 miles de côtes, la Colombie-Britannique est à dix jours d’expédition du Japon et de la Chine, par rapport à 24 jours en ce qui concerne la côte américaine du golfe. En évitant les coûts de transport maritime occasionnés par le passage du canal de Panama, l’expédition de GNL à partir de la Colombie-Britannique revêt un avantage concurrentiel non négligeable.
L’ÉNERGIE HYDROÉLECTRIQUE CONTRIBUE À LA PRODUCTION DU GNL LE MOINS POLLUANT DU MONDE La province dispose également d’une énergie hydroélectrique abondante et propre, grâce à de nombreux fleuves, lacs et ruisseaux et à des précipitations considérables. Cela permet à la Colombie-Britannique de produire du GNL en réduisant les émissions, notamment dans les installations électriques existantes de GNL de FortisBC à Tilbury et prochainement dans les projets d’installations de GNL entièrement électriques de Kitimat LNG et de Woodfibre LNG. D’autres installations, comme celles de LNG Canada, utiliseront de l’énergie hydroélectrique comme alimen- tation auxiliaire. LNG Canada utilise également des turbines à haut rendement qui réduiront les émissions globales de sa production de GNL à la moitié de la moyenne mondiale.
La Colombie-Britannique produira le GNL le moins polluant du monde, soit au moins la moitié de la moyenne mondiale d’émissions, et, dans le cas des installations de GNL entièrement électriques, encore moins.
Dans la ville de Kitimat, où sont situés les projets de LNG Canada et Kitimat LNG, la température moyenne oscille entre 23 et 73 degrés Fahrenheit, bien en dessous de la plupart des pays producteurs de GNL. Cela permet de réduire la quantité d’énergie nécessaire pour refroidir le gaz naturel à moins 260 degrés Fahrenheit, ce qui constitue un autre avantage important sur le plan des coûts.
LES INVESTISSEMENTS DANS LE GNL EN COLOMBIE- BRITANNIQUE SONT FRUCTUEUX DEPUIS PLUSIEURS DIZAINES D’ANNÉES
Des producteurs de GNL expérimentés, tels que Shell, Chevron et FortisBC, mènent des activités au Canada depuis des dizaines d’années. L’installation de FortisBC à Tilbury produit du GNL à Delta, en Colombie-Britannique, depuis 1971. Shell et Chevron ont réalisé avec succès des projets d’exploitation de pétrole et de gaz naturel, en plus de diriger la construction des installations de LNG Canada et le projet de Kitimat LNG, apportant à ces projets leurs décennies d’expérience mondiale en matière de GNL.
Les projets de GNL en Colombie-Britannique ont également mis l’accent sur l’établissement de relations de travail solides avec les peuples autochtones. LNG Canada et Kitimat LNG ont tous deux conclu des accords avec la Nation Haisla, dont le territoire traditionnel comprend les sites proposés pour le projet. En outre, le projet Woodfibre LNG, situé dans la baie Howe en Colombie- Britannique, près de Squamish, a mis en place un processus d’évaluation environnementale de premier plan, qui a été super- visé par la Nation Squamish.
Grâce à sa situation géographique, à ses ressources abondantes en gaz naturel, à son exploitation responsable, à ses producteurs de GNL expérimentés, à ses avantages sur le plan des coûts liés au transport et au climat ainsi qu’à sa production de GNL le plus vert du monde, la Colombie-Britannique présente des possibilités attrayantes en matière d’approvisionnement et d’investissement dans l’industrie du GNL.
EXPLORER LES MARCHÉS MONDIAUX DU GNL
Pleins feux sur LNG Canada
Situé à Kitimat, en Colombie-Britannique, sur le territoire traditionnel de la Nation Haisla, LNG Canada représente le plus grand investissement du secteur privé de l’histoire du Canada. Actuellement dans sa deuxième année de construction, le projet permettra à plein rendement de livrer 28 millions de tonnes de GNL par an.
L’exportation de gaz naturel canadien moins polluant permettra aux nations dépendantes du charbon d’avoir accès à des sources d’énergie à faibles émissions et de renforcer leur sécurité énergétique.
L’avantage de la Colombie-Britannique est que 93 % de l’électricité produite est d’origine hydroélectrique, ce qui positionne la province en tant que leader mondial dans la gestion des GES provenant des industries du gaz naturel et du GNL. Selon des études comparatives indépendantes, les instal- lations de LNG Canada produiront 50 % moins d’émissions que les installations moyennes, et 33 % moins que les instal- lations les plus performantes.
HAUSSE DE LA DEMANDE MONDIALE D’ÉNERGIE PROPRE
Le commerce international de l’énergie est un élément essentiel de l’économie cana- dienne. En exploitant et en exportant du GNL à faible émission de carbone, le Can- ada s’apprête à saisir des possibilités qui créeront des retombées économiques et environnementales à l’échelle mondiale.
L’exportation des excédents de gaz naturel vers des pays d’Asie, comme la Chine, l’Inde et d’autres, peut les aider à se détourner du charbon.
La Chine représente à elle seule 30 % des émissions mondiales de GES et, en vertu de l’engagement pris dans le cadre de l’accord de Paris, elle peut augmenter ses émissions jusqu’en 2030. Le GNL est une solution de rechange qui permet à la Chine de simultanément développer son économie et réduire les émissions, ce qui pourrait l’aider à atteindre ses objectifs plus rapidement.
LA RÉUSSITE PASSE PAR LA CONSULTATION
Pour parvenir à sa décision d’investisse- ment définitive, LNG Canada a collaboré étroitement avec un large éventail d’in- tervenants et de partenaires autochtones pour aborder la croissance économique, la gouvernance environnementale et les partenariats avec les Premières Nations.
