Combustible traditionnelpropre — pétrole et gaz naturel

Transcription

Rapport d’investissement du développement durable
Combustible traditionnel propre — pétrole et gaz naturel
Analyse d’investissement du DD
MC
Version 1 • novembre 2006
Combustible
traditionnel
propre
Recherche et
production d’énergie
Production
d’électricité
Amélioration de
la production
Pétrole et
gaz naturel
Utilisation
d’énergie
Captage,
stockage et
transport du CO2
Transports
Production
à grande
échelle d’H2
Agriculture
Foresterie
Gestion des
déchets
BC_CFO_V7.8.6_FR_061212
Efficacité
énergétique
Rapport d’investissement du développement durable*
Combustible traditionnel propre — Pétrole et gaz naturel
Analyse d’investissement du DD
MC
Version 1 • novembre 2006
Recherche et
production d’énergie
Combustible
traditionnel
propre
Efficacité
énergétique
Amélioration de
la production
Pétrole et
gaz naturel
Captage,
stockage et
transport du CO2
Production
à grande
échelle d’H2
* © 2006 par la Fondation pour l’appui technologique canadien au développement durable (« TDDCMC »). Tous droits réservés.
Publiée au Canada par TDDCMC. Aucune partie de l’Analyse d’investissement du DDMC ne peut être produite, reproduite,
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TDDC. Tous les exemplaires de moindre importance de recherche ou d’étude privée doivent inclure cet avis de droit d’auteur.
L’Analyse d’investissement du DDMC est fournie « telle quelle », sans garantie ni représentation de quelque nature que ce
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fait pas de représentation ni ne garantit la qualité, la précision, la fiabilité, l’exhaustivité ou l’opportunité de l’information
contenue dans l’Analyse d’investissement du DD.
Technologies du développement durable CanadaMC, TDDCMC, l’Analyse d’investissement du DDMC
et l’outil TDDC STARMC sont des marques de commerce de la Fondation
pour l’appui technologique canadien au développement durable.
Table des matières
1
Aperçu : Plan de l’Analyse d’investissement du DDMC
et le processus TDDC STARmc . ...................................................................................................................................................................................................... 1
1.1
Le plan de l’Analyse d’investissement du DDMC. ............................................................................................................. 1
1.1.1 Public principal.............................................................................................................................................................................. 1
1.1.2 L’outil TDDC STARMC . .................................................................................................................................................................. 2
1.1.3 Secteurs à évaluer par l’Analyse d’investissement du DDMC....................................................................................................................... 2
Figure 1 : Schéma de cheminement de l’Analyse d’investissement du DD ................................................................................................... 3
1.1.4 Catégories d’investissement à analyser.......................................................................................................................... 4
1.1.5 Conclusion......................................................................................................................................................................................... 4
1.2
Le processus TDDC STARMC : Collecte et analyse de données.............................................................................. 4
Figure 2 : Le processus TDDC STAR.......................................................................................................................................................................... 5
1.2.1 Description des évaluations................................................................................................................................................... 6
Figure 3 : Soutien financier de TDDC....................................................................................................................................................................... 7
1.2.2 Structure des résultats.............................................................................................................................................................. 8
Figure 4 : Représentation graphique des exemples de technologie.................................................................................................................... 10
1.3
Conclusions et priorités d’investissement........................................................................................................................ 12
2
Résumé : pétrole et gaz naturel.......................................................................................................................... 14
3
Contexte et vision de l’industrie........................................................................................................................... 18
3.1
L’industrie pétrolière et gazière en amont au Canada.......................................................................................... 18
Tableau 1 : Réserves et production........................................................................................................................................................................ 19
Figure 5 : Production canadienne de pétrole : pétrole classique, sables bitumineux et pétrole exploité en mer ................................................................. 19
Figure 6 : Capacité canadienne de production de gaz naturel – Projection du Canadian Energy Research Institute (CERI) . ................................ 20
3.2
Demande croissante. ........................................................................................................................................................................... 20
3.3
Répercussions environnementales......................................................................................................................................... 20
3.3.1 Air . ...................................................................................................................................................................................................... 20
Tableau 2 : Tendance des émissions d’équivalents-CO2 du secteur pétrolier et gazier en amont au Canada.................................................... 21
Figure 7 : Tendances et intensités des émissions de carbone ............................................................................................................................. 22
3.3.2 Sols...................................................................................................................................................................................................... 23
Figure 8 : Perturbation et remise en état du terrain dans la région des sables bitumineux de l’Athabasca . .................................................. 23
3.3.3 Eau. ..................................................................................................................................................................................................... 23
Figure 9 : Répartition cumulative des ressources en eau de la rivière Athabasca . .............................................................................................. 24
Figure 10 : Demandes futures en eau pour la production des sables bitumineux sur place en Alberta . ........................................................ 25
4
Besoins, évaluations et analyse............................................................................................................................. 26
4.1
Secteurs technologiques ciblés.................................................................................................................................................. 26
Tableau 3 : Cibles de rendement et avantages indirects ..................................................................................................................................... 26
Tableau 4 : Matrice technique d’efficacité énergétique ...................................................................................................................................... 29
Tableau 4 : Matrice technique d’efficacité énergétique (suite)............................................................................................................................ 30
Figure 11 : Représentation graphique de technologies d’efficacité énergétique................................................................................................ 31
Figure 12 : Représentation graphique de technologies d’amélioration de la production ................................................................................. 31
Tableau 5 : Matrice technique d’amélioration de la production.......................................................................................................................... 32
Tableau 6 : Matrice technique de captage, de transport et de stockage du CO2 . ............................................................................................. 33
Figure 13 : Représentation graphique du captage, du transport et du stockage du CO2 ................................................................................... 34
Tableau 7 : Matrice technique de production d’hydrogène à grande échelle..................................................................................................... 35
Figure 14 : Représentation graphique de la production d’hydrogène à grande échelle..................................................................................... 35
4.2
Évaluation du marché......................................................................................................................................................................... 36
Figure 15 : Représentation graphique de l’ensemble du marché, une technologie par rapport à l’autre ...................................................... 36
4.2.1 Position sur le marché. ............................................................................................................................................................ 37
4.3
Évaluation des technologies......................................................................................................................................................... 38
4.3.1 Données de la représentation graphique des technologies et classement des technologies. ..... 38
Tableau 8 : Données de la représentation graphique des technologies ............................................................................................................. 38
Figure 16 : Groupes de technologies prioritaires exclusivement ....................................................................................................................... 39
4.3.2 Description des technologies. ............................................................................................................................................. 39
4.4
Rapport d’évaluation de la durabilité . ............................................................................................................................... 40
4.4.1 Évaluation de la durabilité pour quatre secteurs technologiques. ............................................................... 40
Tableau 9 : Résumé de la durabilité pour les quatre secteurs de technologie.................................................................................................... 41
4.5
Évaluation des risques. ...................................................................................................................................................................... 42
4.5.1 Risques liés aux secteurs technologiques.................................................................................................................... 42
Tableau 10 : Résumé des risques (Secteurs de technologie dans leur ensemble – pas uniquement par groupe de technologies prioritaires)......................... 42
4.5.2 Risques de l’industrie............................................................................................................................................................... 43
Tableau 11 : Obstacles et risques sectoriels.......................................................................................................................................................... 44
5
Conclusions et priorités d’investissement.............................................................................................. 45
5.1
Court terme. ................................................................................................................................................................................................ 45
5.1.1 Investissements technologiques....................................................................................................................................... 45
5.1.2 Priorités d’investissement. ................................................................................................................................................... 45
5.1.3 Répercussions de la durabilité ........................................................................................................................................... 46
5.1.4 Risques . ........................................................................................................................................................................................... 47
5.2
Long terme................................................................................................................................................................................................... 47
5.2.1 Investissements technologiques....................................................................................................................................... 47
5.2.2 Marché ............................................................................................................................................................................................. 47
5.2.3 Occasions d’investissement ................................................................................................................................................. 47
Tableau 12 : Exemples d’occasions d’investissement technologique à long terme............................................................................................ 48
5.2.4 Répercussions de la durabilité ........................................................................................................................................... 48
5.2.5 Risques . ........................................................................................................................................................................................... 49
Tableau 13 : Risques liés aux occasions à long terme.......................................................................................................................................... 49
6
Sommaire. .............................................................................................................................................................................................. 50
6.1
Données sur la stratégie nationale......................................................................................................................................... 50
Tableau 14 : Besoins stratégiques nationaux et répercussions possibles............................................................................................................ 50
Tableau 14 : Besoins stratégiques nationaux et répercussions possibles (suite)................................................................................................ 51
6.2
Priorités d’investissement de TDDC........................................................................................................................................ 51
6.2.1 Allocation des fonds.................................................................................................................................................................. 51
Figure 17 : Position préliminaire sur le marché .................................................................................................................................................. 51
7
Remerciements.............................................................................................................................................................................. 53
7.1
TDDC remercie les intervenants suivants.......................................................................................................................... 53
8
Notes en fin de texte.............................................................................................................................................................. 54
8.1
Liste exhaustive des notes de renvoi. ................................................................................................................................... 54
1
Aperçu : Plan de l’Analyse d’investissement du DDMC
et le processus TDDC STARmc
Technologies du développement durable Canada (TDDC) est une initiative du gouvernement du Canada qui exploite un fonds de 550 millions $ pour
financer et appuyer le développement et la démonstration de technologies propres et trouver des solutions aux problèmes de changements climatiques
ainsi que de pureté de l’air, de propreté de l’eau et de salubrité des sols, qui seront bénéfiques pour la santé des Canadiens, leur environnement et la vie
économique du pays.
TDDC est heureuse de présenter ce rapport d’investissement sur le pétrole et le gaz naturel en amont qui fait partie d’une série de rapports
portant sur l’état actuel du développement durable et les priorités d’investissement futures au Canada. Le rapport est le résultat de la collaboration entre
des intervenants de divers horizons. Il se fonde sur des rapports, des études et des recherches qui découlent de différentes initiatives gouvernementales
et d’associations industrielles. Nous espérons que vous trouverez ces renseignements utiles et nous avons hâte de travailler avec vous à faire progresser le
développement durable au Canada.
1.1
Le plan de l’Analyse d’investissement du DDMC
TDDC investit dans des domaines où le Canada possède une solide expertise et où TDDC peut offrir le plus de valeur. À cette fin, TDDC a conçu un
processus cohérent d’évaluation et d’aide à la décision qui examine les diverses technologies, leurs marchés, les besoins auxquels elles répondent et les
obstacles à surmonter pour qu’elles deviennent un succès commercial.
L’Analyse d’investissement du DD se fonde sur le concept lié à la création d’une vision commune du potentiel commercial, comme le décrivent les
gens de l’industrie. Elle intègre leurs idées, attentes et connaissances en un seul énoncé d’intention pour obtenir des résultats pertinents, pragmatiques
et réalisables. Un grand nombre d’approches différentes peuvent être utilisées pour analyser chaque technologie ou sous-secteur économique. Chaque
groupe d’intervenants a des défis et des attentes uniques qui sont exprimés et analysés de façon à répondre à leurs besoins propres. Dans cette optique,
l’Analyse d’investissement du DD a été élaborée pour offrir une référence commune à tous les participants ainsi que des moyens cohérents et fiables
pour comparer les technologies dans plusieurs secteurs diversifiés et en expansion. L’Analyse d’investissement du DD sert de guide pour les futures
priorités d’investissement et représente une façon de recueillir de l’information non technologique qui pourrait être utile dans l’élaboration de politiques.
Nous n’aurions jamais pu faire avancer l’Analyse d’investissement du DD sans le concours et les conseils de guides d’opinion et d’experts de tout
le pays. À TDDC, notre philosophie consiste à travailler avec les autres et par l’intermédiaire des autres. Nous les remercions tous pour leur aide et leur
contribution au succès de l’Analyse d’investissement du DD.
1.1.1 Public principal
Le public principal de l’Analyse d’investissement du DD est composé des personnes et organismes suivants :
Des intervenants de l’industrie – pour les aider à déterminer les défis sectoriels clés et les domaines prioritaires d’un investissement
potentiel, et à établir un partenariat avec TDDC.
Des chercheurs canadiens – pour aider à donner une orientation précise à de futurs efforts fructueux, y compris les indicateurs des problèmes
clés à régler dans les secteurs de technologie prioritaires au moment d’entrer dans les étapes de développement et de démonstration du
processus de commercialisation, ou de sortir de ces étapes.
Les ministères appropriés – pour proposer un cadre décisionnel complet dans le but d’aider à déterminer les priorités d’investissement
technologique pour ses intervenants et investisseurs clés. L’Analyse d’investissement du DD peut également servir à déterminer et à gérer les
questions technologiques qui ne relèvent pas du mandat immédiat de TDDC, ainsi que les obstacles non techniques à la mise en marché dont
d’autres participants, politiques, sources de financement et instruments financiers peuvent venir à bout.
Tous droits réservés 2006 par TDDCMC
Analyse d’investissement du développement durable D’autres intervenants – pour disposer d’une base d’information transparente et cohérente sur des secteurs technologiques pertinents et
instaurer un dialogue sur des questions non technologiques auxquelles font face des entreprises dans plusieurs secteurs économiques canadiens.
TDDC – pour se pencher sur des questions prioritaires dans le but d’examiner et de mettre l’accent sur de futurs investissements.
1.1.2 L’outil TDDC STARMC
Le schéma de cheminement des évaluations des technologies durables (STAR, Sustainable Technology Assessment Roadmap) est un
processus d’analyse itérative qui regroupe dans une plateforme d’information commune des données, des rapports, des contributions d’intervenants et
des renseignements de l’industrie. Il utilise une série de critères de sélection pour évaluer et trier l’information pertinente obtenue d’une diversité de
sources. Le résultat est une série de rapports d’investissement qui soulignent les possibilités d’investissement clés dans les technologies pour chaque
secteur à l’étude.
1.1.3 Secteurs à évaluer par l’Analyse d’investissement du DDMC
Le projet global de l’Analyse d’investissement du DD par TDDC met l’accent sur sept des principaux secteurs de l’économie canadienne. La page 3
contient une version illustrée de l’ensemble du projet et le schéma de cheminement principal, Figure 1, font ressortir les domaines d’étude choisis.
Recherche et production d’énergie – y compris les combustibles propres traditionnels (pétrole et gaz naturel) et les combustibles
renouvelables (biocarburants, production et purification d’hydrogène). Il convient de noter que l’électricité renouvelable et les combustibles
renouvelables ont en commun plusieurs plateformes technologiques.
Production d’électricité – y compris la production d’électricité traditionnelle et renouvelable propre (énergie éolienne, énergie photovoltaïque
(PV), bioélectricité et énergie électrique produite par piles à combustible fixes).
Utilisation de l’énergie – améliorer l’efficacité de l’application des technologies actuelles d’utilisation finale dans les secteurs industriel,
commercial et résidentiel (p. ex., améliorer l’efficacité énergétique).
Transports – y compris l’efficacité des systèmes et le remplacement de combustible. Veuillez également noter que le remplacement de
combustibles et les combustibles renouvelables ont en commun plusieurs plateformes technologiques.
Agriculture – s’attaquer à la question de la transformation des déchets solides ou de la biomasse en combustibles et éliminer les contaminants
de l’air et de l’eau produits par le fumier.
Foresterie et produits du bois – s’attaquer au développement de technologies de recyclage des déchets de bois pour exploiter le potentiel
des ressources énergétiques, réduire les émissions ainsi qu’améliorer la productivité et augmenter les profits.
Gestion des déchets – s’attaquer aux diverses formes de gestion des déchets d’origine municipale (résidentielle et commerciale) et provenant
des industries primaire et secondaire.
Remarque :
Certains de ces secteurs peuvent être englobés par les travaux faits dans d’autres secteurs. Par exemple, un grand nombre de technologies de l’agriculture
et de la foresterie sont communes aux combustibles renouvelables dans le secteur de la recherche et de la production d’énergie.
Figure 1 : Schéma de cheminement de l’Analyse d’investissement du DD
Secteur économique
Recherche et
production
d'énergie
Production
d’électricité
Utilisation
d’énergie
Sous-secteur
technologique
Combustible
traditionnel
propre
Segments
Pétrole et
gaz naturel
Combustible
renouvelable
Produits et procédés
Efficacité
énergétique
Amélioration de
la production
Captage, stockage et
transport du CO2
Transports
Production à grande
échelle d’H2
Agriculture
Charbon
Foresterie
Gestion des
déchets
Analyse d’investissement du DDMC est une marque de commerce de la Fondation pour l’appui technologique canadien au développement durable.
Analyse d’investissement du développement durable 1.1.4 Catégories d’investissement à analyser
De l’Analyse d’investissement du DD par TDDC se dégagent des conclusions dans trois catégories principales de possibilités d’investissement :
• Priorités d’investissement à court terme – Nous parlons ici d’investissements qui pourraient être faits d’ici trois à cinq ans et dont les
incidences positives directes se concrétiseraient au cours des six à huit prochaines années.
• Priorités d’investissement à long terme – Il s’agit d’investissements à un stade préliminaire qui pourraient être réalisés au cours des trois à
cinq prochaines années, mais dont les incidences environnementales ne se feraient sentir qu’à plus long terme (plus de huit années).
• Répercussions sur la stratégie nationale – Bien que le mandat de TDDC ne consiste pas à mettre de l’avant des initiatives stratégiques, un
certain nombre de catalyseurs stratégiques et d’obstacles au développement et à la mise en œuvre des technologies de développement durable
ont été définis pendant le processus d’élaboration de l’Analyse d’investissement du DD. Un résumé de ces questions et de leurs répercussions
possibles sur la capacité du Canada de respecter ses engagements environnementaux est compris dans l’analyse.