La société a découvert comment produire du GNL de manière plus durable en mettant les priorités environnementales et sociales sur un pied d’égalité avec les intérêts tech- niques et commerciaux.
« Nous avons reconnu que, pour assurer notre succès commercial, il fallait trouver des moyens de partager les retombées avec les communautés locales, la province et le pays », déclare Susannah Pierce, directrice des affaires générales de LNG Canada. « Bien avant que le gouvernement de la Colombie- Britannique n’adopte sa loi relative à la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones, nous avons recon- nu de manière proactive les droits et titres ancestraux des peuples autochtones. » La société s’est fait un devoir d’établir des relations avant la construction du projet, et elle continue à les entretenir tout au long du processus. Nous avons compris que
« la confiance prend des années à bâtir, quelques secondes à briser et l’éternité à réparer », ajoute Mme Pierce, « et la confi- ance se gagne quand les mots se traduisent en actions concrètes. »
AGIR LOCAL, PENSER MONDIAL
En ce qui concerne les GES, LNG Canada comprend la nécessité de penser et d’agir à l’échelle locale et mondiale. La Colombie-Britannique et le Canada doivent faire tout en leur pouvoir pour respecter leurs propres engagements, en plus de reconnaître qu’il faut en faire plus.
Dans son rapport spécial, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat sur le réchauffement planétaire souligne la nécessité de prendre des mesures transformatrices à l’échelle mondiale et de coopérer mondialement pour décarboniser le système énergétique.
En plus des retombées sur les plans de l’emploi et de l’activité économique que procure l’exportation de GNL, le Canada continuera à faire preuve de son leadership mondial en matière de développement énergétique durable.
de l’électricité
produite en Colombie- Britannique est d’origine hydroélectrique.
93 %
PLEINS FEUX SUR
L’ ALBERTA
L’INNOVATION CONSTANTE DANS LES SABLES BITUMINEUX
L’innovation est un moteur de la croissance économique en Alberta.
Le gouvernement provincial a soutenu très tôt la R et D in situ dans les sables bitumineux, ce qui a donné naissance à une industrie de plusieurs milliards de dollars qui représente aujourd’hui plus de 85 % de la production totale de pétrole brut de la province.
RENDRE LES SABLES BITUMINEUX PLUS CONCURRENTIELS L’exploitation des sables bitumineux repose sur l’innovation continue, ce qui a d’ailleurs mené à la mise au point de diverses technologies, comme le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), le traitement paraffinique de la mousse, l’injection de gaz non condensable et des dispositifs de contrôle du débit.
Les émissions de GES ont diminué de 21 % au cours de la dernière décennie, et il serait possible de les réduire encore substantiellement.
L’industrie, le gouvernement et les universités ont également fait des progrès vers la prochaine génération de technologies d’exploitation in situ des sables bitumineux en misant sur le recours à des solvants pour améliorer la récupération.
Le projet Aspen d’Imperial Oil, d’une valeur de 2,6 milliards de dollars, est fondé sur le DGMV assisté par solvant, alors que d’autres intervenants de l’industrie mettent à l’essai à l’échelle commerciale d’autres technologies utilisant des solvants.
Ces technologies ont le potentiel de réduire considérablement les coûts (-50 % des dépenses en immobilisation et des dépenses d’exploitation), les émissions de GES (-50 %) et la consommation d’eau (-90 %) par rapport au DGMV.
DIVERSIFICATION ET VALEUR AJOUTÉE DES PRODUITS D’HYDROCARBURES
Les technologies de valorisation partielle du bitume démontrent le potentiel de réduire de façon substantielle les besoins de diluants pour le transport du bitume, ce qui a permis d’abaisser les coûts pour l’industrie, d’accroître le volume de produits expédiés, d’augmenter jusqu’à 40 % la capacité des pipelines et de réduire les GES au cours du cycle de vie. Trois projets pilotes de valorisation partielle du bitume sont en cours de réalisation et une usine commerciale est en cours de planification.
PROGRAMME BITUMEN BEYOND COMBUSTION
Comme 80 % de la production de GES du pétrole est lié à la combustion, Alberta Innovates a lancé le programme Bitumen Beyond Combustion (BBC) en 2016 pour convertir le bitume en produits de grande valeur autres que des combustibles.
S’appuyant sur la valorisation partielle du bitume, le programme BBC développe actuellement une gamme de produits pour répondre à la demande mondiale croissante de matériaux, notamment la fibre de carbone, l’asphalte et le vanadium.
Le Carbon Fibre Grand Challenge est un concours international de 15 millions de dollars visant à accélérer la production de fibres de carbone à partir d’asphaltènes dérivés du bitume.
RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE MÉTHANE
Compte tenu d’une réglementation fédérale exigeant la réduction de 45 % des émissions de méthane d’ici 2025, des intervenants de l’ensemble de l’industrie et du gouvernement ont créé le Réseau canadien d’innovation pour la réduction des émissions (RCIRE) en vue d’accélérer grandement le développement et le déploiement de technologies.
INNOVATION NUMÉRIQUE DANS LE SECTEUR DE L’ÉNERGIE PROPRE
Les programmes de subvention d’Alberta Innovates accélèrent l’utilisation des technologies numériques, les sociétés d’exploitation des sables bitumineux de l’Alberta ont maintenant recours à diverses innovations, comme les drones, les jumeaux numériques, la réalité augmentée, l’infonuagique et les chaînes de blocs.
INNOVATION ENVIRONNEMENTALE : PROTÉGER LES RESSOURCES HYDRIQUES ET TERRESTRES DE L’ALBERTA
De nombreuses initiatives portent sur la gestion de l’approvisionnement en eau et des bassins versants, la santé des écosystèmes aquatiques, la conservation de l’eau, l’atténuation des résidus des sables bitumineux, l’adaptation aux changements climatique et la remise en état sdes puits abandonnés.
Dans le domaine de l’innovation environnementale, la culture de collaboration est omniprésente; la Canada’s Oil Sands Innovation Alliance (COSIA), un groupe industriel représentant plus de 90 % des producteurs des sables bitumineux, a mis en commun 981 technologies environnementales, qui représentent un inves- tissement de 1,4 milliard de dollars jusqu’à présent.
INVESTIR DANS L’INNOVATION EN MATIÈRE D’ÉNERGIE PROPRE POUR LA PROSPÉRITÉ ET LA DURABILITÉ ENVIRONNEMENTALE DE L’ALBERTA
Alberta Innovates comprend une division des ressources propres qui aide les développeurs de technologies et les clients de l’industrie à accélérer le développement et le déploiement des technologies, à faire croître leur entreprise et à améliorer la compétitivité du secteur des ressources, et ce, en plus de fournir au gouvernement de l’Alberta des informations scientifiques et techniques sur l’exploitation des ressources, la diversification énergétique, la réduction des émissions et les politiques relatives à l’eau et aux terres.
PARTENARIATS INDUSTRIELS EN INNOVATION EN MATIÈRE D’ÉNERGIE PROPRE
Alberta Innovates soutient l’innovation en matière d’énergie propre par l’intermédiaire de partenaires de l’industrie, notamment la COSIA, la Clean Resource Innovation Network, la Petroleum Technology Alliance Canada, la Canadian Heavy Oil Association et l’Alberta Irrigation Projects Association, ainsi que des initiatives conjointes gouvernement-industrie, comme le National Partial Upgrading Committee et l’Alberta Smart Grid Consortium.
DU STOCKAGE À L’UTILISATION :
ALBERTA CARBON CONVERSION TECHNOLOGY CENTRE
InnoTech Alberta, l’agence de recherche appliquée de la province de l’Alberta, est un élément central de l’écosystème de l’innovation de l’Ouest canadien depuis 1921 – soit près d’un siècle de succès.
Ses équipes de recherche pluridisciplinaires et ses installations uniques accélèrent le développement et la mise à l’échelle de technologies pour les secteurs privé et public. De la génération de nouvelles idées aux essais, en passant par la réduction des risques et la mise à l’échelle, leurs travaux se concentrent sur les applications commerciales productives et les utilisations finales qui permettent de renforcer les entreprises albertaines.
S’appuyant sur des années de recherche, InnoTech se concentre désormais sur l’utilisation et le stockage du carbone. InnoTech exploite l’Alberta Carbon Conversion Technology Centre (ACCTC), un centre unique construit pour faire la démonstration de nouvelles technologies de capture et de conversion du CO2. En 2020, l’ACCTC accueillera les cinq finalistes du concours NRG COSIA Carbon XPRIZE, leur offrant une capacité d’essai extérieur à des tarifs semi-commerciaux dans des conditions industrielles.
L’ACCTC accélérera le développement des technologies liées aux sources industrielles d’émissions de GES. Il facilitera également l’adoption en réduisant les risques liés aux technologies commercialement viables qui permettent de fabriquer des produits de valeur à partir de matières premières de CO2. Le centre servira de banc d’essai pour les entrepreneurs qui cherchent à créer de la valeur à partir de résidus.
Le site dispose de cinq aires d’essai de 25 000 pieds carrés.
Chacune d’entre elles est équipée de compteurs et alimentée en CO2, en gaz naturel, en électricité et en services publics, comme des services d’eau, d’eaux usées et d’autres déchets. Le gaz de combustion (approvisionnement industriel en CO2) provient d’une centrale au gaz naturel. Une unité de capture du carbone récemment ajoutée permet également de travailler sur des solutions qui nécessitent des flux de CO2 hautement concentrés.
Une fois le concours NRG COSIA Carbon XPRIZE terminé, le centre sera ouvert au monde entier en tant qu’espace de solutions pour le développement technologique.
QUATRE MILLIONS DE TONNES ET ÇA CONTINUE : CAPTAGE ET STOCKAGE DU CARBONE PAR SHELL QUEST
PLEINS FEUX SUR L’ALBERTA
Exploité par Shell Canada pour le compte du projet d’exploitation des sables bitumineux de l’Athabasca (PSBA), Shell Quest est le plus grand projet de captage et de stockage du carbone (CSC) au monde prévoyant un volet dédié au stockage géologique terrestre de CO2. Quest a déjà capté et stocké en toute sécurité plus de quatre millions de tonnes de CO2 depuis son lancement en 2015.
Les installations de 1,3 milliard de dollars, qui ont été soutenues par les gouvernements fédéral et provincial, captent le CO2 de trois unités de fabrication d’hydrogène à l’usine de valorisation de Scotford du PSBA, près de Thorhild, en Alberta.
L’hydrogène est produit pour être utilisé dans la valorisation du bitume des sables bitumineux en un pétrole brut synthétique plus léger. Le procédé de captage emploie une solution d’amine qui absorbe du CO2 jusqu’à 98 % et qui est ensuite comprimée et en- voyée par pipeline sur 65 km pour être stockée de façon permanente dans la formation des sables du Cambrien basal à plus de deux kilomètres sous terre. Cet em- placement a été choisi pour ses propriétés géologiques
idéales, notamment la faible densité des puits existants, qui réduit le risque de fuites inattendues.