1.1.5 Conclusion
L’Analyse d’investissement du DD propose un ensemble de recommandations et d’indicateurs d’investissements cohérents et entièrement référencés
que les intervenants peuvent utiliser pour appuyer les occasions et les priorités d’investissements possibles. Elle ne génère pas un chiffre, une réponse ou
un résultat unique puisque l’étendue des technologies et l’interprétation de leur potentiel à venir sont trop vastes et complexes pour être ramenées à une
seule solution. Le résultat ne pourra être examiné, et ne peut être compris, que dans le contexte de l’information recueillie dans le cadre de l’élaboration
de l’analyse d’investissement. Les personnes qui ont contribué à l’analyse d’investissement se sont toujours efforcées de faire un travail aussi impartial,
complet et détaillé que possible. Bien qu’elle se base sur un examen rigoureux des meilleurs renseignements disponibles, l’Analyse d’investissement
du DD ne sert qu’à titre de guide pour les futures priorités d’investissement; elle ne fait pas office d’outil pour accepter ou rejeter des technologies ou des
projets donnés. TDDC ne prendra une décision finale d’investir qu’après avoir pris en compte toutes les conditions et exigences appropriées.
1.2
Le processus TDDC STARMC : Collecte et analyse de données
Le processus STAR utilise une approche qui se fonde sur la vision et qui est axée sur les besoins. L’approche repose sur une vision de l’industrie quant
à la situation du secteur à un moment futur précis, puis sur la détermination des exigences essentielles à satisfaire pour que cette vision énoncée se
réalise. En prenant en considération les forces technologiques, économiques, politiques et sociétales en action dans un secteur, le processus STAR peut
créer une image suffisamment exacte du marché. Il peut ensuite évaluer les forces, les faiblesses et les nouvelles possibilités relatives de chaque secteur
du marché. Enfin, il calcule l’écart entre la situation actuelle du secteur et la vision, puis définit les tâches précises à accomplir pour combler cet écart et
réaliser cette vision.
Tous les besoins sont appliqués à chaque domaine technologique, où ils sont évalués par rapport à un ensemble de critères économiques (on compare
le coût relatif à celui des sources traditionnelles au moment de la mise en marché) et environnementaux précis propres au mandat de TDDC. Comme
certains des problèmes entourant la commercialisation réussie des technologies émergentes sont de nature non technique, (c’est-à-dire stratégique),
le processus STAR cerne et établit les priorités des problèmes afin d’obtenir un tableau complet des investissements à intégrer dans le rapport
d’investissement final.
Le processus précédent est répété pour chaque domaine d’étude, jusqu’à ce qu’un tableau complet du marché émerge à la satisfaction de TDDC et des
intervenants clés du marché.
Figure 2 : Le processus TDDC STAR
Entrée d’information
Données de l’intervenant
DI de TDDC
Données du marché
Rapports et études
Vision de l’industrie
2. Évaluation :
En prenant en considération les forces technologiques,
économiques, politiques et sociétales en action dans un
secteur, le processus STAR peut créer une image
suffisamment exacte du marché. Il peut ensuite évaluer les
forces, les faiblesses et les nouvelles possibilités relatives de
chaque secteur du marché. Enfin, il calcule l’écart entre la
situation actuelle du secteur et la vision, puis définit les
tâches précises à accomplir pour combler cet écart et réaliser
cette vision.
Évaluation des besoins
Agences et services gouvernementaux
Industrie
Entrepreneurs
Techniques
ONG
Milieu universitaire
Communauté financière
Non techniques
Analyse détaillée
Marché
Durabilité
Technologie
Rapport
d’investissement
Marché
Durabilité
1. Entrée d’information :
Le processus STAR utilise une approche qui se
fonde sur la vision et qui est axée sur les
besoins. L’approche repose sur une vision de
l’industrie quant à la situation du secteur à un
moment futur précis, puis sur la détermination
des exigences essentielles à satisfaire pour que
cette vision énoncée se réalise.
3. Analyse :
Pour chaque secteur technologique, les besoins à satisfaire
sont évalués par rapport à un ensemble de critères
économiques (on compare le coût relatif à celui des sources
traditionnelles au moment de la mise en marché) et
environnementaux précis propres au mandat de TDDC.
4. Rapport :
Comme certains des problèmes entourant la commercialisation réussie
des technologies émergentes sont de nature non technique,
(c’est-à-dire stratégique), le processus STAR cerne et établit les priorités
des problèmes afin d’obtenir un tableau complet des investissements à
intégrer dans le rapport d'investissement final.
Technologie
Le processus précédent est répété pour chaque domaine d’étude, jusqu’à ce qu’un tableau complet
du marché émerge à la satisfaction de TDDC et des intervenants clés du marché.
TDDC STARMC est une marque de commerce de la Fondation pour l'appui technologique canadien au développement durable.
Analyse d’investissement du développement durable 1.2.1 Description des évaluations
Une fois la vision du marché acceptée, les secteurs économiques et leurs technologies connexes sont évalués à la lumière des quatre catégories ci-après :
1.2.1.1 Marché
Cette évaluation met l’accent sur la capacité du marché d’exploiter les technologies émergentes qui sont actuellement aux étapes de développement
et de démonstration. Elle détermine les mesures à prendre pour maximiser l’application et l’acceptation de la technologie, en mettant l’accent sur le
rendement financier et économique.
Les principaux éléments de l’évaluation sont les suivants :
•
Description générale du marché – un aperçu du secteur en question, comparativement aux secteurs traditionnels ou concurrents.
• Potentiel du marché – une indication du potentiel de croissance immédiat pour le secteur en question. Les données sont tirées des documents
et des commentaires des intervenants de l’industrie et indiquent le potentiel théorique et réalisable ainsi que les coûts du matériel installé (le
cas échéant). À l’aide d’une extrapolation linéaire, le potentiel anticipé au cours des trois à cinq prochaines années est évalué. En raison de la
nature des marchés émergents qui évolue rapidement, il est nécessaire de procéder à cette évaluation un certain nombre de fois au fur et à
mesure que les conditions changent. L’objectif principal consiste à saisir, pour chaque sous-secteur, l’écart qui existe entre la situation actuelle et la
vision. On pourra ainsi mieux déterminer le rythme nécessaire des développements innovateurs ainsi que le montant et le choix du moment des
investissements.
Dans le processus STAR, trois critères d’évaluation du marché sont utilisés :
•
Étape de l’investissement – une valeur attribuée (sur une échelle de 1 à 10) qui tient compte des obstacles du marché, de la durée prévue
pour réaliser la commercialisation complète de la technologie, des problèmes et obstacles liés à l’infrastructure du marché, ainsi que de l’état
actuel des codes, normes et réglementations.
•
Efficacité économique – une valeur attribuée (sur une échelle de 1 à 10) qui tient compte des retombées possibles de la technologie, de la
reproductibilité du produit et du potentiel de mise à l’échelle, de la taille et de la dynamique du marché, de la compétitivité, de la tarification et du
financement ainsi que du potentiel d’exportation.
•
Potentiel de réduction des émissions – une valeur calculée de la différence des émissions de GES entre les technologies classiques et les
technologies de remplacement au sein des sous-secteurs pris en considération. Cette valeur est exprimée en mégatonnes d’équivalents de
dioxyde de carbone (Mt d’éq.-CO2) et représente la quantité d’équivalents-CO2 à réduire ou à déplacer dans les trois à cinq prochaines années
à la suite de la commercialisation des technologies en question. Veuillez noter que les gaz à effet de serre sont un indicateur général des
réductions des émissions puisqu’il y a, pour la plupart des technologies, une corrélation positive entre les gaz à effet de serre et d’autres émissions
atmosphériques. Des exceptions (comme la relation inverse avec les oxydes d’azote [NOx] liés aux technologies reposant sur la combustion) sont
notées là où elles s’appliquent.
L’évaluation du marché est menée conformément au mandat de TDDC, qui consiste à soutenir la mise au point et la démonstration des technologies
émergentes de développement durable au Canada aux étapes cruciales du cycle de développement. Plus précisément, TDDC s’intéresse aux technologies
entre l’étape du développement de prototypes et celle des produits immédiatement commercialisables. La taille et la durée des blocs de la Figure 3 sont
révélatrices du moment et du montant relatifs du financement provenant de diverses sources.
1.2.1.2 Technologies
Cette évaluation se concentre sur les technologies qui doivent accéder au marché afin de réaliser la vision énoncée. Il existe quinze critères de classement
fondamentaux qui sont pondérés et rassemblés en deux principaux critères de répercussions :
Répercussions économiques : les problèmes financiers et de développement liés à une technologie précise, qui peuvent influencer la
croissance sectorielle, les interdépendances technologiques, le perfectionnement de l’infrastructure et le coût des améliorations environnementales;
Répercussions environnementales : l’ampleur du potentiel de réduction des émissions, les réductions des polluants environnementaux
régionaux, le retour des émissions dans le cycle de vie et le moment où ces réductions d’émissions sont les plus susceptibles de se produire.
Figure 3 : Soutien financier de TDDC
TDDC
R. et D.
Recherche
fondamentale
Prototype
de produit
Développement
COMMERCIALISATION
Démonstration
Produits
immédiatement
commercialisables
Gouvernements
Mise en marché
Banques
Capital de risque
Industrie
Investisseurs
providentiels
TDDC COMBLE LE DÉFICIT
DE FINANCEMENT
Mandat de TDDC :
L’évaluation du marché est menée conformément au mandat de TDDC, qui consiste à soutenir la mise au point et la démonstration des technologies
émergentes de développement durable au Canada aux étapes cruciales du cycle de développement. Plus précisément, TDDC s’intéresse aux
technologies entre l’étape du développement de prototypes et celle des produits immédiatement commercialisables. La taille et la durée des blocs
précédents sont révélatrices du moment et du montant relatifs du financement provenant de diverses sources.
1.2.1.3 Durabilité
Cette section décrit l’incidence possible de ces technologies sur les personnes, les collectivités et les régions. Chaque groupe de technologies est évalué
selon son incidence possible dans trois secteurs clés :
Économique – répercussions sur les capitaux de placement actuels, la création d’entreprises et d’emplois, et la productivité;
Environnemental – répercussions sur les espèces sauvages, l’air (émissions de GES et émissions de pollution régionale), l’eau et les sols;
Sociétal – répercussions sur la santé et la sécurité, la formation et l’éducation, ainsi que sur la beauté et la valeur de la propriété.
Analyse d’investissement du développement durable 1.2.1.4 Risques
Cette évaluation souligne les risques possibles liés au développement et à la mise en œuvre de la technologie. Ces risques sont divisés en trois critères :
Risque lié au développement – la technologie fonctionnera-t-elle comme prévu?
Risque financier – le capital privé est-il suffisant pour commercialiser pleinement la technologie et celle-ci sera-t-elle financièrement viable
une fois commercialisée?
Risque lié au marché – la demande et l’infrastructure du marché sont-elles suffisantes pour soutenir la technologie?
1.2.2 Structure des résultats
Les résultats comprennent cinq catégories : vision et besoins, évaluation du marché, évaluation de la technologie, évaluation de la durabilité et évaluation
des risques. Le processus STAR combine les résultats de ces évaluations pour formuler les conclusions du rapport d’investissement.
1.2.2.1 Vision et besoins
Les énoncés de mission sont dérivés de l’industrie, généralement au moyen d’énoncés publiés d’associations industrielles. Ils sont examinés par les
intervenants clés de l’industrie, qui en vérifient l’exactitude et le potentiel réaliste. Le but consiste à offrir une référence pour d’autres discussions et
analyses au sein du processus STAR. Dans le cas de l’industrie du pétrole et du gaz naturel en amont, la vision est axée sur la production ou sur les
résultats et mesurée en barils/jour ou en milliers de pieds cubes/jour. En conséquence, cette vision axée sur la production se traduit par des répercussions
environnementales comme les émissions de GES ainsi que l’utilisation de l’eau et des sols, en vertu d’un scénario où toutes les activités se poursuivent
comme auparavant.
Habituellement, il y a des écarts entre la capacité de production courante et la cible visée. L’ampleur de tels écarts est le moteur principal qui sous-tend
l’analyse qui suit. Par exemple, si l’écart est minime et que la cible est facilement atteignable à court terme, il y a donc proportionnellement moins de
ressources qui sont allouées pour examiner des façons de combler l’écart. Cependant, si l’écart est très important (et c’est souvent le cas), beaucoup
de temps et de ressources sont employés pour déterminer la meilleure voie à suivre pour réduire l’écart. Ainsi, dans ces cas, l’industrie doit considérer
et appliquer des moyens plus vigoureux et efficaces si la cible doit être atteinte. Les technologies émergentes de développement durable font partie
de la solution et peuvent contribuer à l’atteinte des cibles établies par la vision. Selon cet exemple, il est également évident que sans améliorations de
l’efficacité ou des technologies, un investissement considérable sera essentiel pour atteindre l’objectif.
1.2.2.2 Évaluation du marché
Les données de sortie de l’évaluation du marché sont indiquées dans un diagramme à secteurs, l’Étape de l’investissement correspondant à l’axe des X,
l’Efficacité économique, à l’axe des Y et le Potentiel de réduction des émissions, à l’axe Z.
Emplacement des secteurs – En règle générale, les représentations graphiques qui figurent dans le coin supérieur droit sont considérées
comme attrayantes parce que leur Efficacité économique est élevée et qu’elles se situent à l’Étape d’investissement optimale du point de vue de
TDDC. À l’inverse, tout ce qui se trouve dans le coin inférieur gauche est jugé non attrayant au chapitre des investissements.
Dimension des secteurs – La dimension de chaque secteur représente l’importance de la différence entre le cas de base et la solution de
rechange. Veuillez noter que les gaz à effet de serre (exprimés en équivalents-CO2) ont servi à calculer par approximation toutes les émissions
liées à l’air. Dans les cas où il y a une corrélation négative parmi les équivalents-CO2 et d’autres formes d’émissions (p. ex., le NOx se comporte
à l’opposé du CO2 dans un grand nombre de procédés de combustion), le modèle ou la technologie en tiendra compte pendant son évaluation.
Le prochain point à souligner est le cas de base utilisé pour la comparaison. La solution de rechange peut produire plus, ou moins, d’émissions que
la technologie conventionnelle, selon l’endroit où l’analyse est effectuée dans la chaîne de valeur. Ainsi, la production d’un nouveau combustible
peut créer plus d’émissions que la production du combustible traditionnel qu’il doit remplacer, mais l’utilisation de ce nouveau combustible
peut créer moins d’émissions que l’utilisation du combustible traditionnel. À ce titre, les analyses de la durée de vie sont menées afin de tirer les
conclusions appropriées en matière d’investissement. Lorsqu’on examine une nouvelle technologie ou un nouveau procédé, les analyses du cycle
de vie permettent de déterminer s’il s’agit d’un domaine où l’investissement est avantageux ou non. Chaque étape du procédé aide à déterminer
où il est préférable d’apporter d’autres améliorations.
Couleur des segments – En règle générale, chaque segment représente un sous-secteur différent et est identifié par une couleur unique pour
en distinguer chacun dans la représentation graphique. La couleur rouge sert exclusivement à indiquer les réductions négatives (p. ex., tout ce qui
est en rouge représente une augmentation nette des émissions par rapport à la base de référence). Cette situation peut se présenter lorsque les
émissions créées par la production à l’aide du nouveau procédé, de la nouvelle technologie ou de la matière première, dépassent les émissions
créées par la production à l’aide de la matière première ou du procédé de la base de référence, entraînant une réduction négative des émissions.
Toutefois, cette condition peut être inversée pendant la phase d’utilisation – entraînant des réductions avantageuses globales des émissions
associées au cycle de vie.
Production vs utilisation – Dans certains cas, le processus STAR comprend deux diagrammes à secteurs pour chaque type de technologie à
l’étude. Le cercle intérieur (ou premier diagramme à secteurs) représente la production ou les émissions en amont, déterminées en calculant la
différence entre les émissions de GES créées par la production à l’aide de la technologie ou du procédé de base, et la production faisant appel à
la nouvelle technologie. Le cercle extérieur (ou le diagramme à secteurs de droite) représente l’utilisation ou les émissions en aval, déterminées
en calculant la différence entre les émissions de GES causées par l’utilisation de la technologie de base et de la nouvelle technologie. Bien que
l’utilisation ne soit pas le point central de ce rapport, elle est incluse ici afin de situer le cycle de vie complet du combustible dans le bon contexte.
En raison de la variation dans la création des émissions d’une étape à l’autre de la chaîne de valeur, il est important de comprendre l’endroit précis du
sujet pris en considération dans la chaîne de valeur.
Il convient de noter qu’aucun investissement ne peut être fait sans examiner tous les coûts du cycle de vie et toutes les répercussions sur l’environnement,
y compris la façon dont les résultats, l’efficacité de la production et les technologies peuvent changer au fil du temps.
En faisant le tracé graphique des résultats de cette façon, il est possible d’obtenir un instantané global de la position de chaque sous-secteur relativement
à un autre.
Il faut souligner qu’un grand nombre de technologies émergentes ont également la capacité de réduire les polluants régionaux (qui altèrent la pureté
de l’air) ainsi que d’autres nuisances environnementales (qui polluent l’eau et les sols) : cette information est saisie dans l’outil, mais n’est pas
illustrée séparément dans la représentation graphique du marché. Des représentations graphiques distinctes peuvent être générées pour ces aspects
environnementaux.
1.2.2.3 Évaluation des technologies
Cette évaluation porte sur la position de la représentation graphique de chaque secteur technologique. La position de chaque représentation graphique
résulte du classement numérique de chaque évaluation technologique. Chaque technologie est mise en correspondance sur un graphique en nuage de
points avec les Répercussions économiques sur l’axe des X et les Répercussions environnementales sur l’axe des Y.