Quest a surpassé les attentes en matière de rendement en captant son premier million de tonnes de CO2 en seulement dix mois, ce qui témoigne de la réussite qui peut découler de la collaboration de l’industrie et des gouvernements en matière d’innovation. Les émissions directes de l’usine de valorisation de Scotford ont été réduites de 35 %.
En plus de réduire les émissions de CO2, le projet Quest rend accessibles sa propriété intellectuelle et ses don- nées générées aux nouveaux projets de captage, d’utilisa- tion et de stockage du carbone pour que ceux-ci puissent les utiliser et améliorer les procédés.
Comme preuve de concept, le processus de Quest peut être appliqué à une gamme d’industries autres que la pétrochimie, comme le pétrole et le gaz ainsi que la production d’engrais et de ciment. Le succès du projet a suscité l’intérêt des gouvernements et des établissements de recherche du monde entier.
COLLABORER POUR RÉDUIRE LES ÉMISSIONS DE MÉTHANE
Depuis sa création en tant qu’organisation à but non lucratif, la Petroleum Technology Alliance Canada (PTAC) a mené à bien plus de 600 projets de R et D qui ont permis d’améliorer considérablement le rendement du secteur pétrolier et gazier sur les plans environnementaux, financiers, et de la sécurité. En 2019 seulement, la PTAC avait plus de 100 projets de R et D en cours, qui étaient guidés et soutenus par plus de 250 experts de l’industrie provenant de sa communauté d’intervenants diversifiée.
LA CIBLE DE 45 %
Au Canada, le gouvernement fédéral tra- vaille avec les provinces et les territoires pour réduire les émissions de méthane de 45 % d’ici 2025 par rapport aux niveaux de 2012.
De nombreuses technologies développées par les consortiums de la PTAC permettent déjà de réduire substantiellement les émissions de méthane.
Ces technologies ont la capacité collective de réduire les émissions de méthane du secteur de plus de 30 %. La PTAC vise à augmenter cette capacité de réduction par la voie de plusieurs initiatives pour atteindre une cible de 45 % d’ici la fin de 2020.
UNE VISION POUR ATTEINDRE LES OBJECTIFS, RÉDUIRE LES COÛTS ET CRÉER DES EMPLOIS
La PTAC a pour vision de réduire les émissions de méthane à un coût de 5 $ par tonne d’équivalent CO2, ce qui est nettement inférieur aux coûts actuels de réduction du CO2. La réalisation de cet objectif permettrait aux producteurs d’atteindre la cible de réduction des émissions de méthane d’ici 2025, et ce, tout en réduisant les coûts de l’industrie de 550 millions de dollars par an et en créant 2 300 emplois.
La PTAC a entrepris plusieurs initiatives qui permettent aux entreprises de détecter et de réduire les émissions, y compris un centre de collaboration et d’information, un consortium d’installations d’essai, de nombreux projets de recherche appliquée et plusieurs projets de développement, de démonstration et de déploiement de technologies.
COLLABORER POUR UNE CAUSE COMMUNE : MERN
En s’appuyant sur plus de 220 organisations membres et en collaborant avec le Clean Resource Innovation Network (CRIN),
qui compte plus de 1 000 membres au total, la PTAC a créé un écosystème d’in- novation unique de réduction des émis- sions de méthane, le Methane Emission Reduction Network (MERN).
UN MILLIARD DE DOLLARS POUR SOUTENIR LES ESSAIS DE NOUVELLES TECHNOLOGIES
La PTAC a récemment établi un consortium doté d’installations d’essai du méthane pour éprouver des solutions technologiques quasi commerciales. Ses membres compren- nent 15 producteurs et transporteurs, huit établissements universitaires canadiens et deux américains, six laboratoires du secteur public, ainsi que cinq facilitateurs et associations de l’industrie. Ensemble, ces membres détiennent des actifs sur le terrain et des installations d’essai d’une valeur de plus d’un milliard de dollars pour mener des essais sur de nouvelles technologies dans une gamme complète d’actifs pétroliers et gaziers en amont.
UN PROJET DE DÉTECTION ET DE QUANTIFICATION DU MÉTHANE UNIQUE EN SON GENRE
L’évaluation de l’efficacité du programme de gestion des émissions fugitives (FEMP EA – Fugitive Emissions Management Program Effectiveness Assessment) est le plus grand projet de détection et de quantification du méthane au monde.
D’une portée considérable, le projet FEMP EA couvre 2 500 kilomètres carrés dans la région de Red Deer et inclut la participation de 30 sociétés productrices et d’environ 200 installations pétrolières et gazières.
Le projet FEMP EA permettra non seulement à l’industrie de réduire substantiellement les émissions de GES en Alberta, mais également de produire de vastes connaissances appli- cables à d’autres administrations pétrolières et gazières, et ce, tant au niveau national qu’international.
L’AVENIR DU MÉTHANE À LA POMPE!
LES INSTRUMENTS ET POMPES PNEUMATIQUES SONT UNE SOURCE IMPORTANTE D’ÉMIS- SIONS DE MÉTHANE, CON- TRIBUANT À PRÈS DE 40 % DES REJETS MONDIAUX.
Le vérin de soupape de décharge à sécurité intégrée électrique à émission zéro, actuellement mis au point en col- laboration avec Ressources naturelles Canada, a le potentiel de remplacer tous les appareils pneumatiques. Cette technologie a déjà permis de réduire en émissions l’équivalent du retrait de la circulation de 130 000 voitures par an, en plus de créer de la valeur à hauteur de 15 millions de dollars par année.
L’adoption par la totalité de l’industrie se traduirait par une création de valeur de 160 millions de dollars par an et par des réductions d’émissions équivalant au retrait de la circulation de 1,6 million de voitures par an.