Analyse d’investissement du développement durable Figure 4 : Représentation graphique des exemples de technologie
Répercussions environnementales
ÉLEVÉES
MOYENNES
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
Répercussions économiques
Plus une technologie est près du coin supérieur droit, plus son potentiel est élevé relativement aux autres technologies représentées sur le
graphique. Les technologies qui sont considérées comme des percées ou qui ont un potentiel perturbateur 1 sont indiquées en rouge sur le graphique en
nuage de points. Étant donné la nature répétitive du processus, les valeurs sur la représentation graphique changent au fur et à mesure que de nouvelles
données sont disponibles, que de nouvelles technologies voient le jour et que des marchés d’énergie renouvelable se développent.
1.2.2.4 Évaluation de la durabilité
La durabilité constitue la pierre angulaire de toutes les évaluations faites dans l’Analyse d’investissement du DD. L’évaluation de la durabilité extrait et
souligne les répercussions économiques, environnementales et sociétales des technologies émergentes.
Les répercussions sont importantes et se subdivisent comme suit :
Capitaux de placement : ils se définissent comme les montants actuellement requis pour un investissement dans chaque technologie,
généralement calculés en dollars canadiens ($ CA) selon la puissance installée. Ce niveau d’investissement de référence est projeté dans l’avenir
pour évaluer les futurs niveaux d’investissement requis.
TDDC reconnaît que les futurs investissements dépendront des économies d’échelle, de la valeur temps de l’argent et des priorités d’investissement
changeantes. Néanmoins, cette approche est suffisamment précise pour établir des valeurs relatives et ainsi comparer les coûts. Elle permet aussi
d’estimer l’importance globale des investissements de capitaux sur une échelle nationale.
10 Combustible traditionnel propre — Pétrole et gaz naturel
Répercussions sur la création d’entreprises et d’emplois : chaque sous-secteur comprend deux vastes zones d’emploi potentiel : emplois
directs liés à la production, à l’installation et au fonctionnement d’équipement, et emplois indirects liés aux industries en amont susceptibles
d’offrir service et soutien à chaque sous-secteur. TDDC reconnaît que la création d’emplois n’est peut-être pas le meilleur indicateur de la
performance économique. Cependant, cet indicateur constitue un bon moyen d’évaluer approximativement la création et la croissance des
entreprises. Par souci de simplicité, le processus de cheminement de TDDC se concentre uniquement sur la création directe d’emplois ou
d’industries.
Répercussions sur la productivité : il s’agit d’évaluer quelles seraient les incidences d’un développement réussi des marchés du sous-secteur
sur la productivité canadienne dans son ensemble. Cet aspect peut avoir son importance, car la conception et le développement de certains
sous-secteurs au Canada pourraient exiger beaucoup de main-d’œuvre par rapport à d’autres sous-secteurs qui dépendent d’importations moins
coûteuses.
En plus des répercussions immédiates et visibles (changements climatiques et pureté de l’air) générées par les technologies utilisées, il faut tenir
compte de plusieurs autres facteurs environnementaux. Même si certaines données quantitatives sont disponibles, TDDC n’a pas réussi dans certains
cas, notamment pour la bioélectricité, à déterminer précisément les répercussions sur l’environnement. La bioélectricité, par exemple, soulève depuis
longtemps un débat quant à la façon la plus appropriée d’utiliser les déchets de biomasse, comme la couverture morte ou l’énergie par rapport à la
culture vivrière. Cette question constituera encore un défi pour le processus de cheminement, mais de nouveaux renseignements continueront de provenir
de sources internes et externes. Les futures répétitions du processus permettront de suivre les nouveaux résultats entourant les domaines suivants :
Répercussions sur l’air : les répercussions positives potentielles sur l’air sont évaluées en fonction des possibilités de réduction d’émissions de
GES et de réduction d’émissions liées à l’air pur.
• Potentiel de réduction des émissions de GES : quantité de gaz à effet de serre (mesurée en équivalent-CO2) que les technologies devraient
déloger ou réduire.
• Potentiel de réduction des émissions liées à l'air pur : quantité de polluants atmosphériques que les technologies devraient déloger ou réduire.
Répercussions sur l’eau : la nécessité de faire appel à l’approvisionnement en matériaux de base et à la fabrication de composants ainsi
qu’à des procédés de production signifie qu’une grande quantité d’eau est entreposée, consommée ou dégradée (contamination thermique et
chimique). Cette partie traite des répercussions technologiques sur la quantité d’eau et la qualité de celle-ci.
Répercussions sur les sols : certaines technologies occupent de grandes superficies de terrain, tandis que d’autres pourraient faire appel à
des ressources foncières assez considérables. Cette partie examine les questions liées à l’utilisation des sols et propose une brève comparaison de
chaque technologie à cet égard.
Répercussions sur les espèces sauvages : les technologies durables, qui sont pour la plupart inoffensives, pourraient avoir certaines
répercussions négatives sur les espèces sauvages locales. De telles répercussions sont répertoriées et comparées, le cas échéant.
Répercussions sociétales
Du point de vue de la durabilité, les technologies doivent non seulement être inoffensives pour l’environnement, mais aussi répondre aux besoins en
matière d’éducation, de création d’emplois et de valeur de la propriété, qui peuvent découler de leur utilisation. Les répercussions sur les personnes et les
collectivités sont également évaluées dans les domaines suivants :
Répercussions sur la santé et la sécurité : les technologies émergentes pourraient avoir une incidence sur la santé et la sécurité des résidents
locaux. Bien qu’on ne s’attende pas que ces répercussions soient importantes, on les répertorie quand même, le cas échéant.
Analyse d’investissement du développement durable 11
Répercussions sur la formation et l’éducation : même s’il peut exister des besoins communs en formation et en éducation dans les soussecteurs analysés, la conception, l’installation et la complexité fonctionnelle de chaque système seront évaluées séparément.
Répercussions sur la beauté et la valeur de la propriété : l’installation possible de certaines technologies génère des inquiétudes,
apparentes et réelles. Ces questions sont précisées, le cas échéant.
1.2.2.5 Évaluation des risques
Chaque sous-secteur sélectionné doit composer avec différents niveaux et types de risques connexes avant de pouvoir être pleinement commercialisé. Il y
a deux principaux types de risques : les risques non liés à la technologie dépendent de questions politiques, financières et réglementaires et peuvent
influer, directement ou indirectement, sur la technologie, et les risques liés à la technologie qui comprennent les risques financiers ainsi que ceux associés
au marché et au développement. En voici la description :
Risques liés au développement : la probabilité que la technologie fonctionne comme prévu. Ce type de risque est plus élevé durant les
premières phases de développement de la technologie.
Risques financiers : la probabilité que la technologie fonctionne au point d’être viable financièrement et que le financement privé soit suffisant
pour que cette dernière puisse être commercialisée.
Risques liés au marché : la probabilité que la demande soit suffisante pour que la technologie et l’infrastructure du marché puissent soutenir
l’introduction et l’utilisation continue de la technologie.
1.3
Conclusions et priorités d’investissement
Le processus STAR se termine par la combinaison des résultats des évaluations de la vision et des besoins, du marché, des technologies et de la durabilité,
ainsi que par la répartition de ces résultats entre les répercussions à court et à long terme sur les priorités et la stratégie.
Priorités d’investissement à court terme
Nous parlons ici d’investissements qui, s’ils étaient faits d’ici trois à cinq ans, pourraient avoir des incidences positives directes sur l’environnement.
Priorités d’investissement à long terme
Il s’agit des investissements à un stade préliminaire qui pourraient être faits au cours des trois à cinq prochaines années et qui aideraient le Canada à
atteindre ses objectifs de réduction d’émissions à long terme. TDDC reconnaît qu’il faut investir dès maintenant pour obtenir des résultats dans le futur.
Répercussions sur la stratégie nationale
Un résumé souligne les répercussions possibles des investissements sur la stratégie nationale du Canada en ce qui a trait aux engagements de ce
dernier, relatifs aux changements climatiques et au développement durable.
La réussite de l’émergence des technologies durables au Canada dépendra en grande partie de la résolution d’un certain nombre de problèmes
non techniques. Ces problèmes, combinés aux problèmes et aux possibilités technologiques, pourraient avoir d’importantes conséquences sur
l’orientation de la stratégie nationale du Canada.
Remarques importantes à l’intention du lecteur :
Même si ces conclusions indiquent les domaines sur lesquels l’accent doit être mis, TDDC reconnaît qu’il n’est pas possible de prévoir toutes les
nouvelles technologies ainsi que leurs répercussions, et que de nouvelles technologies dans des domaines ou secteurs qui ne sont pas répertoriés
sur la liste peuvent également être prises en compte.
Le processus de cheminement ne donne pas un chiffre, une réponse ou un résultat unique. Il est constitué d’une série d’indicateurs qui soustendent un ensemble de possibilités d’investissement qui ne peuvent être examinées que dans le contexte de l’information fournie. La décision
finale en matière d’investissement doit toujours être prise en tenant compte de toutes les conditions et exigences appropriées, selon le point de
vue du décideur final. Les personnes qui ont contribué au processus de cheminement ont déployé tous les efforts nécessaires pour faire un travail
aussi impartial, complet et analytique que possible.
Le classement numérique utilisé dans ce processus d’évaluation est relatif, et non absolu. Par exemple, l’évaluation du temps d’accès au marché se
base sur une échelle de un à dix; elle n’indique pas le nombre réel d’années pour accéder au marché. Cette approche est nécessaire pour venir à
bout du vaste éventail de qualificatifs associés à chaque projection faite par l’industrie et le gouvernement. L’échelle de un à dix offre une base de
référence commune.
À moins d’indication contraire, le terme « marché » désigne l’ensemble des sous-secteurs examinés à la suite d’un travail d’évaluation dans le but
de déterminer l’étendue de la couverture. Il ne signifie pas l’ensemble du marché.
Les technologies émergentes qui n’ont été incluses dans aucun secteur évalué seront peut-être prises en compte dans les futures mises à niveau
et publications. TDDC recevra et évaluera les propositions dans tous les domaines qui font partie de son mandat. Cependant, si l’on constate un
manque de matériel ou d’intérêt, aucune priorité d’évaluation ne sera attribuée à l’outil STAR.
2
Résumé : pétrole et gaz naturel
Le présent rapport d’investissement s’insère dans une série de rapports publiés par Technologies du développement durable Canada (TDDC) et qui font
partie de l’Analyse d’investissement du DD. Il porte sur le pétrole et le gaz naturel en amont qui, dans le cadre de ce travail, traite des divisions
techniques ou commerciales suivantes au sien de ce segment de l’industrie2 :
•
•
•
•
production de pétrole classique;
extraction et valorisation du pétrole lourd;
sables bitumineux sur place et exploitation à ciel ouvert, extraction et valorisation;
production et traitement du gaz corrosif et non corrosif.
Cette différenciation, établie par des intervenants, représente des domaines de l’industrie du pétrole et gaz naturel en amont où le soutien de TDDC au
développement technologique s’harmonise le mieux à son mandat, aux besoins de l’industrie, etc.
Le schéma de cheminement de l’Analyse d’investissement du DD (Figure 1), indique la position du segment pétrolier et gazier en relation avec
le secteur économique de la recherche et de la production d’énergie. La catégorie du niveau le plus bas dans la Figure 1, Produits et procédés, renferme les
groupements d’applications techniques qui font l’objet du présent rapport.
Le charbon épuré et les segments connexes comme le méthane séquestré dans les veines de charbon seront examinés dans un rapport distinct et sont
donc exclus de la présente analyse, tout comme l’est le transport du pétrole et du gaz naturel par pipelines. La gazéification du charbon, en tant que
technologie utilisée pour la production d’hydrogène à grande échelle, est incluse dans la liste des technologies.
Une analyse des « besoins » a été menée avec des intervenants de l’industrie afin de déterminer les problèmes et les besoins clés du secteur pétrolier et
gazier en amont et de cerner les technologies durables pouvant résoudre ces problèmes. De plus, de nombreuses publications (voir les notes en fin de
texte) et des sources de données internes de TDDC provenant d’applications ont été examinées pour s’assurer que l’évaluation des besoins correspond de
façon générale aux rapports acceptés par l’industrie dans des domaines semblables. L’analyse a sommairement défini quelques-unes des importantes
questions politiques, économiques, sociales et techniques auxquelles cette industrie est confrontée, mais de façon générale, l’analyse a mis l’accent sur
les technologies puisqu’il s’agit du centre d’intérêt de TDDC. En raison de l’ampleur du segment à l’étude et des nombreuses technologies cernées,
l’analyse a été structurée en quatre groupes d’applications techniques où chaque groupe serait soumis au processus STAR . Ces groupes se fondent sur les
commentaires d’intervenants qui ont été par la suite validés au cours d’une séance de consultation. Les quatre applications technologiques sont :
efficacité énergétique
• amélioration de la production
• captage, transport et stockage du dioxyde de carbone (CO2)
• production d’hydrogène à grande échelle
•
Ces quatre secteurs d’amélioration de produits/procédés, au centre de ce rapport d’investissement, sont brièvement décrits ci-dessous.
Efficacité énergétique : ce secteur comprend les technologies liées à la réduction de la demande en énergie du secteur pétrolier et gazier en amont et
à l’amélioration de l’efficacité de la production, ou à la réduction de la demande en énergie par unité de production de pétrole ou de gaz naturel. L’accent
est mis sur les technologies prometteuses pouvant aussi entraîner une réduction importante des émissions de GES ainsi que des avantages au chapitre
de la pureté de l’air pour l’industrie. À titre d’exemples, citons des technologies améliorées pour la production de vapeur et de solvants chauffés qui
réduisent les coûts en énergie et les émissions de GES, et des pressions de vapeur plus basses pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV).
Amélioration de la production : ce secteur s’intéresse aux technologies prometteuses pouvant augmenter la production des sites anciens, actuels et
futurs de pétrole et de gaz naturel, tout en diminuant l’intensité d’émission de CO2. Parmi les méthodes d’amélioration de la production, mentionnons la
récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par injection de CO2 et d’autres gaz/solvants, la récupération de gaz naturel assistée par injection de CO2
et d’autres gaz, des techniques d’extraction par solvant et des méthodes d’extraction hybride par vapeur/solvant. Les technologies les plus prometteuses
chevauchent aussi le secteur technologique de l’efficacité énergétique, et toutes les technologies ciblées dans cette catégorie peuvent réduire les
émissions de GES selon une production par unité.
Captage, transport et stockage du CO2 : ce secteur examine le captage, le transport et le stockage du CO2 après sa production comme une façon
d’empêcher la libération des émissions de GES dans l’atmosphère par l’industrie du pétrole et du gaz naturel (la permanence du stockage du CO2 n’a pas
encore été confirmée). La technologie vise à éliminer le CO2 des vastes sources concentrées et de le stocker dans des réservoirs géologiques (au Canada, le
lieu le plus probable est situé dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien). Ce secteur technologique se penche sur le stockage non productif du CO2
tandis que le captage du CO2 dans la récupération assistée des hydrocarbures et dans la récupération assistée du gaz naturel par injection de CO2 est traité
dans la section Amélioration de la production.
Production d’hydrogène à grande échelle : ce secteur porte sur les vastes volumes d’hydrogène nécessaires à la valorisation du bitume des sables
bitumineux et à la désulfuration, et tout particulièrement sur les technologies prometteuses pouvant entraîner une réduction des émissions de GES et des
émissions atmosphériques, supérieure aux normes actuelles de l’industrie quant à l’utilisation du reformage du méthane à la vapeur pour la génération
d’hydrogène. Des exemples comprennent une amélioration du reformage du méthane à la vapeur et, à plus long terme, la gazéification des résidus de
charbon ou des sables bitumineux, intégrée au captage et au stockage du CO2.
À partir des résultats de l’analyse menée dans le but de définir les priorités d’investissement pour des projets de développement et de démonstration liés
au secteur pétrolier et gazier en amont, le secteur technologique de l’efficacité énergétique se classe au premier rang des possibilités d’investissement à
court terme. Il s’agit du secteur dont le développement est le plus avancé et dont le nombre d’obstacles à la commercialisation est le moins élevé. En
raison des avantages synergétiques, certaines des technologies prometteuses cernées dans les trois autres secteurs technologiques font aussi partie
des technologies prioritaires du secteur de l’efficacité énergétique, renforçant ainsi le secteur de l’efficacité énergétique comme étant une
priorité pour les investissements de TDDC. Les technologies d’efficacité énergétique sont des technologies « fondamentales » plutôt que des
technologies d’« aval » et tout au long des évaluations du schéma de cheminement de TDDC, les technologies fondamentales se révèlent généralement
les plus durables et en définitive les plus économiques. On estime aussi que parmi tous les segments du secteur pétrolier et gazier en amont, ce sont les
technologies fondamentales qui ont le plus d’effet à court terme sur les émissions.
À la lumière des technologies étudiées, les technologies suivantes représentent les priorités possibles à court terme pour des investissements de TDDC.
Efficacité énergétique
•
Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour la production de vapeur et de solvants chauffés qui réduisent les coûts en
énergie et les émissions de GES grâce à des conceptions améliorées de brûleur/chaudière, une combustion plus propre du bitume et de nouveaux
procédés exothermiques
•
Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) (p. ex., pressions de
vapeur moins élevées pour le DGMV)
•
Sables bitumineux (sur place) – biovalorisation des pétroles lourds dans des conditions de basses températures et de basses pressions, avec
une sélectivité accrue des types de liaisons chimiques touchées, augmentant ainsi l’efficacité énergétique et réduisant les émissions de GES
•
Sables bitumineux (exploitation minière) – des améliorations dans la technologie basée sur l’exploitation minière à l’aide de séparateurs
primaires, qui réduisent la sensibilité à la température de traitement (une température > 35 degrés C est nécessaire), diminuant ainsi les besoins
en énergie
•
Sables bitumineux (exploitation minière) – des procédés technologiques basés sur l’exploitation minière qui réduisent grandement
l’utilisation nette d’eau (et, par conséquent, d’énergie). Le procédé Tar Sands Combine en est un bon exemple. Tous droits réservés 2006 par TDDCMC
•
Sables bitumineux (sur place/exploitation minière) – amélioration du reformage du méthane à la vapeur pour augmenter l’efficacité
(parmi les nouvelles idées figurent des chambres de combustion sous pression, des reformeurs chauffés à l’hélium, des reformeurs chauffés à
l’électricité, du reformage par bain fondu et du reformage par séparation intégrée de l’hydrogène)
Amélioration de la production
• Pétrole classique/sables bitumineux (sur place) – amélioration de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par injection de CO2
• Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) (p. ex., pressions de
vapeur moins élevées pour le DGMV)
• Sables bitumineux (sur place) – extraction au solvant (p. ex., amélioration de l’extraction par vapeur de solvant, VAPEX)
• Sables bitumineux (sur place) – processus hybrides de traitement par la chaleur ou par des solvants (p. ex., drainage par gravité au moyen de
solvants (DGMS), drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV)
• Gaz naturel – amélioration de la récupération de gaz naturel assistée par injection de CO2
Captage, transport et stockage du CO2 • Amélioration des méthodes de captage du CO2 – absorption chimique (p. ex., amine) et physique des solvants
(séparation postcombustion)
• Amélioration des méthodes de captage du CO2 – séparation par membrane et à basse température (séparation postcombustion)
• Amélioration des méthodes de captage du CO2 – procédés hybrides membrane/amine
Production d’hydrogène à grande échelle
• Amélioration du reformage du méthane à la vapeur afin d'augmenter l'efficacité (les idées émergentes incluent : des chambres de combustion
sous pression, des reformeurs chauffés à l'hélium, des reformeurs chauffés à l'électricité, du reformage par bain fondu et du reformage par
séparation intégrée de l’hydrogène)
Un échantillon des possibilités d’investissement à plus long terme est aussi défini dans le présent rapport. Le secteur technologique lié au captage, au
transport et au stockage du CO2 semble constituer une possibilité d’investissement tout particulièrement intéressante à plus long terme. Il possède
un énorme potentiel de réduction des GES. On estime que la capacité des sites géologiques en Alberta excède 60 000 mégatonnes ce qui, en théorie,
serait suffisant pour les émissions de l’Alberta dans un avenir assez rapproché. Cependant, il subsiste des questions à plus long terme, y compris
celles sur le consentement collectif lié au stockage comme solution permanente, le manque d’infrastructure de transport du CO2, les risques liés au
transport sur de longues distances dans des régions peuplées, et le besoin de réduire les coûts des technologies du captage du CO2. Un nombre
limité de projets de surveillance du CO2 sont appliqués au Canada (p. ex., le projet de récupération assistée des hydrocarbures par injection d’eau/
CO2 à Weyburn, Saskatchewan) et des projets additionnels de démonstration à grande échelle sont nécessaires pour surmonter certains obstacles
de ce secteur technologique. La gazéification constitue une autre possibilité à long terme pour le secteur de la production d’hydrogène à grande
échelle. La gazéification des résidus du charbon ou des sables bitumineux est considérée comme étant la source d’hydrogène de remplacement la plus
prometteuse. 3 En effet, des percées technologiques dans la gazéification combinées à la polygénération sont en cours d’élaboration et sur le point d’être
commercialisées. Cependant, il est important de noter que sans le captage et le stockage de CO2, la gazéification augmentera les émissions de CO2,
comparativement à la technologie actuelle de reformage du méthane à la vapeur. Ainsi, il ne s’agit pas d’une possibilité d’investissement à court terme
pour TDDC. 4 La technologie du reformage de méthane à la vapeur et celle de la gazéification peuvent libérer un flux concentré de CO2 qui pourrait être
capté et ensuite stocké ou utilisé pour la récupération assistée des hydrocarbures et la récupération assistée du gaz naturel par injection de CO2.
Au cours de tous ses cycles de financement, TDDC a alloué 50 M $ au secteur pétrolier et gazier pour de nouvelles technologies en stade de
développement ou de démonstration, qui procurent des avantages environnementaux et économiques au Canada. En date de 2006, TDDC s’est engagée
à verser plus de la moitié de cette somme (27 M$) à huit projets liés au pétrole et au gaz naturel en amont ainsi qu’un montant additionnel de 6,2 M$ à deux technologies habilitantes offrant des avantages directs pour le secteur pétrolier et gazier. En raison des exigences habituellement grandes au
chapitre des infrastructures et du capital nécessaires au développement technologique dans ce secteur, TDDC doit être sélective dans ses investissements
et le présent rapport servira de guide pour établir les priorités. TDDC favorisera les projets qui s’intéressent aux trois secteurs de durabilité (sols, air et
eau). Généralement, ces projets comportent des procédés d’ensemble plus efficaces qui en font le choix privilégié de l’exploitant sur le plan économique.
3
Contexte et vision de l’industrie
Le processus de cheminement de TDDC évalue la valeur et la profondeur de chaque secteur économique dans la mesure où chaque sous-secteur
et segment correspondants sont analysés en fonction de la position sur le marché, des exigences en matière de développement technologique, des
caractéristiques de durabilité, et du risque. La présente section se consacre aux caractéristiques de l’industrie ou du segment du pétrole et du gaz naturel
en amont.
Pour les besoins du présent rapport d’investissement, l’industrie pétrolière et gazière en amont est représentée par les quatre divisions techniques ou
commerciales clés suivantes au sein du secteur de l’énergie :
•
•
•
•
production de pétrole classique;
extraction et valorisation du pétrole lourd;
sables bitumineux sur place et exploitation à ciel ouvert, extraction et valorisation;
production et traitement du gaz corrosif et non corrosif.
Selon certaines définitions, la transmission et la distribution du gaz naturel font également partie de l’industrie gazière et pétrolière en amont. 5
Cependant, un examen de la documentation de référence n’a pas défini de nouvelles possibilités technologiques importantes relativement à la réduction
des émissions dans la transmission et la distribution du gaz naturel. Par conséquent, dans le présent rapport d’investissement, l’accent a été mis sur les
quatre secteurs énumérés précédemment qui représentent des secteurs ayant un potentiel de réduction des émissions.
3.1
L’industrie pétrolière et gazière en amont au Canada
En se fondant sur des prix plus élevés du pétrole et du gaz naturel, l’industrie du pétrole et du gaz naturel qui représente un segment de près de 100 millions $ annuellement au sein du secteur économique de la recherche et de la production d’énergie, génère des centaines de milliers d’emplois directs
et indirects au Canada. 6 Les compagnies de pétrole et du gaz naturel sont en activité dans 12 des 13 provinces et territoires canadiens et la grande
partie de la production de pétrole brut et de gaz naturel est concentrée dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC). 7,8 Le BSOC, important
producteur nord-américain d’hydrocarbures, englobe l’Alberta et certaines régions de la Saskatchewan, de la Colombie-Britannique, du Manitoba, du
Yukon et des Territoires du Nord-Ouest. 9 En 2003, le BSOC représentait 87 % du pétrole brut et 97 % de la production de gaz naturel du Canada. 10
En ce qui a trait à la production, la croissance la plus considérable est celle des sables bitumineux. En 2006, on s’attend que la production tirée des
sables bitumineux représente environ la moitié de la production totale de pétrole de l’Ouest canadien et d’ici 2020, elle pourrait atteindre 85 % de la
production.11
Le Canada est au nombre des pays qui possèdent les plus grandes réserves de pétrole, ne cédant le pas qu’à l’Arabie Saoudite. Le tableau suivant donne
les estimations des réserves du Canada en pétrole classique, en sables bitumineux et en gaz naturel.
Tableau 1 : Réserves et production
Indicateur
Ressources potentielles restantes
(2005) b
Réserves prouvées restantes
(2005) b
Production
(2004) a
Production de pétrole classique
20 milliards de barils
4,8 milliards de barils
1 410 000 de barils par jour
Production de pétrole extrait des
sables bitumineux
315 milliards de barils
174 milliards de barils c
1 064 000 de barils par jour
Production de gaz naturel
223 billions pieds cubes
41 trillions pieds cubes
17 trillions pieds cubes par jour
a Association canadienne des producteurs pétroliers, novembre 2005, publications des estimations des réserves et de la production pour 2004.
b Alberta Energy and Utility Board, ST98-2006 : Réserves énergétiques de l’Alberta 2005 et perspectives de l’offre et de la demande 2006-2015.
c Oils Sands Fever - The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Dan Woynillowicz et al. Pembina Institute. Novembre 2005.
Actuellement, le Canada se classe au troisième rang des producteurs mondiaux de gaz naturel et au neuvième rang des producteurs mondiaux de pétrole brut. 12
Le clivage historique et futur entre la production de pétrole extrait des sables bitumineux et la production du pétrole classique est illustré à la Figure 5. Il est prévu
que la production de pétrole extrait des sables bitumineux, telle qu’elle est indiquée, représente une augmentation de la part de la production totale du pétrole.
Figure 5 : Production canadienne de pétrole : pétrole classique, sables bitumineux et pétrole exploité en mer**
Milliers de barils par jour
4 000
Actuelle
Prévue
Exploitation en mer
Sables bitumineux *
Pétrole classique du BSOC
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
Source: CAPP
500
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
* Croissance des sables
bitumineux :
2004 = 1 million b/j
2015 = 2,7 millions b/j
2015
**Association canadienne des producteurs pétroliers, 2005. Présentation de Greg Stringham. Mars 2005
La Figure 6 montre la prévision de la capacité de la production de gaz naturel canadienne par région. La production de gaz naturel provenant d’Hibernia et la
production de charbon/méthane de houille devraient augmenter, ce qui permettra de compenser la production et la réserve décroissantes de l’Ouest du Canada.
Figure 6 : Capacité canadienne de production de gaz naturel – Projection du Canadian Energy Research Institute (CERI)*
Capacité de production
(billions de pieds cubes par année)
10
Zone hauturière de
la Colombie-Britannique
9
8
Terre-Neuve
7
6
Nord
5
4
Nouvelle-Écosse
3
Gaz naturel provenant
du charbon/méthane de houille
2
1
0
2002
2005
2008
2011
2014
2017
2020
Bassin sédimentaire
de l'Ouest canadien
* Association canadienne des producteurs pétroliers, 2005. Présentation de Greg Stringham. Mars 2005
3.2
Demande croissante
Selon des estimations de l’Agence internationale de l’énergie, en 2020, la consommation mondiale de pétrole brut augmentera de 50 % par rapport
aux niveaux de 2000. 13 L’Office national de l’énergie prédit que les besoins du Canada en pétrole brut augmenteront d’au moins 20 % d’ici 2025. 14
On estime que la demande nord-américaine en gaz naturel augmentera de 35 % au-dessus des niveaux de 2000 et ce, dès 2010. 15 Au fur et à
mesure que les demandes canadienne et mondiale en pétrole continueront d’augmenter, et compte tenu des prix actuels qui atteignent plus de 60 $
US/baril en 2006, un grand nombre de projets portant sur les sables bitumineux autrefois jugés non rentables seront maintenant plus attrayants pour
les investisseurs. Il devient donc de plus en plus impérieux de se pencher sur les incidences environnementales de l’industrie puisque la production
des sables bitumineux met en jeu des pratiques plus énergivores que la production classique de pétrole. Si on ne le fait pas, on peut s’attendre à une
augmentation de ces incidences en raison des niveaux accrus de production et du remplacement de la production de pétrole classique par la production
de pétrole extrait des sables bitumineux.
3.3
L’augmentation générale de l’incidence environnementale du segment pétrolier et gazier en amont pose des défis importants pour ce qui est du concept
de développement durable au sein de l’industrie du pétrole et du gaz naturel. Certains de ces défis peuvent être relevés grâce à des améliorations
technologiques, et les quatre secteurs de technologie à l’étude sont orientés de façon à réduire au moins certaines des répercussions environnementales,
particulièrement dans le cadre de la réduction des GES et des autres polluants atmosphériques.
3.3.1 Air
Gaz à effet de serre
En date de 2002, l’industrie du pétrole et du gaz naturel en amont a produit environ 115 mégatonnes par année d’émissions de GES. En 2002, les
émissions globales de GES s’élevaient à 719 mégatonnes. Ainsi, l’industrie pétrolière et gazière en amont représente environ 16 % de toutes les émissions
du Canada. 16
Le Tableau 2 met en relief les émissions provenant de la production pétrolière et gazière en amont ainsi que les tendances évolutives jusqu’en 2010,
en se fondant sur la « vision » de l’industrie quant à la prévision de la production indiquée aux figures 5 et 6. L’augmentation des GES provenant de
la production des sables bitumineux et la diminution des émissions provenant de la production de pétrole classique sont conformes à la transition
de plus en plus importante vers les projets liés aux sables bitumineux. On prévoit que la production de pétrole extrait des sables bitumineux aura les
répercussions environnementales les plus considérables en raison des procédés d’extraction, exigeants au chapitre de ressources, et de l’augmentation des
taux liés à ce type de production.
Tableau 2 : Tendance des émissions d’équivalents-CO2 du secteur pétrolier et gazier en amont au Canada
Production de pétrole classique
Production de sables bitumineux
Production de gaz naturel
Total
Émissions fugitives
Total sans les émissions fugitives
Émissions de GES en équivalents-CO2
2002
(mégatonnes)
41a
23a
51b
115 c
50 c
65 c
Prévisions des émissions de GES en équivalents-CO2
2010
(mégatonnes)
30a
50 a
50 b
130 e
–
–
Taux de croissance
annuel d
-3,0%
15,0%
-0,2%
2,0%
–
–
a. Source : Figure 2.5, Greenhouse Gas Emissions, Oil Sands Technology Roadmap, janvier 2004, page 16.
b. Gaz naturel = Total – pétrole classique – sables bitumineux.
c. Source : Environnement Canada – Inventaire canadien des gaz à effet de serre 2003, Émissions de GES résultant de la combustion, des procédés, et des sources fugitives du secteur industriel.
d. Croissance linéaire. Chiffre arrondi.
e. Estimation approximative seulement. Basée sur la Figure 4 intitulée CO2 Capture Technologies and Opportunities in Canada tirée de Strawman Document for CO2 Capture and Storage Technology Roadmap, 1819 septembre 2003, Roadmap Workshop, Ressources naturelles Canada. Strawman Document for CO2 Capture and Storage Technology Roadmap. 18-19 septembre 2003, Roadmap Workshop. Ressources naturelles
Canada. Figure 4 nombres : 1997 Total : 100,5 Mt/année équivalents-CO2 2010 Total : 121,2 Mt/année équivalents-CO2.
Total 2002 : 108,5 Mt/année équivalents-CO2 (par interpolation).
Chiffres réels pour 2002 : Total 2002 = 115 Mt/année équivalents-CO2 (source : Environnement Canada). Différence entre les équivalents CO2 de 2002 (Figure 4) et les équivalents-CO2 réels = 6 %.
Ainsi, en guise d’estimation, augmenter la prévision de CO2 pour 2010 de la Figure 4 de 6 %, à environ 130 Mt/année.
Lorsqu’on tient compte des émissions dans le cycle de vie des produits du pétrole et du gaz naturel (production et consommation finale), l’industrie
pétrolière et gazière en amont est responsable de plus ou moins 20 % des émissions globales liées au pétrole et au gaz naturel au Canada.17 Le présent
rapport s’intéresse à ce 20 % des émissions de GES du pétrole et du gaz naturel en amont, et non à l’utilisation finale en aval du carburant. Plus
particulièrement, il tente de définir les technologies ou applications prioritaires pour un investissement de TDDC qui pourraient réduire les GES prévues
selon un scénario où toutes les activités se poursuivent comme auparavant. Tel qu’il est illustré au Tableau 3 (à la page 26), Cibles de rendement et
avantages indirects, le développement de technologies propres a le potentiel de renforcer la réduction des GES.
L’intensité des émissions de carbone par segment ainsi que la tendance prévue jusqu’en 2020 sont des éléments intéressants qui méritent d’être
pris en considération. La Figure 7 indique les intensités estimées en 2000 ainsi que les prévisions à court terme et à long terme. Elle indique une
croissance globale des intensités des émissions de carbone en raison d’une récupération améliorée, des ressources de moindre qualité et des sources de
remplacement d’hydrogène qui ont une plus forte intensité d’émissions de carbone que le gaz naturel.
Figure 7 : Tendances et intensités des émissions de carbone*
Intensités des émissions de carbone (IÉC t/m3OE) et tendances
(Ref: CAPP #2005-0011 based on 2000)
0,90
court termelong terme
0,80
PCI (tCO2eq / m3OE)
court termelong terme
PCI CH4
PCI CO2
0,70
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
Pétrole brut
léger et moyen
Gaz
non corrosif
Gaz
corrosif
Pétrole lourd
à froid et
bitume
Récupération
thermique
de pétrole lourd
et bitume
Exploitation minière
du bitume/
Valorisation (95)
* Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever - The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005
Principaux contaminants atmosphériques
En plus des gaz à effet de serre, les principaux contaminants atmosphériques (PCA) constituent une catégorie de polluants émis par le segment pétrolier
et gazier en amont. Les PCA comprennent généralement les oxydes d’azote (NOx), les dioxydes de soufre (SO2), les composés organiques volatils (COV) et
des particules. Ils sont des polluants atmosphériques pouvant nuire à la santé et ajouter aux problèmes de smog. De plus, certains PCA (NOx et SO2) sont
des polluants acidifiants et amplifient les problèmes de pluies acides.