FINANCER LES TECHNOLOGIES DE RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DONT LE MONDE A BESOIN
L’organisme Emissions Reduction Alberta (ERA) est unique en son genre et n’a qu’un objectif principal : accélérer le développement des technologies novatrices de réduction des GES dont le monde a besoin.
Ces technologies incluent :
• le captage du dioxyde de carbone (CO2) et sa transfor- mation en produits de valeur;
• l’utilisation de mégadonnées et de l’intelligence artificielle (IA) pour accroître la production des puits tout en réduisant les coûts d’exploitation;
• la technologie d’imagerie numérique qui détecte les fuites de méthane et les problèmes d’intégrité au fond des puits.
DES CAPITAUX ISSUS DU CARBONE
Le capital d’ERA provient des sommes payées par les grands émetteurs de GES de l’Alberta au titre de la tarification du carbone. Ces investissements aident les innovateurs du monde entier à développer et à démontrer des technologies qui aident l’industrie à réduire ses émissions et à améliorer sa compétitivité.
Environ 60 % des investissements d’ERA sont consacrés aux technologies liées au pétrole et au gaz, le reste étant attribué à des technologies liées à l’alimentation, aux fibres et aux bio-industries, aux processus et aux produits à faible émission de carbone ainsi qu’au système d’électricité à faibles émissions.
« ERA a été créé il y a dix ans pour aider l’Alberta à atteindre ses objectifs économiques et en matière de changement climatique », explique Steve MacDonald, premier dirigeant d’ERA. « Depuis 2009, nous avons financé 166 projets, investissant 564 millions de dollars dans des technologies innovantes d’une valeur de plus de 4,3 milliards de dollars. Ces projets sont conçus pour produire des retombées économiques et environnementales dont l’Alberta et le monde entier ont besoin. »
RÉDUCTION DE PLUS DE 40 MILLIONS DE TONNES D’ÉQUIVALENTS CO2
On estime que les projets financés par ERA permettront de directement réduire les émissions en Alberta de 41,2 millions de tonnes d’équivalents CO2 d’ici 2030.
« Nous cherchons des solutions révolutionnaires pour rele- ver certains des plus grands défis mondiaux, et nous con- tribuons à réduire les risques en investissant conjointement à l’industrie dans des démonstrations de technologies à un stade avancé », ajoute M. MacDonald.
UN DÉFI DE 35 MILLIONS DE DOLLARS POUR ACCÉLÉRER L’UTILISATION NOVATRICE DU CARBONE En octobre 2019, ERA a annoncé les gagnants de son grand défi mondial de 35 millions de dollars sur les utilisations innovatrices du carbone, le Grand Challenge:
Innovative Carbon Uses. Ce concours de financement sur cinq ans visait à accélérer la mise en place de solutions uniques, prometteuses et percutantes dans le domaine émergent de l’utilisation du CO2.
ERA n’investit pas seulement dans les technologies révolutionnaires réduisant les risques, il offre également un accès à d’autres financements, oriente l’environne- ment politique et réglementaire de l’Alberta et se fait le champion de l’innovation dans les entreprises.
« L’innovation dans n’importe quel secteur, et plus par- ticulièrement dans celui du pétrole et du gaz, est un défi. Pour réussir, il faut que tous les éléments soient en place. Vous devez disposer d’un cadre réglementaire adéquat, d’orientation politique prévisible et de modèles commerciaux innovants », affirme M. McDonald. « Nous essayons de ras- sembler toute la communauté pour transformer les idées en produits et en procédés concurrentiels sur les plans du car- bone et des coûts ».
PLEINS FEUX SUR L’ALBERTA
Gagnants du GRAND CHALLENGE : INNOVATIVE CARBON USES
L’investissement de 2 millions de dollars d’ERA dans la plateforme numérique innovante d’Ambyint est un autre exemple de l’aide apportée pour faire avancer l’innovation au- dacieuse. Basée à Calgary (Alberta) et à Houston (Texas), l’entreprise utilise l’IA pour surveiller, contrôler et analyser le rendement des puits de pétrole et de gaz, ce qui permet aux producteurs de contrôler à dis- tance le rendement et la sécurité.
DarkVision contribue à relever les défis importants liés aux émis- sions de méthane. La technologie de DarkVision, qui a bénéficié d’un fi- nancement de 3,2 millions de dollars d’ERA, fournit des images claires et détaillées des problèmes aux fonds des puits causant des fuites par le tubage de surface. Les exploitants pétroliers et gaziers peuvent ainsi avoir recours à des techniques d’in- tervention établies pour stopper les fuites dans les puits, ce qui permet de résoudre un problème très répan- du dans l’industrie.
Mangrove Water Technologies utilise le CO2 pour transformer les résidus des activités pétrolières et gazières en produits chimiques de valeur, réduisant ainsi les émissions de GES. La société estime que le marché découlant de l’industrie des sables bitumineux représente une valeur de 350 millions de dollars américains par année et un potentiel de réduction de GES de 1,4 million de tonnes d’équivalents CO2 par an d’ici 2030. ERA a accordé 5 millions de dollars à Mangrove pour porter sa technologie vers la commercialisation.
La Saskatchewan est l’un des seuls territoires au monde à produire du pétrole brut, du gaz naturel, du charbon, de l’uranium, des biocarburants ainsi que de l’énergie géothermique, éolienne et hydraulique.
Deuxième province productrice de pétrole au Canada, la Saskatchewan est le sixième producteur terrestre au Canada et aux États-Unis. Grâce à environ 37 700 puits de pétrole exploités, la province a produit 178,4 millions de barils en 2018.