On s’attend que les émissions de PCA augmentent de façon dramatique, particulièrement en raison des projets approuvés liés aux sables
bitumineux. Comparativement à la production de pétrole classique, la production de pétrole extrait des sables bitumineux génère deux fois plus de NOx
et de SO2 par baril de pétrole, en raison des procédés d’extraction qui consomment plus d’énergie.18 La région des sables bitumineux de l’Athabasca (le
plus vaste des trois gisements de sables bitumineux en importance en Alberta) constitue le scénario approuvé pour les sables bitumineux et est constitué
de trois mines en exploitation et de trois mines additionnelles à diverses étapes de développement. 19 Selon les estimations obtenues par modélisation
mathématique, les niveaux de NOx et de SO2 pour cette région en vertu du scénario approuvé devraient dépasser les lignes directrices de l’Alberta et de
l’Organisation mondiale de la Santé.20 Tout projet additionnel contribuerait davantage à l’augmentation de ces niveaux.21
3.3.2 Sols
La production de pétrole extrait des sables bitumineux est largement reconnue comme étant le secteur de l’industrie du pétrole et du gaz naturel en
amont qui devrait avoir le plus d’incidence sur les sols dans l’avenir. Des 185 milliards de barils provenant des réserves prouvées du Canada, 174 milliards
(94 %) proviennent des sables bitumineux. Les gisements de sables bitumineux sont en grande partie situés en Alberta et se concentrent sur trois
sites: Athabasca, lac Cold et rivière de la Paix. 22 Les trois gisements de sables bitumineux s’étendent sur environ 149 000 kilomètres carrés et sont presque
tous situés sous la forêt boréale de l’Alberta.23 Cette forêt diversifiée contient des zones humides, fournit un habitat à une grande variété d’espèces
sauvages et sert à réguler le climat. 24 L’exploitation des sables bitumineux dans la forêt boréale créera des défis majeurs liés à la conservation et à la
remise en état du terrain. À ce titre, la remise en état accélérée du terrain représente un secteur de possibilités pour un investissement technologique de
TDDC. L’étendue cumulative de la perturbation des sols dans la région des sables bitumineux de l’Athabasca (le gisement le plus vaste) devrait être de
2 000 kilomètres carrés.25 Cette empreinte environnementale équivaut à environ cinq fois la superficie d’Edmonton. 26 La Figure 8 montre la répartition de
la perturbation des sols actuelle, approuvée et prévue.
Figure 8 : Perturbation et remise en état du terrain dans la région des sables bitumineux de l’Athabasca*
2500,0
2000,0
Territoire perturbé par l’exploitation
des sables bitumineux
(en kilomètres carrés)
2000,0
1500,0
950,4
1000,0
500,0
0,0
330,6
0,0
Certifié comme
étant remis
en état
56,3
Territoire en cours
de remise
en état
Perturbation
en cours
Perturbation
approuvée
Perturbation
planifiée
(non approuvée)
* Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever – The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005.
3.3.3 Eau
L’utilisation des ressources hydrauliques représente un autre défi pour le pétrole et le gaz naturel en amont et constitue une des questions clés de la
durabilité pour l’industrie en Alberta. L’industrie du pétrole et du gaz naturel en amont dans cette province a reçu plus de 7 % de toutes les répartitions
des ressources en eau et environ 37 % des répartitions de l’eau douce souterraine.27 La grande partie de cette utilisation est nécessaire à l’exploitation
des sables bitumineux où de deux à quatre barils d’eau d’appoint sont nécessaires à la production d’un baril de pétrole. En 2005, la répartition totale
des ressources hydrauliques liées à l’exploitation des sables bitumineux était de 359 millions m3, ce qui équivaut à environ deux fois le volume d’eau
utilisé annuellement par la ville de Calgary.28 Bien que l’utilisation actuelle d’eau par ce secteur soit moins élevée que le volume alloué, en l’absence de
technologies aptes à réduire de façon considérable l’utilisation de ces ressources, la demande en eau des projets d’exploitation des sables bitumineux
devrait atteindre 490 millions m3 par année, tel qu’il est illustré à la Figure 9.
Figure 9 : Répartition cumulative des ressources en eau de la rivière Athabasca
(pour les activités d’exploitation des sables bitumineux existantes et prévues)*
Millions de mètres cubes
600
500
400
300
200
100
0
Projets existants
Projets existants + approuvés
Projets existants + approuvés + prévus
* Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever – The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005.
L’Alberta Chamber of Resources considère l’utilisation de l’eau comme étant un des quatre importants défis pour les activités d’exploitation des sables
bitumineux. 29 Les demandes en eau sont élevées et, de l’eau utilisée, seulement environ 10 % de l’eau tirée de la rivière Athabasca (une des principales
sources d’eau pour les sables bitumineux) retourne à la rivière. 30 L’eau restante est utilisée ou dirigée vers les bassins de décantation des résidus où les
eaux usées requièrent une gestion appropriée additionnelle.
La production de pétrole extrait des sables bitumineux sur place nécessite de l’eau pour les opérations de drainage par gravité au moyen de
vapeur. Toutefois, la majeure partie de l’eau utilisée pour le procédé d’extraction à la vapeur peut être recyclée. Les projets sur place peuvent
généralement recycler plus de 90 % de l’eau 31et, en conséquence, la consommation nette d’eau pour la production sur place est beaucoup plus faible
que celle de l’exploitation des sables bitumineux. Les demandes en eau actuelles et futures liées à la mise en valeur des sables bitumineux sur place sont
illustrées à la Figure 9. En raison de l’augmentation des niveaux de production, l’utilisation des ressources en eau de surface et en eau souterraine pour la
production de pétrole extrait des sables bitumineux sur place devrait doubler entre 2004 et 2020.32
Figure 10 : Demandes futures en eau pour la production des sables bitumineux sur place en Alberta*
18,00
14,00
12,00
10,00
8,00
(eau souterraine et de surface)
Millions de mètres cubes d’eau douce par année
16,00
6,00
4,00
2,00
0,00
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
* Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever – The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005. Données originales tirées de : Alberta Environment.
L’eau utilisée pour l’extraction du bitume des mines de sables bitumineux est généralement stockée dans des bassins de résidus. Actuellement,
ces bassins de résidus couvrent une aire de plus de 50 kilomètres carrés en Alberta. 33 Environ 6 m3 de résidus sont générés pour 1 m3 de bitume
exploité. 34 Les résidus sont de fines particules d’argile mélangées à des résidus de bitume et à divers polluants tels que les acides naphténiques,
présents naturellement dans le bitume. Les résidus se déposent lentement au fond du bassin puis l’eau est redirigée afin d’être réutilisée dans le procédé
d’extraction.
L’industrie et le public sont de plus en plus inquiets face à la gestion de l’eau utilisée dans la production de pétrole et de gaz naturel. Pendant
l’élaboration de la stratégie de l’Alberta intitulée Eau pour la vie (Water for Life: Alberta’s Strategy for Sustainability), le public a indiqué que les volumes
d’eau utilisés par le secteur du pétrole et du gaz naturel constituaient une de ses principales préoccupations. 35 Le gouvernement et l’industrie continuent
à chercher de nouvelles façons de réduire les quantités d’eau que l’industrie du pétrole et du gaz naturel en amont utilise, y compris les possibilités de
recyclage et de réutilisation de l’eau. Par exemple, des technologies qui visent à éviter ou à réduire l’utilisation de l’eau pour la production de pétrole
extrait des sables bitumineux sur place sont actuellement mises au point. Des projets sont également en cours visant à élaborer une technologie de
traitement des résidus secs, à accélérer la sédentarisation et à permettre la réutilisation de l’eau.36
4
Besoins, évaluations et analyse
4.1
Secteurs technologiques ciblés
Une analyse des « besoins » a été menée auprès des intervenants de l’industrie dans le but de déterminer les questions et les besoins clés du segment du
pétrole et du gaz naturel en amont. L’évaluation englobe les questions politiques, économiques, sociales et techniques de l’industrie. Même si TDDC met
l’accent sur la technologie, il était important de définir les autres questions clés du secteur puisqu’elles ont des incidences sur l’établissement des priorités
du développement technologique et l’intérêt subséquent suscité sur le marché. De plus, les publications de l’industrie (voir la liste dans les notes en fin
de texte) ont été examinées pour s’assurer que l’évaluation des besoins correspond de façon générale aux rapports similaires publiés par les principaux
organismes de l’industrie comme l’Alberta Chamber of Commerce, l’Association canadienne des producteurs pétroliers et la Petroleum Technology Alliance
Canada, ainsi que par des organismes sans but lucratif de recherche en matière de politiques comme le Pembina Institute.
Selon l’évaluation des besoins et les technologies précisées, des groupements de technologies ou d’applications ciblés ont été établis pour le pétrole
et le gaz naturel à l’occasion de deux séances de consultation avec des intervenants de l’industrie (une séance en novembre 2004 et une séance
de suivi en juin 2005), ainsi qu’au moyen de recherches sur Internet et de la consultation d’environ 50 documents et articles, y compris la base de
données de renseignements exclusifs de TDDC. Des entrevues ont aussi été menées auprès de hauts représentants de l’industrie du pétrole et du gaz
naturel. L’utilisation d’un groupement de technologies a été justifiée par le grand nombre de technologies, rendant presque impossible l’évaluation
séparée de chacune des technologies à l’aide du processus STAR.
Le potentiel de réduction des GES a été examiné pour chaque secteur technologique et ce, pour tous les segments de l’industrie définis dans le
Tableau 3. Cette évaluation se fonde sur une analyse de technologies prometteuses précises au sein de chaque secteur. Dans certains cas, les
technologies ayant des applications étendues ont été incluses dans plus d’un des quatre secteurs de technologie puisque ces secteurs ne s’excluent
pas mutuellement. Des experts ont fait des prévisions quant à l’incidence possible des nouvelles technologies dans chacun de ces quatre secteurs
d’application des produits/procédés pouvant s’appliquer aux quatre divisions commerciales ou techniques clés de l’industrie pétrolière et gazière
en amont. Ces estimations ont été calculées en pourcentage d’émissions de GES de chaque segment susceptibles de provenir de l’application des
technologies ciblées.
Tableau 3 : Cibles de rendement et avantages indirects
Segments de
l’industrie
Émissions de GES de l’Alberta (mégatonnes d’équivalents-CO2)
Sans
développement
technologique
additionel
Cibles de rendement et avantages indirects
Avec développement
technologique
recommandé par CHTF**
1990
1997
2010*
2020*
2010*
2020*
40,0
48,0
49,0
54,0
46,0
28,0
Bitume
3,7
6,1
12,3
19,6
10,4
9,8
Sables bitumineux
9,5
11,7
21,8
33,1
21,1
16,6
18,0
25,7
30,6
32,8
27,0
16,0
Pétrole classique
6,3
6,9
6,0
5,3
5,0
4,0
Pétrole lourd
4,0
6,7
5,2
4,2
5,0
3,0
Pipelines
2,2
4,2
3,8
4,0
3,5
2,0
83,7
109,3
128,7
153,0
119,0
79,4
Électricité
Gaz naturel
Totaux • Pratiquement aucune émission de sulfure, d’oxydes
d’azote, de particules, de mercure, d’éléments traces et
de substances organiques
• Réduction de 40 à 50 % des émissions de CO2 en
améliorant l’efficacité; près de 100 % des réductions
grâce à la gestion et au stockage du charbon
• Contamination minimale ou inexistante de l’eau et
retrait de l’eau des cycles naturels
• Utilisation maximale des déchets solides
• Restauration et remise en état complètes du site
• Basses signatures thermiques
* Estimation
** CHTF est l’abréviation de Cleaner Hydrocarbons Technology Futures
Les quatre secteurs d’application de produits ou de procédés sont les suivants :
Efficacité énergétique : ce secteur comprend les technologies liées à la réduction de la demande en énergie et à l’amélioration de l’efficacité
de la production, ou à la réduction de la demande d’énergie par unité de pétrole ou de gaz naturel produite. Il met surtout l’accent sur les
technologies prometteuses pouvant aussi entraîner une réduction importante des GES pour l’industrie. Citons quelques exemples : technologies
améliorées pour la production de vapeur et de solvants chauffés qui réduiraient les coûts en énergie et les émissions de GES au moyen de
meilleurs brûleurs/chaudières, d’une combustion plus propre du bitume et de nouveaux procédés exothermiques; de pressions de vapeur plus
basses pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), etc.
Amélioration de la production : ce secteur s’intéresse aux technologies prometteuses pouvant augmenter la production des sites anciens,
actuels et futurs de pétrole et de gaz naturel, tout en diminuant l’intensité des émissions de CO2. Parmi les méthodes d’amélioration de la
production, mentionnons la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par injection de CO2 et d’autres gaz/solvants, la récupération de gaz
naturel assistée par injection de CO2 et d’autres gaz, des techniques d’extraction par solvant et des méthodes d’extraction hybride par vapeur/
solvant. Les technologies les plus prometteuses chevauchent aussi le secteur technologique de l’efficacité énergétique, et toutes les technologies
ciblées dans cette catégorie peuvent réduire les émissions de GES selon une production par unité.
Captage, transport et stockage du CO2 37: ce secteur porte sur le captage, le transport et le stockage du CO2 après la production de ce dernier
comme façon d’empêcher les émissions de GES d’être relâchées dans l’atmosphère par l’industrie du pétrole et du gaz naturel (la permanence
du stockage du CO2 n’a pas encore été confirmée). La technologie vise à éliminer le CO2 des vastes sources concentrées (p. ex., le reformage du
méthane à la vapeur, la gazéification et la génération d’électricité à partir de carburants fossiles) et à le stocker dans des réservoirs géologiques
(le lieu le plus probable pour le Canada est situé dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien). La plupart des technologies de captage de CO2
ne sont pas nouvelles; cependant, des percées sont essentielles afin de réduire les coûts de cette opération. Selon la méthode d’élimination du CO2,
les technologies de captage peuvent généralement se classer dans les catégories suivantes : 1) l’épuration chimique/physique des solvants; 2)
l’adsorption; 3) la séparation à basse température; et 4) la séparation par membrane. Le transport du CO2 peut faire intervenir des pipelines, des
camions-citernes, etc. Le transport par pipeline est considéré comme étant une compétence technique largement établie puisqu’il se développe
autour du vaste savoir déjà présent dans ce secteur. 38 Cependant, le risque social lié au transport dans des régions peuplées doit encore être
évalué et analysé de façon appropriée. Ce secteur technologique se penche sur le stockage non productif du CO2 tandis que l’utilisation du CO2
dans la récupération assistée des hydrocarbures et la récupération assistée par injection de CO2 est traitée dans la section Amélioration de la
production. En raison du besoin précis de vérifier la permanence du stockage de CO2, la surveillance et la vérification sont comprises dans ce
secteur technologique.
Production d’hydrogène à grande échelle : ce secteur porte sur les vastes volumes d’hydrogène nécessaires à la valorisation du bitume
des sables bitumineux et à la désulfuration, en mettant surtout l’accent sur les technologies prometteuses qui peuvent entraîner une réduction
des GES supérieure aux normes actuelles de l’industrie faisant appel au reformage du méthane à la vapeur pour la génération d’hydrogène.
Le reformage du méthane à la vapeur requiert des quantités importantes de gaz naturel et représentait la technologie privilégiée compte tenu des
prix historiquement bas du gaz naturel. En raison des pressions croissantes sur les prix du gaz naturel au cours des dernières années, l’industrie est
déjà à mettre en œuvre d’autres solutions qui réduiront sa dépendance au gaz naturel comme source d’hydrogène. La gazéification des résidus
du charbon ou des sables bitumineux est considérée comme étant la source d’hydrogène de remplacement la plus prometteuse. 39 Cependant,
sans stockage de CO2, la gazéification augmentera les émissions de CO2, comparativement à la technologie actuelle de reformage du méthane
à la vapeur.40 Heureusement, les technologies de reformage du méthane à la vapeur et de gazéification libèrent des flux concentrés de CO2 qui,
si les barrières au stockage sont éliminées, pourraient être captés pour le stockage non productif de CO2 ou pour la récupération assistée des
hydrocarbures ou la récupération assistée par injection de CO2.
Les technologies précises définies pour chacun des quatre secteurs d’application de produits/procédés sont énumérées dans les Tableaux 4,5,6
et 7. Il convient de souligner que les technologies ciblées dans ces tableaux sont celles qui ne sont pas encore commercialisées, ou des technologies qui
pourraient tirer avantage de percées techniques en vue d’une commercialisation généralisée. Il s’agit d’une liste représentative de technologies, établie à
partir de plusieurs sources, et qui n’est pas considérée comme étant exhaustive. 41 On s’attend que cette liste « dynamique » évolue au fur et à mesure du
progrès des innovations technologiques.
Les technologies prioritaires ciblées ont été utilisées dans les sections sur le marché, la technologie et la durabilité de l’analyse à l’aide de l’outil
STAR. La détermination des technologies prioritaires dans chaque secteur a été nécessaire afin de simplifier un vaste éventail de technologies émergentes
et leurs divers calendriers connexes. En règle générale, l’accent a été mis sur le potentiel à court terme de réduction des incidences environnementales.
Pour déterminer les technologies prioritaires dans chaque secteur, on a attribué un rang à chaque technologie selon les critères suivants :
son état d’avancement;
• sa conformité avec le mandat et les critères d’investissement de TDDC.
•
Les technologies qui occupent les rangs les plus élevés (ciblées comme « prioritaires » dans les tableaux 4 à 7 de ce rapport) ont été groupées dans
chaque secteur technologique de produits/procédés. Ces groupes de technologies ont été utilisés pour le reste de l’évaluation du modèle. Les autres
technologies citées méritent d’être prises en considération par d’autres organismes ou agences de financement qui offrent un soutien à une étape
antérieure dans la chaîne d’innovation de TDDC. TDDC continuera à surveiller la mise au point de ces autres technologies afin de déterminer si elles sont
prêtes à recevoir le soutien de TDDC aux étapes du développement et de la démonstration.
Les améliorations apportées à la technologie du reformage du méthane à la vapeur contribueront à la fois au secteur technique de l’efficacité énergétique
et au secteur de la production d’hydrogène à grande échelle. Même si le reformage du méthane à la vapeur ne répond pas au besoin d’une technologie
de rechange pour la production d’hydrogène à grande échelle en raison du déclin des réserves de gaz naturel et de l’augmentation des prix de ce
dernier, il demeure cependant un procédé important à court terme et des améliorations sont toujours possibles. De plus, le reformage du méthane à la
vapeur produit une forme concentrée de CO2 qui peut convenir au captage et au stockage éventuels de CO2.42 La gazéification pourrait être une priorité
d’investissement à long terme. Cependant, elle doit être combinée au stockage de CO2 afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre.
Tableau 4 : Matrice technique d’efficacité énergétique
Technologies
Échéancier de la Potentiel
démonstration/ perturbateur?
projets sur le
terrain
2005-2012
Non
Priorité des
technologies
(pour TDDC)
État
Mandat
d’avancement de TDDC
(1-10)
(1-10)
Total
Élevée
7
8
15
1
2005-2012
Non
Élevée
7
8
15
1
2010 - 2015
Non
Élevée
7
8
15
1
2005-2012
Non
Élevée
7
7
14
2
2005-2012
Non
Moyenne
7
7
14
2
2005-2012
Oui
Moyenne
7
6
13
3
2005-2008
Non
Moyenne
7
4
11
2015 - au-delà
Non
Faible
2
4
6
2015 - au-delà
Non
Moyenne
2
8
10
2015 - au-delà
Non
Moyenne
2
7
9
2015 - 2030
Non
Faible
2
4
6
2015 - 2030
Non
Faible
2
4
6
SABLES BITUMINEUX – SUR PLACE – technologies améliorées
pour la production de vapeur et de solvants chauffés, qui réduisent
les coûts en énergie et les émissions de GES grâce à des conceptions
améliorées de brûleur/chaudière, à une combustion plus propre de
bitume et à de nouveaux procédés exothermiques.
Amélioration des technologies du reformage du méthane à
la vapeur pour augmenter l’efficacité (parmi les nouvelles
idées figurent : des chambres de combustion sous pression,
des reformeurs chauffés à l’hélium, des reformeurs chauffés à
l’électricité, du reformage par bain fondu et du reformage par
séparation intégrée de l’hydrogène).
SABLES BITUMINEUX – SUR PLACE – amélioration des
technologies pour le drainage par gravité au moyen de vapeur
(DGMV) (p. ex., pressions de vapeur moins élevées pour le DGMV).
SABLES BITUMINEUX – améliorations des technologies basées
sur l’exploitation minière des procédés de séparation primaire,
réduisant la sensibilité à la température de traitement (temp >
35 degrés C nécessaire), diminuant ainsi les besoins élevés en
énergie.
SABLES BITUMINEUX – SUR PLACE (extraction et valorisation)
– biovalorisation des pétroles lourds dans des conditions de basses
températures et de basses pressions, avec une sélectivité accrue des
types de liaisons chimiques touchées, augmentant ainsi l’efficacité
énergétique et réduisant les émissions de GES.
SABLES BITUMINEUX – procédés technologiques basés sur
l’exploitation minière, qui réduisent grandement l’utilisation nette
d’eau (et, par conséquent, d’énergie) (p. ex., procédé Tar Sands
Combine).
GAZ CLASSIQUE/GAZ NATUREL Thermoplongeurs à haute
efficacité – (p. ex., le projet de la Petroleum Technology Alliance
Canada : Improving Fire Tube Immersion Heater Efficiency).
– méthodes plus énergétiquement efficaces pour séparer les
éléments de base, selon les incompatibilités de phase induites par
l’utilisation sélective de solvants à des conditions supercritiques, ou
s’approchant de celles-ci, afin de diminuer les besoins en énergie.
– procédé technologique utilisant des catalyseurs à basse
température qui favorisent la rupture des liaisons carbone-carbone,
dans le but de réduire les besoins en énergie et les pertes d’énergie
et d’augmenter le rendement en liquide.
– technologie de purification des dégagements gazeux (p. ex., les
membranes) qui utilise les mêmes températures et pressions que
celles employées dans les procédés de valorisation ou de conversion,
réduisant ainsi les coûts et augmentant l’efficacité énergétique.
SABLES BITUMINEUX – procédé technologique de séparation du
bitume basé sur l’exploitation minière qui est plus efficace et qui
réduit la quantité de bitume perdu dans l’eau et les résidus.
SABLES BITUMINEUX : équipement d’extraction mobile basé
sur l’exploitation minière pour remplacer les cuves de traitement
actuelles qui sont vastes et fixes, réduisant ainsi les distances de
manipulation du front de taille jusqu’au séparateur primaire.
Classement
Ordre de
priorité
Voir la Figure 11 pour la représentastion graphique connexe
Tableau 4 : Matrice technique d’efficacité énergétique (suite)
Technologies
démonstration/ perturbateur
projets sur le
terrain
2005-2012
Non
Priorité des
technologies
(pour TDDC)
État
Mandat
(1-10)
(1-10)
Total
Moyenne
7
4
11
2005-2008
Non
Faible
0
0
0
PÉTROLE LOURD/BITUME – utilisation d’usines de traitement
2008-2012
locales plutôt que d’usines de traitement ou de raffinerie régionales.
Non
Faible
0
0
0
GAZ NON CORROSIF – remplacement des appareils fonctionnant
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – petites
usines de gaz naturel.
2008-2012
Non
Faible
7
3
10
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – usines de
gaz naturel moyennes.
2008-2012
Non
Faible
7
3
10
GAZ NON CORROSIF – remplacement des appareils fonctionnant 2008-2012
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – stations de
compression.
Non
Faible
7
3
10
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – petites
usines de gaz naturel.
2008-2012
Non
Faible
7
3
10
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – usines de
gaz naturel moyennes.
2008-2012
Non
Faible
7
3
10
GAZ NON CORROSIF – remplacement des appareils fonctionnant 2008-2012
au gaz par des systèmes électriques ou pneumatiques – stations de
compression.
Non
Faible
7
3
10
GAZ NON CORROSIF – récupération du gaz naturel/torche à l’aide 2008-2012
de compresseurs à propulsion électrique (le gaz récupéré retourne à
l’entrée de l’usine) – importantes usines de gaz.
Non
Faible
0
0
0
l’entrée de l’usine) – usines de gaz moyennes.
Non
Faible
0
0
0
l’entrée de l’usine) – petites usines de gaz.
Non
Faible
0
0
0
l’entrée de l’usine) – importantes usines de gaz.
Non
Faible
0
0
0
l’entrée de l’usine) – usines de gaz moyennes.
Non
Faible
0
0
0
l’entrée de l’usine) – petites usines de gaz.
Non
Faible
0
0
0
SABLES BITUMINEUX – SUR PLACE – conception d’appareils
de mesure de débit multiphase pour les mélanges d’eau, de pétrole
et de gaz naturel, issus de la production afin d’améliorer le contrôle
des opérations.
SABLES BITUMINEUX : EXPLOITATION MINIÈRE – projets
de cogénération, production simultanée d’électricité et d’énergie
thermique à partir d’une seule installation comme une turbine à
gaz avec générateurs de vapeur à récupération de chaleur.
Classement
Ordre de
priorité
Figure 11 : Représentation graphique de technologies d’efficacité énergétique
ÉLEVÉES
Sables bitumineux – sur place
et reformage du méthane à la
vapeur
1, 2, 3
1. Vapeur et solvants chauffés
2. Reformage du gaz naturel
3. Drainage par gravité au moyen
de vapeur (DGMV)
MOYENNES
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
Figure 12 : Représentation graphique de technologies d’amélioration de la production
ÉLEVÉES
Sables bitumineux –
sur place
3
1
1. Récupération du pétrole
2. Drainage par gravité au moyen
de vapeur (DGMV)
2
3. Récupération du gaz naturel
MOYENNES
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
Tableau 5 : Matrice technique d’amélioration de la production
Technologies
projets sur le
terrain
2005-2015
Non
Priorité des
technologies
(pour TDDC)
État
Mandat
(1-10)
(1-10)
Total
Élevée
8
8
16
1
Amélioration du procédé de récupération assistée par
injection de CO2.
2005-2015
Non
Moyenne
8
6
14
3
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – technologies améliorées
pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) (p. ex.,
pressions de vapeur moins élevées pour le DGMV).
2010 - 2015
Non
Élevée
7
8
15
2
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – traitement au moyen de
solvants (p. ex., amélioration du procédé VAPEX).
2010 - 2015
Oui
Élevée
7
8
15
2
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – procédés hybrides
de traitement thermique/solvants (p. ex., DGMV assisté par des
solvants, drainage par gravité à l’aide de vapeur (DGMV) et de gaz
(DGMG).
2010 - 2020
Non
Élevée
7
8
15
2
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – procédé de récupération
de sables bitumineux THAI.
2010 - au-delà
Non
Moyenne
6
6
12
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – pompes de fond plus
fiables pour résoudre les problèmes liés au gaz par rapport au
bitume ainsi que l’accès aux ressources peu profondes de bitume
sur place.
2005-2012
Non
Élevée
8
5
13
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – simulations améliorées
de réservoir pour permettre une meilleure prévision du rendement
global du réservoir.
2005-2012
Non
Élevée
8
5
13
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – mécanismes de suivi de la 2005-2012
chambre d’injection afin de permettre une injection de vapeur plus
ciblée et d’améliorer la récupération du réservoir.
Non
Élevée
9
3
12
PÉTROLE classique/SABLES BITUMINEUX SUR PLACE
– amélioration de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH)
par injection de CO2.
Classement
Ordre de
priorité
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – combustion ou
gazéification sur place pour chauffer les réserves et mobiliser le
bitume.
2015 - 2030
Non
Faible
2
2
4
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – procédé catalytique dans
les colonnes d’extraction (p. ex., le procédé CAPRI – procédé THAI
modifié) pour une production à plus faible intensité d’énergie.
2015 - 2030
Non
Faible
2
5
7
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – méthodes à faible vapeur 2015 - 2030
ou sans vapeur afin de mobiliser le réservoir à l’aide d’un chauffage
électrique à induction ou de l’énergie micro-onde, dans le but
d’obtenir une production plus économe en énergie dans les réserves
exploitables de profondeur intermédiaire.
Non
Faible
2
2
4
2015 - 2030
Non
Faible
2
2
4
SABLES BITUMINEUX : EXPLOITATION MINIÈRE – technologie 2015 - 2030
pour un dénoyage rapide des résidus fins (p. ex., utilisation de
l’injection de CO2 comme coagulant pour améliorer l’épaississement
des résidus).
Non
Moyenne
2
4
6
Non
Élevée
7
5
12
SABLES BITUMINEUX : SUR PLACE – utilisation de microbes
pour réduire la viscosité ou valoriser partiellement le bitume avant
la production.
Technologie de surveillance/vérification du CO2 afin de
confirmer la permanence du stockage de CO2 dans la récupération
assistée des hydrocarbures et gaz naturels par injection de CO2.
2005-2012
Voir la Figure 12 pour la représentation graphique connexe
Tableau 6 : Matrice technique de captage, de transport et de stockage du CO2
Technologies
Classement
Ordre de
priorité
démonstration/ perturbateur
projets sur le
terrain
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – absorption 2005 - 2008
Non
Priorité des
technologies
(pour TDDC)
État
Mandat
(1-10)
(1-10)
Total
Moyenne
7
6
13
1
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – séparation 2005 - 2012
par membrane et séparation à basse température (séparation
postcombustion).
Non
Moyenne
5
6
11
2
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – procédés
hybrides membrane/amine (séparation postcombustion).
2010 - 2020
Non
Moyenne
5
6
11
2
Amélioration des méthodes de captage du CO2
– combustion de recyclage O2/ CO2.
2005 - 2015
Non
Moyenne
7
3
10
3
– décarbonisation du méthane (décarbonisation précombustion).
2005 - 2015
Non
Moyenne
7
3
10
3
– décarbonisation des combustibles solides (charbon, bitume),
(décarbonisation précombustion).
2010 - 2020
Non
Moyenne
5
3
8
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – matériaux
solides spécifiques d’adsorption physique du CO2.
2015 - 2030
Non
Moyenne
3
6
9
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – contacteur 2015 - 2030
de tube Vortex – développement de la technologie du tube vortex
de type Ranque-Hilsch.
Non
Faible
3
5
8
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – sorbants
secs régénérables pour capter le CO2.
2015 - 2030
Non
Faible
3
5
8
– membranes (p. ex., réacteurs à membrane / membrane
thermiquement optimisée).
2015 - 2030
Non
Faible
3
5
8
Amélioration des méthodes de captage de CO2 – adsorption 2015 - 2030
modulée en électricité, mise au point par le Oak Ridge National
Laboratory.
Non
Faible
3
5
8
chimique (p. ex., amine) et physique des solvants (séparation
postcombustion).
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – procédé
de séparation des hydrates de CO2 pour les gaz de synthèse
(technologie émergente).
2015-2020
Non
Moyenne
3
5
8
Amélioration des méthodes de captage du CO2 – système
de transfert d’énergie par sorbants.
2015 - 2030
Non
Faible
3
5
8
2005-2010
Amélioration du transport du CO2
2005-2010
Technologie avancée de stockage géologique (stockage non 2020 - au-delà
Non
Non
Non
Faible
Faible
Moyenne
0
0
2
0
0
7
0
2005 - au-delà
Non
Moyenne
6
3
9
Amélioration des méthodes de compression du CO2
productif seulement, pas de réutilisation) dans des réservoirs de
pétrole et de gaz naturel épuisés ou dans des aquifères.
Optimisation de la surveillance à court et à long terme
– pour confirmer la permanence du stockage de CO2.
0
9
Figure 13 : Représentation graphique du captage, du transport et du stockage du CO2 ÉLEVÉES
Captage, transport et stockage CO2
Amélioration du
captage de CO2
1. Captage
2. Membranes
2
3. Combustion de recyclage
1
MOYENNES
3
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
La compression et le transport du CO2 sont des procédés établis et ont été exclus de la liste précédente, bien que les problèmes qui pourraient se poser
relativement à la sécurité et aux répercussions sociales du transport dans des régions très peuplées doivent être pris en compte. Il importe de souligner
le potentiel important que représentent le captage, le transport et le stockage du CO2 dans la réduction des émissions de GES de l’industrie pétrolière et
gazière en amont. On s’attend, toutefois, que ce potentiel se réalise sur une longue période plutôt qu’à court terme.
Tableau 7 : Matrice technique de production d’hydrogène à grande échelle
Ordre de
priorité
Classement
Technologies
Amélioration du reformage du méthane à la vapeur pour le gaz
naturel afin d’augmenter l’efficacité (les exemples émergents
incluent : des chambres de combustion sous pression, des
reformeurs chauffés à l’hélium, des reformeurs chauffés à
l’électricité, du reformage par bain fondu et du reformage par
séparation intégrée de l’hydrogène)
Gazéification des résidus des sables bitumineux
Gazéification du charbon
Approvisionnement extérieur d’hydrogène
Hydrogène à partir de sulfure d’hydrogène
Hydrogazéification à l’aide d’hydrogène recyclé pour la
conversion de résidus en méthane
Électrolyse : a) réseau connexe, y compris nucléaire; b)
renouvelable
Cycles thermiques afin de développer de l’hydrogène à partir
de combustible fossile et d’énergie nucléaire par des procédés
thermochimiques
projets sur le
terrain
2005-2012
Non
Priorité des
technologies
(pour TDDC)
État
Mandat
(1-10)
(1-10)
Total
Élevée
7
8
15
2005-2012
2005-2012
S.O.
2015-2030
2015-2030
Non
Non
Non
Non
Non
Faible
Faible
Faible
Faible
Faible
7
7
0
2
2
2
2
0
2
2
9
2015-2030
Non
Faible
2
3
5
2015-2030
Non
Faible
2
2
4
1
9
0
4
4
Figure 14 : Représentation graphique de la production d’hydrogène à grande échelle
ÉLEVÉES
Hydrogène à grande échelle
Améliorations
technologiques
1
1. Reformage du
méthane
à la vapeur
MOYENNES
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
4.2
Évaluation du marché
Le diagramme à bulles – Figure 15 – donne un aperçu de la position relative de chacun des quatre secteurs de technologie d’amélioration de produits/
procédés à l’étude, selon les technologies prioritaires déterminées (évaluées en groupe) dans chaque secteur, conformément aux tableaux 4 à 7. Dans la
section à court terme, le plus grand potentiel commercial existe pour les secteurs de technologie qui sont situés dans le quadrant supérieur droit et qui ont
la plus grande bulle. L’évaluation du marché prend en considération la qualité marchande actuelle des technologies (aux étapes de développement et de
démonstration) du pétrole et du gaz naturel en amont, sur le plan de leur rendement économique et financier. Chacun des quatre secteurs d’application
de technologie a fait l’objet d’une évaluation sur une échelle de FAIBLE à ÉLEVÉ(E) et a été comparé en se fondant sur a) le temps d’accès au marché
pour les technologies prioritaires dans le secteur technologique, b) l’efficacité économique, et c) la réduction possible des émissions de CO2. Toutes
les cotes établies sont dynamiques (elles peuvent être modifiées en fonction de nouvelles données du marché) et relatives (compte tenu de la cote
donnée pour le temps d’accès au marché). La cote ne représente pas un nombre précis d’années, mais plutôt un classement comparatif qui permet de
comprendre à quelle vitesse les technologies prioritaires dans chacun des quatre secteurs de technologie seraient prêtes à être mises en marché. En ce qui
a trait aux technologies de captage, de transport et de stockage du CO2, seules les technologies de séparation ont été prises en compte en raison de leur
incidence à court terme.