Non seulement les zones pétrolières de la province sont concur- rentielles sur le plan des coûts, mais les entreprises considèrent la Saskatchewan comme un endroit idéal pour tester, commercialiser et mettre à l’échelle de nouvelles technologies liées à l’énergie.
La Saskatchewan est un chef de file de la recherche sur les hydrocarbures, surtout dans les domaines de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) et du forage de puits horizon- taux. Ces techniques d’achèvement ont considérablement amélioré la production tirée de formations comme celle de Bakken, l’une des plus grandes zones pétrolières d’Amérique du Nord.
La Saskatchewan est également le troisième producteur de gaz naturel du Canada, sa production en 2018 s’élevant à 184 milliards de pieds cubes. La valeur combinée de la production de pétrole et de gaz est estimée à plus de 9,8 milliards de dollars.
La province exporte près de 90 % de son uranium, les 10 % restants alimentant les réacteurs nucléaires du Canada. L’urani- um de la Saskatchewan sert à alimenter environ un foyer sur vingt aux États-Unis.
RICHE EN RESSOURCES. RICHE EN POSSIBILITÉS.
L’URANIUM DE LA
SASKATCHEWAN ALIMENTE ENVIRON 1 FOYER SUR 20 AUX ÉTATS-UNIS.
PLEINS FEUX SUR LA
SASKATCHEWAN
PROJET AQUISTORE : UNE PREMIÈRE MONDIALE DANS LE DOMAINE DU STOCKAGE SOUTERRAIN INTÉGRÉ
Les progrès en matière d’injection de solvants se poursuivent, le Petroleum Technology Research Centre (PTRC) met en œuvre un programme pour aider à optimiser l’injection de solvant cyclique dans les champs de pétrole lourd. L’injection de solvant cyclique consiste en une injection de solvant suivie d’une période de trempage supplémentaire précédant le début de l’extraction du pétrole. Le programme de recherche en cours exami- nera diverses combinaisons de solvants en fonction des différentes conditions de terrain.
Depuis début 2015, le projet Aquistore, près d’Estevan dans le sud-est de la Saskatchewan, tire son CO2 capturé de la troisième unité de la centrale au charbon Boundary Dam de SaskPower et l’injecte dans une formation géologique saline profonde, à près de 3,2 km sous terre.
L’installation de captage de carbone de Boundary Dam, construite entre 2011 et 2014 aux coûts de 900 millions de dollars, a été la première au monde à utiliser le captage post-combustion dans une centrale au charbon. À ce jour, le site Aquistore a permis de stocker avec suc- cès plus de 267 000 tonnes de dioxyde de carbone capté.
« La recherche réalisée par le projet Aquistore vise à déterminer quelles technologies de mesure, de surveillance et de vérification sont les mieux adaptées pour garantir que le CO2 injecté reste sous terre en toute sécurité », explique Erik Nickel, directeur des opéra- tions du Petroleum Technology Research Centre, qui gère le projet.
En plus des lignes de fibre optique et des capteurs acoustiques positionnés sous terre dans la formation, un réseau sismique permanent de 650 géophones permet de créer une image en quatre dimensions du CO2 dans la formation de
grès et de saumure. La surveillance des eaux souterraines et des gaz du sol ainsi que la surveillance sismique passive du projet montrent que le CO2 demeure emprisonné dans la formation cible et qu’aucun mouvement du sol ne se produit.
« Les données et les essais de diverses technologies de surveillance d’Aquistore ont attiré des appuis d’intervenants provenant de partout dans le monde », affirme M. Nickel.
« Les implications de nos conclusions dans les prochaines années pourraient contribuer à améliorer l’efficacité et les capacités de surveillance dans de nombreuses indus- tries et à établir le captage et le stockage de carbone en tant qu’option viable pour atténuer les émissions ».
INSTALLATION DE CSC À LA CENTRALE BOUNDARY DAM DE SASKPOWER (BD3)
Située près d’Estevan en Saskatchewan, Boundary Dam est la première centrale au charbon au monde à accueillir une installation de capture et de stockage de carbone à chaîne complète entièrement intégrée.
Photo : SaskPower
PLEINS FEUX SUR LA SASKATCHEWAN
UN SECTEUR PÉTROLIER ET GAZIER PLUS PROPRE
Le Petroleum Technology Research Centre (PTRC), à Regina, en Saskatchewan, est un organisme de recherche et de développement à but non lucratif.
PIÉGER LES ÉMISSIONS DE CO2
À la fin des années 1990, le PTRC a approché la société pétrolière Pan-Canadian pour établir un programme de recherche à réaliser en tandem avec un projet d’injection de CO2 sur le point de démarrer dans le sud- est de la Saskatchewan.
Le CO2, qui était capté dans une installation de gazéification du charbon à Beulah, dans le Dakota du Nord, serait transporté des États-Unis au Canada et injecté dans le champ pétrolifère de Weyburn pour aider à améliorer la production de pétrole. Le gise- ment était passé d’un sommet de 47 000 barils par jour dans les années 1960 à moins de 15 000 en 1997, on cherchait donc des méthodes novatrices et améliorées pour récupérer le pétrole.
L’utilisation de CO2 en tant que solvant dans la production de pétrole n’est pas nouveau, bien sûr. Les exploitants du bassin Permien, au Texas, réinjectent depuis plus de 40 ans du dioxyde de carbone provenant de sources souterraines naturelles, et ils continuent à le faire en utilisant de nouvelles sources de CO2
anthropiques (d’origine humaine), comme celui produit par la centrale électrique au charbon de Petonova.
FIXER DES NORMES POUR LA RÉINJECTION DE DIOXYDE DE CARBONE
Le champ pétrolifère de Weyburn revêtait à la fin des années 1990 un intérêt particulier pour les chercheurs, les organismes gouvernementaux de réglementation et les exploitants de champs pétrolifères, car le projet offrait la possibilité de contribuer à l’établissement de normes pour la mesure, la surveillance et la vérification de l’injection de CO2.