Étant donné que nous étudions des secteurs d’application de technologie par opposition à des technologies précises, l’importance des réductions de
GES représente une estimation illustrée de l’incidence possible des secteurs technologiques, l’un par rapport à l’autre. Il n’a pas été possible de valider le
poids réel de l’incidence puisque celle-ci ne met pas en jeu une technologie particulière, mais plutôt des groupes de technologies prioritaires pour chaque
secteur. Cependant, selon les données de plusieurs projets touchant les applications d’une technologie précise dans le secteur de l’efficacité énergétique
et de l’amélioration de la production, on croit que la taille des bulles est représentative de l’incidence possible des secteurs technologiques, l’un par
rapport à l’autre.
Figure 15 : Représentation graphique de l’ensemble du marché, une technologie par rapport à l’autre
(groupes de technologies prioritaires à court terme seulement)
Incidence relative à court terme
Efficacité économique
ÉLEVÉE
Amélioration de la
production
MOYENNE
Captage, transport et
stockage de CO2
Production d’H2
FAIBLE
MOYEN
ÉLEVÉ
Temps d’accès au marché
Remarque sur l’interprétation des axes du graphique
: temps d’accès au marché (échelle de FAIBLE à
ÉLEVÉ) où ÉLEVÉ se rapprocherait le plus de la
commercialisation et FAIBLE , de l’étape de recherche. Sur
la représentation graphique figurent donc les secteurs de
technologie que l’on considère comme étant aux étapes
du « développement et de la démonstration » (les étapes
clés des objectifs d’investissement de TDDC).
La taille des bulles est représentative de l’incidence
possible à court terme du groupe des technologies
prioritaires dans chaque secteur, pour ce qui est de
la réduction des émissions des GES.
La représentation graphique du marché se base
seulement sur les technologies prioritaires à court
terme ciblées.
4.2.1 Position sur le marché
Suit une description globale de la position commerciale de chaque groupe de technologie des produits/procédés.
Efficacité énergétique : les améliorations dans les normes de pratique actuelles des technologies (reformage du méthane à la vapeur, DGMV,
séparateur primaire, etc.) sont toujours en cours d’élaboration. On estime que l’accès au marché d’améliorations des technologies prioritaires
peut se faire à court terme. Les obstacles liés au marché devraient décliner au fur et à mesure que la valeur du CO2 augmente et que les prix
de l’énergie montent davantage. Les besoins en infrastructure sont de faibles à modérés. Par conséquent, les technologies de ce secteur sont
déployées plus facilement comparativement à celles d’autres secteurs. Les possibilités commerciales sont vastes en raison de l’envergure du
marché pétrolier et gazier. En raison des coûts accrus de production, de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que de
l’incertitude face aux engagements liés aux émissions de GES, l’analyse d’investissement portant sur les investissements dans des technologies
d’efficacité énergétique deviendra de plus en plus justifiée.
Amélioration de la production : en s’appuyant sur les données accessibles à ce jour, les technologies visant à améliorer la production qui ont
le meilleur potentiel de réduction des GES à court terme sont les suivantes : amélioration de la récupération du pétrole assistée par injection
de CO2, amélioration de la récupération de gaz naturel assistée par injection de CO2, technologies améliorées pour le drainage par gravité au
moyen de vapeur (DGMV); procédés d’extraction par solvant (p. ex., amélioration du procédé VAPEX); et procédés hybrides de traitement par la
vapeur, la chaleur ou des solvants. On considère que ces technologies peuvent améliorer la production à court terme en utilisant moins de CO2 et
d’énergie. La plupart des technologies existent et peuvent générer des avantages économiques; cependant, des améliorations technologiques sont
toujours nécessaires pour réaliser une commercialisation généralisée. Dans le cas de la récupération assistée des hydrocarbures et de gaz naturel
par injection de CO2, il s’agit de technologies à court terme d’un point de vue technologique. Cependant, si ces technologies doivent être utilisées
comme méthode de stockage du CO2, il subsiste de l’incertitude quant à la permanence du stockage du CO2. Un autre obstacle clé réside dans le
coût de la technologie actuelle du captage de CO2. Cet obstacle pourrait être surmonté en partie grâce à des percées technologiques.
Captage, transport et stockage du CO2 : les technologies privilégiées pour ce secteur entrent dans la catégorie captage de CO2 : absorption
chimique (amine) et physique, séparation par membrane et à basse température et procédés hybrides membrane/amine. Bien que ces
technologies existent, des améliorations techniques des technologies de captage peuvent permettre de réduire les coûts relativement élevés
du captage de CO2. Actuellement, ces coûts représentent un des obstacles clés à une commercialisation généralisée. Le stockage anodin et non
productif du CO2, sur lequel ce secteur technologique se concentre (par opposition à la récupération assistée des hydrocarbures par injection de
CO2 où des retombées financières pourraient être réalisées par une amélioration de la production), est la solution la moins attrayante pour les
investisseurs parce qu’il n’y a pas de possibilité de recouvrer certains coûts en raison de l’absence d’un marché pour le CO2 au Canada. Le captage,
le transport et le stockage du CO2 comme système global n’est pas susceptible d’être déployé sur une grande échelle avant 2015-2030.43 Ce
déploiement nécessite des infrastructures importantes pour apporter les sources de CO2 à leur marché respectif (p. ex., la récupération assistée
des hydrocarbures et gaz naturels par injection de CO2 ou le stockage anodin) et des projets additionnels de démonstration pleine échelle
doivent être entrepris pour confirmer la permanence du stockage de CO2. Selon l’AIE et d’autres sources, les coûts d’un nouveau projet pilote ou
de démonstration pourraient se situer entre 700 millions $ et plusieurs milliards de dollars. 44 Le financement de TDDC et, par conséquent, son
influence dans ce secteur d’application de technologie, peuvent être relativement faibles en comparaison des centaines de millions voire des
milliards nécessaires pour l’infrastructure.
Production d’hydrogène à grande échelle : la technologie prioritaire à court terme qui a été choisie (les technologies améliorées de
reformage du méthane à la vapeur) pour la production à grande échelle d’hydrogène offre vraisemblablement un bon potentiel commercial, et
les projets de démonstration qui ont recours aux technologies de reformage du méthane à la vapeur sont réalisables à court terme.45 On s’attend
que des améliorations graduelles liées à la technologie actuelle du reformage du méthane à la vapeur entraînent des coûts moins élevés pour la
production d’hydrogène. Une bonne demande pour des technologies de reformage du méthane à la vapeur plus économes en énergie est prévue
parce que le reformage du méthane à la vapeur est une technologie dominante dans l’industrie pétrolière et gazière en amont.
4.3
Évaluation des technologies
4.3.1 Données de la représentation graphique des technologies et classement des technologies
Le Tableau 8 contient de l’information extraite de l’outil STAR et indique les cotes des quatre secteurs de technologie, selon les technologies
prioritaires à court terme ciblées dans chaque secteur. D’autres technologies moins prioritaires ne figurent pas dans le tableau, mais demeurent dans
l’outil. Les itérations futures peuvent faire monter les cotes des autres technologies à la lumière de nouveaux renseignements ou d’une révision des
besoins.
Il existe une distinction importante entre les technologies qui règlent ou réduisent les problèmes environnementaux une fois que le mal est fait, et celles
qui préviennent ces problèmes, ou, à tout le moins, n’en sont pas la cause. Les premières sont souvent appelées des technologies d’aval et les dernières,
des technologies « fondamentales ». Tout au long des évaluations du schéma de cheminement de TDDC, les technologies fondamentales se révèlent
généralement les plus durables et en définitive les plus économiques. Les technologies d’efficacité énergétique sont notamment considérées comme
des technologies « fondamentales ». Le secteur de la technologie du captage, du transport et du stockage du CO2 est considéré comme un secteur d’aval
puisqu’il s’intéresse aux émissions de CO2 après leur production.
Les technologies ayant un potentiel perturbateur sont également notées.46
Tableau 8 : Données de la représentation graphique des technologies
Secteur
de tech.
Technologies hautement prioritaires
Améliorations des technologies pour la production de vapeur et de solvants chauffés
Amélioration des technologies du reformage du méthane à la vapeur
Technologies améliorées pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) (p. ex.,
pressions de vapeur moins élevées pour le DGMV)
Améliorations basées sur l’exploitation minière des procédés de séparateur primaire,
réduisant la sensibilité à la température de traitement
Améliorations de l’exploitation des sables bitumineux (p.ex., procédé Tar Sand Combine)
Extraction et valorisation – Biovalorisation des pétroles lourds dans des conditions de
basses températures et de basses pressions
Technologies pour augmenter l’utilisation sur place ou le prélèvement à faible coût des
gaz évacués
Amélioration du procédé de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO2
Procédé amélioré de récupération assistée par injection de CO2
Technologies améliorées pour le DGMV
Procédé d’extraction au solvant (p. ex., amélioration du procédé VAPEX)
Processus hybrides de traitement thermique/solvants
Captage, transport et stockage du CO2 *
Absorption chimique et physique des solvants (séparation postcombustion)
Séparation par membrane et à basse température (séparation postcombustion)
Procédés hybrides membrane/amine
Technologies améliorées de reformage du méthane à la vapeur
Répercussions
économiques Classement
Répercussions
environnementales Classement
Élevées
Élevées
Potentiel
perturbateur
Non
Non
Non
Non
Oui
Non
Non
Élevées
Élevées
Oui
Oui
Non
Oui
Non
Élevées
Élevées
Non
Non
Non
Élevées
Moyennes
Non
* À long terme, on considère que le stockage de CO2 a un potentiel perturbateur. Cependant, la technologie du stockage du CO2 n’a pas été établie comme une priorité à court terme.
Les cotes pour chaque secteur technologique de produits/procédés se fondent seulement sur les technologies prioritaires ciblées (évaluées en tant que
groupe dans chaque secteur).
Les classements absolus sont en partie basés sur une interprétation subjective de l’information et des données de recherche et, par conséquent, peuvent
être biaisés. Cependant, les classements sont rigoureusement examinés par des experts de l’industrie et soumis à une révision interne par des pairs et leur
positionnement relatif est vraisemblablement solide.
La Figure 16 montre les principaux secteurs technologiques selon deux critères d’incidence importants sur l’économie et sur l’environnement. Il convient
de noter que les échelles verticale et horizontale servent exclusivement à établir des comparaisons relatives pour l’ensemble des technologies
étudiées. Puisque seulement les technologies les plus prioritaires ont été comprises dans l’analyse de chaque secteur technologique, il y a un parti pris
naturel envers le quadrant supérieur droit de chaque secteur.
Figure 16 : Groupes de technologies prioritaires exclusivement
ÉLEVÉES
Résultats pondérés : pétrole et gaz naturel
MOYENNES
FAIBLES
MOYENNES
ÉLEVÉES
Amélioration de
la production
Production d'hydrogène
à grande échelle
stockage de CO2
4.3.2 Description des technologies
4.3.2.1 Secteurs technologiques du quadrant supérieur
Tous les secteurs technologiques sont dans le quadrant supérieur, en partie parce qu’ils représentent déjà les technologies prioritaires de leur secteur
respectif. Les quatre secteurs se classent à peu près à la même position, le secteur de l’efficacité énergétique et ses technologies privilégiées semblent
toutefois représenter une priorité d’ensemble. Tel qu’il a été noté précédemment, certaines des technologies prometteuses des secteurs Amélioration de la
production et Production d’hydrogène à grande échelle font également partie du secteur Efficacité énergétique.
4.3.2.2 Technologies ayant un potentiel perturbateur
Quelques technologies ayant un potentiel perturbateur ont été notées pour les perspectives à court terme. Ces procédés comprennent : le Tar Sands
Combine, la récupération assistée des hydrocarbures et du gaz naturel par injection de CO2 et la technologie VAPEX améliorée. Des technologies comme
la gazéification du charbon et du bitume combinées au captage, au transport et au stockage du CO2, pourraient à elles seules avoir l’effet le plus
perturbateur de l’industrie à long terme.
4.4
Rapport d’évaluation de la durabilité
Une tentative globale a été entreprise dans le but de déterminer les problèmes de durabilité environnementaux, économiques et sociétaux pour les quatre
secteurs technologiques. Étant donné le manque de données fragmentées pour les quatre secteurs définis, une évaluation détaillée de la durabilité n’était
pas réalisable pour eux. Cependant, les problèmes environnementaux généraux du secteur pétrolier et gazier ont été déterminés et analysés plus haut
dans la section 3.3 – Répercussions environnementales. Les technologies prioritaires définies qui ont fait l’objet d’une évaluation dans le présent rapport
sont, à différents degrés, plus durables que les technologies actuelles, car elles engendrent des réductions nettes des émissions par unité. Idéalement, les
technologies qui ont des effets positifs sur l’environnement et qui sont économiquement intéressantes sont celles dans lesquelles il faudrait investir en
priorité afin que la société et l’industrie en profitent.
4.4.1 Évaluation de la durabilité pour quatre secteurs technologiques
Une évaluation qualitative des facteurs de durabilité pour chacun des quatre secteurs technologiques a été entreprise. Elle se fonde sur les technologies
prioritaires définies pour chaque secteur. Le Tableau 9 résume les résultats de l’évaluation.
Tableau 9 : Résumé de la durabilité pour les quatre secteurs de technologie
Répercussions de la durabilité
Efficacité
énergétique
Les améliorations en matière d’efficacité énergétique
pourraient engendrer une importante réduction des
émissions de GES dans certains secteurs (p. ex., amélioration
des procédés de drainage par gravité au moyen de vapeur
et amélioration des technologies de reformage du méthane
à la vapeur).
Les technologies économes en énergie sont des technologies
fondamentales qui empêchent la production de CO2
(préférées aux technologies d’aval).
Certaines réductions régionales des émissions de polluants
bénéficient des technologies prometteuses ciblées.
L’augmentation de la teneur en carbone dans les principaux
processus technologiques ne devrait pas être importante.
Répercussions sociétales
Les risques économiques sont considérés comme relativement bas, une
analyse de rentabilité concluant à une réduction de la consommation
d’énergie et, par conséquent, des coûts, et la plupart des technologies
constituent l’aboutissement naturel de procédés éprouvés.
Les innovations technologiques au chapitre de l’efficacité
énergétique auraient des répercussions sociétales positives
(p. ex., développement de compétences locales, réduction
des émissions de GES), car on ferait « plus avec moins ».
Les projets de démonstration peuvent continuer d’aider à mettre
l’accent sur les avantages des études de rentabilité axées sur les projets
d’efficacité énergétique.
Les répercussions positives ne sont pas toujours évidentes
pour le public, comparativement à d’autres secteurs
technologiques.
Une efficacité énergétique améliorée aurait des répercussions
financières positives à long terme dans l’industrie. Cependant, les coûts
de développement initiaux seraient importants.
Les répercussions sociétales positives pourraient se
concrétiser à court terme.
Comparativement aux coûts liés aux trois autres secteurs de
technologie, ils devraient dans ce cas être modérés.
Des technologies améliorées pourraient avoir à court terme
des répercussions positives sur l’environnement.
Amélioration de
la production
Le CO2 utilisé comme fluide de déplacement pour la
récupération assistée des hydrocarbures et gaz naturels a un
grand potentiel de réduction des émissions de GES.
Les avantages au chapitre de l’efficacité énergétique ainsi que
de l’utilisation du CO2 se chevauchent habituellement pour les
technologies prometteuses; une amélioration de la production crée un
marché pour le CO2, et la récupération assistée des hydrocarbures et
gaz naturels par injection de CO2 permet de recouvrer partiellement les
coûts; elle constitue une bonne analyse de rentabilité pour poursuivre
le développement de ces technologies à court et à long termes.
La permanence du stockage du CO2, quand celui-ci est
utilisé pour la récupération assistée des hydrocarbures
et gaz naturels, doit être confirmée par des projets
additionnels avant qu’on puisse confirmer les avantages pour
l’environnement.
Des méthodes éprouvées de récupération assistée existent déjà, mais
des recherches et des projets de démonstration additionnels doivent
Les fluides et procédés utilisés pour d’autres technologies
encore être mis en marché et faire la preuve de la viabilité d’une
d’amélioration de la production permettent également de
commercialisation généralisée.
réduire l’utilisation d’énergie et les émissions de GES.
Les coûts d’infrastructure pour le captage et le transport du CO2 ainsi
que le transport des solvants sont importants; la récupération assistée
bénéficient des technologies prometteuses ciblées.
des hydrocarbures et gaz naturels par injection de CO2 offre l’avantage
d’un recouvrement partiel des coûts.
Une amélioration de la production aurait des
répercussions sociétales positives, car elle permettrait
de réduire l’intensité des émissions de GES liée aux
techniques d’extraction; cependant, le total des
émissions absolues de CO2 devrait grimper à la suite de
l’augmentation de la production, à moins que le procédé
de captage et de stockage du CO2 ne soit reconnu et ne
se généralise.
Les répercussions sociétales positives pourraient se
concrétiser à moyen terme.