Au tournant du siècle, les champs pétrolifères de Weyburn-Midale ont été les premiers au monde à injecter du CO2 à partir d’une ressource artificielle;
le programme de recherche, réalisé sur les 15 années suivantes, a contribué à établir des normes internatio- nales pour le stockage et la surveillance en profondeur.
Le captage et le stockage du carbone sont des technologies d’atténuation des changements climatiques dont l’importance est de plus en plus reconnue, et le projet Weyburn-Midale sur le dioxyde de carbone a attiré l’attention et le financement de gouvernements et d’organismes de recherche du Canada, des États-Unis, du Japon, du Moyen-Orient et de plusieurs États membres de l’Union européenne.
Depuis l’an 2000, les exploitants des champs de Weyburn et Midale ont injecté et séquestré près de 40 millions de tonnes de CO2, soit l’équivalent du retrait de plus de 8 millions de voitures de la route. Bien que les champs de Weyburn et de Midale aient changé de mains à plusieurs reprises – Weyburn est actuellement exploité par Whitecap Resources et Midale, par Cardinal Energy –, les objectifs communs du stockage permanent et de l’amélioration de la récupération des hydrocarbures demeurent les mêmes.
NOUVELLES TECHNOLOGIES POUR ATTÉNUER LES ÉMISSIONS DE GES Les progrès avancent rapidement dans le monde des technologies de réduction des émissions.
Le Saskatchewan Research Council (SRC) a créé le Centre for the Demonstration of Emissions Reductions (CeDER) pour faciliter les essais en situation réelle pour l’industrie et les concepteurs de technolo- gies. Le CeDER permet donc à l’industrie d’adopter plus rapidement les technolo- gies de réduction des émissions, car leur efficacité a été démontrée.
Le CeDER est une plateforme qui permet de tester, de démontrer et de valider en situation réelle des technologies de me- sure, de réduction, de captage et de con- version liées aux émissions de GES.
CeDER – ESSAIS POLYVALENTS D’APPLICATIONS AU-DELÀ DU SECTEUR DU PÉTROLE ET DU GAZ Par le biais du CeDER, le SRC fournit à l’industrie canadienne des stratégies de réduction des émissions de GES. « Nous offrons des évaluations pour aider les industries à cerner des technologies qui réduiront leurs émissions de gaz à effet de serre en vue de répondre aux exigences réglementaires », explique Erin Powell, gestionnaire du Développement des processus.
Grâce à une surveillance régulière du secteur pétrolier et gazier, l’équipe de Mme Powell a également élaboré une
base de données complète de près de 400 technologies commerciales actuelles et émergentes de réduction des émissions de GES, comme celles liées au captage et à l’utilisation du carbone, afin d’aider à cerner les technologies les plus adaptées à une activité précise d’un cli- ent. L’équipe du CeDER évalue ensuite le rendement des technologies par rapport aux exigences des clients.
Le CeDER est également polyvalent et permet à des tiers indépendants de démontrer et de valider les performances de diverses technologies, par exemple en matière de surveillance de la qualité de l’air et de mesure des émissions. Entre autres, le SRC a testé les capacités des drones utilisés pour la détection de fuites de gaz.
En collaboration avec des chercheurs, des ingénieurs et des scientifiques, l’industrie a déjà mis en œuvre bon nombre de technologies et processus novateurs pour réduire les répercussions environnementales.
La prochaine phase du cadre réglementaire exigera une réflexion originale sur l’ensem- ble du processus de production. La collabo- ration à l’échelle nationale et mondiale sera essentielle pour trouver des solutions à ce défi et au prochain à venir.
CeDER STRATÉGIE DE RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE GES
Le CeDER est une plateforme qui permet de tester, de démontrer et de valider en situation réelle des technologies de mesure, de réduction, de captage et de conversion liées aux émissions de GES.
ATTÉNUATION DES ÉMISSIONS DE GES : LES NOUVELLES
TECHNOLOGIES PEUVENT CONTRIBUER À LA LUTTE CONTRE
LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES
PLEINS FEUX SUR
TERRE-NEUVE- ET-LABRADOR
POSSIBILITÉS EXTRACÔTIÈRES
Terre-Neuve-et-Labrador compte quatre champs pétrolifères en exploitation, plus de 650 pistes et occasions d’investissement, ainsi qu’un programme de collecte de données sismiques de classe mondiale en cours portant sur plus de 20 bassins cartographiés.
Au cours des trois dernières années, huit nouveaux acteurs sont entrés sur le marché et des engagements à hauteur de 4 milliards de dollars en travaux d’exploration ont été pris.
Le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador s’est doté d’une stratégie de croissance de l’industrie pétrolière et gazière en route vers 2030, Advance 2030 – The Way Forward on Oil and Gas. Cet engagement vise à stimuler l’exploration dans l’industrie et à positionner la province comme un emplacement de choix à l’échelle mondiale pour l’exploitation des ressources pétrolières et gazières, qui valorise la sécurité et la responsabilité environnementale.
Jusqu’à présent, plus de 95 % des mesures prioritaires immédiates présentées dans la stratégie Advance 2030 sont en cours ou achevées. Les travaux se poursuivent pour améliorer la croissance, la compétitivité et la durabilité de l’industrie pétrolière et gazière de la province.
PARMI LES CHAMPS PÉTROLIFÈRES ÉMETTANT LE MOINS DE CARBONE AU MONDE
Même si la demande d’hydrocarbures ne cessera pas de sitôt, les perspectives énergétiques mondiales changent, et il est urgent de réduire les émissions. Les projets au large de Terre-Neuve- et-Labrador comptent déjà parmi les champs pétrolifères produisant le moins d’émissions de carbone au monde, et des entreprises énergétiques du monde entier axées sur la durabilité environnementale s’intéressent de plus en plus à ce type d’ex- ploitation faible en émissions de GES.
À titre d’exemple, il a été validé que le projet Hibernia produisait 12 kg de carbone par baril, et il devrait réduire ses émissions encore davantage à mesure que de nouvelles technologies sont adoptées. Ce rendement se compare favorablement aux estimations internationales qui vont de 18 kg à plus de 50 kg de carbone par baril.
Les travaux visant à améliorer les émissions de l’exploitation des zones extracôtières de Terre-Neuve-et-Labrador se poursuivent.
Voici quelques mesures entreprises :
• moderniser la réglementation relative aux installations extracôtières en vue de réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012;
• mettre en place un système de tarification du carbone pour les zones extracôtières;
• améliorer l’efficacité du processus d’évaluation environnementale, tout en garantissant le respect des normes les plus élevées en matière de protection de l’environnement;
• réduire la vitesse des navires de ravitaillement à une vitesse optimale pour réduire la consommation d’énergie;
• utiliser des turbines à haut rendement; vmaintenir les activités en état de stabilité opérationnelle pour éviter le recours au diesel de secours;
• coopérer dans le domaine des transports pour améliorer l’efficacité;
• exiger des titulaires de permis d’exploration qu’ils soutiennent les études environnementales sur les activités d’exploration, d’exploitation et de production d’hydrocarbures par l’intermédiaire du Fonds pour l’étude de l’environnement.
UN NOUVEL ACTEUR PROGRESSISTE DANS LE SECTEUR DU PÉTROLE ET DU GAZ
La Oil and Gas Corporation of Newfoundland and Labrador a commencé ses activités le 1er janvier 2020. Axée sur l’exploitation des ressources et l’attraction des investissements d’exploration dans la province, la société collaborera avec le gouvernement et les intervenants de l’industrie pour mettre en œuvre la stratégie Advance 2030. La société se concentre également sur les possibilités de l’industrie locale de l’approvisionnement et des services afin de créer des emplois et des débouchés commerciaux pour les habitants de la province.
LES ÉMISSIONS DE L’EXTRACTION EXTRACÔTIÈRE D’HYDROCARBURES
La demande mondiale d’énergie se pour- suivra pendant des décennies, et ce, même en tenant compte de l’amélioration constante de l’efficacité énergétique.
L’utilisation accrue des sources d’énergie renouvelable permettra de répondre à une partie de la demande mondiale croissante d’énergie, certes, mais diverses formes d’énergie seront nécessaires dans un avenir prévisible.
Parallèlement, les pays doivent trouver un moyen d’équilibrer, d’une part, les besoins des économies fondées sur les ressources naturelles et, d’autre part, les véritables défis que posent les change- ments climatiques.
LE CANADA PRODUIT CERTAINES DES ÉNERGIES LES PLUS PROPRES AU MONDE
Grâce à son engagement démontré en faveur de l’innovation continue et du déve- loppement de nouvelles technologiques, le Canada joue un rôle important dans l’approvisionnement mondial en énergie produite de manière responsable.
De fait, parmi les pays producteurs de pétrole et de gaz naturel, le Canada est un leader en matière de mesures environnementales, sociales et de gouvernance, et l’industrie extracôtière ne fait pas figure d’exception.
Ces dernières années, les exploitants canadiens de pétrole et de gaz naturel au large des côtes ont substantiellement réduit le recours au torchage, l’une des principales sources d’émissions en mer Les opérateurs ont réduit leur propre consommation d’énergie en améliorant l’efficacité des unités de production d’électricité et d’autres équipements clés, et ce, en utilisant des systèmes de
gestion et de surveillance des combustibles sur les navires de ravitaillement et en partageant des services de transport pour améliorer l’efficacité et réduire les répercussions sur l’environnement.
500 MILLIONS DE DOLLARS INVESTIS DANS LA RECHERCHE ET LE DÉVELOP- PEMENT RIEN QU’À TERRE-NEUVE-ET- LABRADOR
Les exploitants d’hydrocarbures au large de côtes ont également investi dans la recherche et le développement pour cerner de nouvelles façons d’atténuer leurs répercussions environnementales – plus de 500 millions de dollars dans la R et D, l’éducation et la formation rien qu’à Terre-Neuve-et-Labrador.
Les sociétés pétrolières et gazières extracôtières participent à des projets internationaux visant à déterminer com- ment l’industrie peut jouer un rôle clé pour favoriser le changement et l’adoption des technologies à faibles émissions de carbone.
Pour ce faire, elles étudient diverses avenues comme la détermination de sources d’énergie de rechange pour les installations extracôtières et les navires de ravitaillement, ainsi que des projets de captage et de stockage du carbone en mer.
Le secteur de l’énergie du Canada a la possibilité d’assumer un rôle de leader- ship dans un avenir à faibles émissions de carbone, et ce, en réduisant les émissions de GES grâce au développement de tech- nologies propres et rentables et à la mise en œuvre des politiques climatiques so- lides du Canada.
MERCI AUX ORGANISATIONS SUIVANTES POUR LEURS
CONTRIBUTIONS
PLEINS FEUX SUR
TERRE-NEUVE-
ET-LABRADOR
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2. UN PÔLE D’INNOVATION
• Premier à élaborer une stratégie d’IA
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Murray Auchincloss
Dirigeant principal des finances, secteur d’amont, BP
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