Une amélioration du drainage par gravité au moyen de vapeur, et du
procédé d’injection de vapeur de solvant, entre autres, ne nécessite pas
une infrastructure aussi importante.
Captage, transport
et stockage du CO2 La capacité des sites de stockage du CO2 en Alberta est
évaluée à plus de 60 000 mégatonnes, ce qui est suffisant
pour les émissions futures de l’Alberta; cependant, le Cleaner
Hydrocarbons Report (2003) et l’AIE considèrent que les
technologies de captage, de transport et de stockage de CO2
sont là pour rester.
Les avantages liés aux réductions régionales des émissions
de polluants sont négligeables, car l’intérêt porte sur les
technologies d’aval.
Le captage, le transport et le stockage du CO2 constituent
une technologie d’aval qui traite le CO2 après sa production,
plutôt qu’une technologie « fondamentale » qui empêche la
production de CO2.
Production
d’hydrogène à
grande échelle
Des améliorations en matière d’efficacité énergétique et de
réduction des émissions de GES sont prévues à la suite des
innovations technologiques du reformage du méthane à la
vapeur; la réduction potentielle totale des émissions de GES
n’est pas disponible.
Comparativement aux trois autres secteurs de technologie,
les améliorations du procédé de reformage du méthane à
la vapeur devraient engendrer une réduction plus faible des
émissions de GES.
sont associées à une plus grande efficacité de la technologie
du reformage du méthane à la vapeur.
Le reformage du méthane à la vapeur produit une forte
concentration et une importante quantité de CO2, ce qui est
idéal pour le captage, le transport et le stockage de CO2.
Les avantages environnementaux pourraient se réaliser à
court terme.
Bien qu’il existe un potentiel pour le captage, le transport et le stockage Le captage, le transport et le stockage de CO2 auraient
de CO2, le prix arrondi des technologies de captage du carbone
d’importantes répercussions sociétales positives si on
constitue encore un obstacle économique.
pouvait garantir la permanence du stockage du CO2 et
régler le problème de la perception que le public a de la
Des plafonds des émissions potentielles de CO2, l’augmentation du
validité de cette technologie. Les possibles répercussions
prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que la valeur commerciale du
négatives viennent de la construction ainsi que du
CO2 sont autant d’éléments nécessaires à la généralisation de cette
cheminement d’une infrastructure de transport du CO2
technologie.
(p. ex., des oléoducs).
Le coût des technologies prometteuses de captage du CO2 et de
Les possibles répercussions sociétales sont à long terme.
l’infrastructure d’appui est important (p. ex., le coût des projets de
démonstration de nouvelles technologies et des premières usines
commerciales se situerait entre 700 millions $ et plusieurs milliards $
dans chaque cas).
Les améliorations technologiques du reformage du méthane à
la vapeur apparaissent tôt dans la chaîne de développement;
investissement requis dans l’amélioration des nouvelles technologies.
Les solutions de rechange au reformage du méthane à la vapeur ne
constituent pas des choix d’investissement privilégiés de TDDC à court
terme en raison de plus fortes intensités de GES comparativement
au reformage du méthane à la vapeur (p. ex., la gazéification), d’une
production à plus petite échelle, d’un risque élevé dû au manque
d’information, et d’une longue période de développement.
La production d’hydrogène à grande échelle grâce à
l’utilisation actuelle de gaz naturel n’est pas viable à
moyen ou à long terme en raison du prix du gaz naturel
qui monte en flèche, de l’approvisionnement qui est
limité et de la demande croissante. Les améliorations
de l’efficacité du reformage du méthane à la vapeur
pourraient permettre de réduire les répercussions des
émissions de GES par rapport aux pratiques habituelles;
cependant, on considère qu’il ne s’agit que d’une solution
à court terme.
Les innovations en matière de reformage du méthane à la vapeur
dépendent en grande partie du prix et de la disponibilité du gaz
naturel; cependant, les améliorations apportées à la technologie du
reformage du méthane à la vapeur sont cumulatives, ce qui réduit aussi
les risques.
L’industrie des sables bitumineux continuera à se pencher sur les
solutions de rechange au reformage du méthane à la vapeur (p. ex., la
gazéification), tant que les plafonds des émissions de GES ne seront pas
en place. Les concédants de licence pour le reformage du méthane à la
vapeur investissent actuellement dans les innovations du reformage du
méthane à la vapeur.
4.5
Évaluation des risques
4.5.1 Risques liés aux secteurs technologiques
L’évaluation qui suit classe chaque secteur en fonction des risques relatifs établis pour ce qui est des aspects liés au marché, aux finances et au
développement. Le Tableau 10 résume les risques évalués pour chacun des secteurs.
Tableau 10 : Résumé des risques (Secteurs de technologie dans leur ensemble – pas uniquement par groupe de technologies prioritaires)
Résumé des risques
Risques
commerciaux
Risques
financiers
Risques liés au
développement
Risques
globaux
Les risques pour l’efficacité énergétique sont relativement faibles, étant donné
que peu de facteurs externes pourraient restreindre l’introduction réussie de
technologies dans ce secteur. Certaines technologies d’autres secteurs sont
également comprises dans la section Efficacité énergétique (p. ex., reformage
du méthane à la vapeur et drainage par gravité au moyen de vapeur
améliorés).
Faibles
Moyens/faibles
Faibles
Faibles
Amélioration
de la
production
Les risques pour l’amélioration de la production sont un peu plus élevés,
surtout en raison des incertitudes technologiques. Ils sont cependant réduits
par la valeur économique ajoutée qui découle des améliorations liées à
la productivité des puits et des sites. Au fur et à mesure que la valeur du
CO2 augmente et que la permanence du stockage de CO2 se confirme, les
risques liés à l’amélioration de la production de CO2 devraient diminuer
progressivement.
Moyens/faibles
Moyens
Moyens/faibles
Moyens/
faibles
Captage,
transport et
stockage du
CO2 Les risques demeurent modérément élevés en raison de la longue durée
des projets, des importantes exigences en matière d’infrastructure, des hauts
niveaux d’investissement, de l’incertitude quant à la valeur du CO2 et à la
permanence ou non du stockage du CO2.
Moyens
Élevés
Moyens/faibles
Moyens
Faibles
Moyens/faibles
Moyens
Moyens/
faibles
Efficacité
énergétique
Production
Les améliorations de l’actuelle technologie du reformage du méthane à
d’hydrogène à la vapeur présentent des risques relativement peu élevés, sauf pour ce qui
grande échelle est de la certitude à moyen et à long terme quant à la disponibilité de
l’approvisionnement en gaz naturel comme matière première. D’autres
options technologiques (en particulier la gazéification) sont très prometteuses,
mais doivent être combinées à une amélioration de la production ou au
captage, au transport et au stockage de CO2, en raison des concentrations et
niveaux élevés de production de CO2 qui en résultent.
Les descriptions résumées des risques qui suivent sont fondées sur les résultats des analyses des besoins, de l’évaluation, des technologies et du marché
de l’outil STAR ainsi que des analyses de la durabilité. L’évaluation des risques pour chaque groupement de technologies de produits/procédés (faibles,
moyens ou élevés) n’est pas absolue, mais relative aux autres groupements de technologie.
Efficacité énergétique : ce secteur est celui auquel sont associés le moins de risques perçus et réels en matière de résultats et de
développement. Pour la plupart, les innovations technologiques se font dans le cadre d’une amélioration normale des processus opérationnels,
et l’industrie (la productivité) comme la société (la réduction de la pollution de l’air, si les émissions brutes globales sont réduites) en tirent des
avantages. Le développement dans ce secteur ne dépend pas du développement du marché du carbone ou n’est pas influencé par ce dernier,
mais il pourrait en bénéficier. Il existe quelques obstacles, autres qu’économiques, à la mise en œuvre. Bien que l’amélioration économique et
commerciale contribue à l’introduction et à la mise en œuvre de ces technologies, l’industrie pétrolière et gazière en amont est relativement
lente à s’adapter aux nouvelles technologies et les investissements engloutis représentent des obstacles importants à l’introduction de nouveaux
procédés et technologies. Plusieurs technologies prioritaires dans ce secteur sont également utilisées dans d’autres secteurs, comme le
reformage du méthane à la vapeur amélioré (production d’hydrogène à grande échelle) et le drainage par gravité au moyen de vapeur amélioré
(amélioration de la production). Le risque financier relativement peu élevé reflète les exigences en matière d’investissement quand on compare
l’efficacité énergétique aux autres secteurs technologiques. Bien que mieux évalués en matière de risques financiers, les coûts de projet sont
importants et, en fonction du projet, peuvent facilement atteindre des centaines de millions de dollars.
Amélioration de la production : de nombreuses formes d’améliorations de la production sont analysées dans le but d’augmenter la
productivité des sites existants de production de pétrole et de gaz naturel, classiques ou non. L’objectif consiste à accroître les rendements
en maintenant ou en abaissant les coûts de production unitaires, plutôt que de se concentrer sur une réduction des émissions de GES. Au fur
et à mesure que les prix du pétrole et du gaz naturel augmentent, de nouvelles techniques et technologies d’amélioration de la production
deviendront de plus en plus viables. Bien que l’injection de CO2 ait été un projet pilote et constitue une technologie d’amélioration de la
production valable, on se demande encore si le CO2 injecté demeure stocké de manière permanente et si cette solution sera une forme de
réduction des émissions de GES socialement acceptable. Si on trouvait une solution à ces deux problèmes et qu’on développait un marché du
carbone et une infrastructure de captage et de transport du CO2, ce secteur technologique connaîtrait un véritable essor.
Captage, transport et stockage du CO2 : les principaux problèmes relativement au stockage de CO2 sont la capacité et la maturité
technique. D’une part, le stockage offre un énorme potentiel, la capacité des sites géologiques en Alberta étant évaluée à plus de 60 000
mégatonnes, ce qui suffit théoriquement pour les émissions de l’Alberta dans un avenir prévisible. Cependant, à l’heure actuelle, l’un des
principaux risques est l’incertitude que représente le stockage permanent du CO2 et l’acceptation du stockage de CO2 comme solution
permanente. D’autres projets de démonstration de surveillance sont nécessaires pour ajouter aux expériences du Canada, comme celle du projet
de récupération assistée des hydrocarbures par injection d’eau/CO2 à Weyburn, Saskatchewan. Parmi les autres risques relatifs aux technologies
de captage, de transport et de stockage du CO2 figurent : la valeur actuelle et future du CO2, la durée, de moyenne à longue, nécessaire au
développement et à l’introduction des technologies, les besoins en matière de développement de l’infrastructure pour soutenir les principales
technologies, et d’importantes exigences au chapitre de l’investissement. Les coûts actuels de captage du CO2 sont importants et constituent l’un
des principaux obstacles à surmonter pour procéder au captage, au transport et au stockage du CO2.
Production d’hydrogène à grande échelle : tel qu’il a été indiqué précédemment, le secteur de la production d’hydrogène à grande
échelle se concentre à court terme sur « l’amélioration des technologies du reformage du méthane à la vapeur ». Les technologies améliorées
de reformage du méthane à la vapeur font partie du secteur de l’efficacité énergétique. Dans l’optique de demeurer concurrentiel sur le plan
des coûts, la volonté d’améliorer l’efficacité énergétique constituerait un bon moyen de réduire ces derniers. On s’attend que les concédants de
licence pour la technologie du reformage du méthane à la vapeur pilotent les innovations technologiques et que l’industrie des sables bitumineux
cherche des technologies de l’hydrogène de rechange. 47 Étant donné que le reformage du méthane à la vapeur est une technologie d’ores et déjà
développée, on considère qu’à court terme, le risque global lié à l’investissement dans des technologies qui améliorent les processus actuels du
reformage du méthane à la vapeur est de faible à moyen.
4.5.2 Risques de l’industrie
Les nombreuses recherches dans la documentation et des consultations auprès des intervenants ont permis de définir un certain nombre de risques ou
problèmes généraux. La liste ne se veut pas exhaustive, mais représentative du segment du pétrole et du gaz naturel en amont au moment de l’analyse.
On considère que les obstacles et risques de l’industrie sont importants pour tous les secteurs technologiques. Le processus STAR a fait ressortir plusieurs
problématiques dont les plus importantes figurent au Tableau 11. Les risques qui y sont associés dépendent de la mesure dans laquelle ils sont résolus à
court terme.
Tableau 11 : Obstacles et risques sectoriels
No
Principaux problèmes
Raison de la sélection
1
Coûts de la technologie de stockage
du CO2 et incertitude quant à un
système d’échange des quotas
d’émissions de CO2
Les coûts de captage du CO2 sont prohibitifs. Ils doivent passer de 35 $ à 50 $ par tonne à 20 $ par
tonne pour que le captage puisse être déployé à grande échelle.* Les futures répercussions d’un
système d’échange des quotas d’émissions, qui octroie une valeur au CO2, sont inconnues. La valeur
du CO2 doit être suffisamment incitative pour attirer un investissement aussi élevé.
2
Importance
(de 1 à 10)
Urgence
(de 1 à 10)
9
9
Besoin d’une direction politique
La réglementation gouvernementale doit encourager le captage, le transport et le stockage de CO2
claire et d’incitatifs pour réduire les à grande échelle. La réglementation actuelle et les garanties passées données à l’industrie freinent
émissions de GES
l’adoption de technologies d’assainissement au coût plus élevé, du moins à court terme.
9
7
3
Acceptation sociétale du captage,
du transport et du stockage de CO2
comme technologie crédible de
réduction des émissions de GES
L’acceptation publique de la permanence du stockage du CO2 constitue un obstacle. La permanence
du stockage du CO2 doit être davantage établie grâce à de nouveaux projets de démonstration
de façon à gagner l’acceptation publique. Sans acceptation sociétale de la science qui permet le
stockage du CO2, l’adoption élargie n’est pas susceptible de se concrétiser.
8
7
4
Problématiques environnementales,
y compris la conservation et la
gestion de l’eau, la contamination
de l’air, l’ozone troposphérique et la
bonification des terres
« Les exploitants des sables bitumineux sont de gros consommateurs d’eau. Le retrait de l’eau
douce souterraine et les effets qui en découlent sur les aquifères d’eau douce, l’assèchement
de la tourbe aux fins d’opérations minières et les effets subséquents sur les zones humides et
l’eau souterraine, les quantités d’eau restreintes dans les bassins de résidus miniers ainsi que le
suintement des étangs, des houillères et des sites d’enfouissement dans les aquifères d’eau douce
suscitent des inquiétudes. » ** Il y a de plus en plus de pressions sociales, environnementales et
réglementaires pour réduire les répercussions environnementales de l’industrie du pétrole et du gaz
naturel.**
8
7
5
Tarification du gaz naturel
« L’industrie canadienne des sables bitumineux fait face à plusieurs problèmes liés aux coûts…
Les prix du gaz naturel ont énormément augmenté. Les projets de sables bitumineux sont de gros
consommateurs d’énergie, dont la plus grande partie provient habituellement du gaz naturel… »
Cette tendance a été exacerbée par les dépassements de coûts de récents projets.** Le gaz naturel
est la principale source d’hydrogène (utilisée pour la valorisation), surtout par la méthode du
reformage du méthane à la vapeur. La dépendance accrue à l’égard du gaz naturel comme source
d’hydrogène n’est pas viable, compte tenu du prix et des problèmes d’approvisionnement.
8
6
6
Réduction des émissions globales
brutes de GES par rapport à
la réduction de l’intensité des
émissions de GES
Étant donné l’augmentation prévue de la production, on s’attend que les émissions brutes de
GES augmentent aussi de manière importante. Bien que l’intensité des émissions (tonnes/baril
en équivalents-CO2) puisse décliner à court terme, en particulier pour ce qui est des sables
bitumineux, une intensité réduite, à elle seule, ne devrait avoir que des répercussions limitées sur
les émissions brutes de GES, si on tient compte du taux projeté d’augmentation de la production.
Les investissements dans des technologies de réduction des émissions de GES pourraient
n’avoir que des répercussions limitées sur la réduction globale des émissions de GES au Canada.
Cependant, si le captage, le transport et le stockage de CO2 sont largement utilisés à plus long
terme, la réduction des émissions globales brutes de GES devrait être réalisable.
8
4
* The Capture and Storage of Carbon Dioxide Emissions. Ressources naturelles Canada, 2000
** Oil Sands Supply Outlook, Étude no 108, CERI. Mars 2004
5
Conclusions et priorités d’investissement
5.1
Court terme
5.1.1 Investissements technologiques
Les résultats de l’analyse indiquent que le secteur de l’efficacité énergétique figure au haut de la liste. Les technologies d’efficacité énergétique
sont des technologies « fondamentales » plutôt que des technologies d’« aval » et tout au long des évaluations du schéma de cheminement de TDDC,
les technologies fondamentales se révèlent généralement les plus durables et en définitive les plus économiques. Certaines des technologies d’autres
regroupements figurent également sous « Efficacité énergétique » (voir la liste ci-dessous) parce que les secteurs ont des points communs. Le secteur de
l’efficacité énergétique est celui qui devrait connaître le moins d’obstacles pour la mise en marché.
Cette évaluation est également conforme à l’opinion des experts de l’industrie selon laquelle les technologies d’efficacité énergétique sont celles qui
auront le plus grand potentiel de réduction des émissions de GES, c’est-à-dire en pourcentage des émissions actuelles ou prévues sur lesquelles les
technologies peuvent intervenir. Les technologies de captage, de transport et de stockage de CO2 suivent de près, en deuxième position. Cependant,
comme il a déjà été indiqué plus haut, les répercussions se font sentir à plus long terme, et il convient d’examiner de plus près les problèmes de sécurité
et de santé.
5.1.2 Priorités d’investissement
Des technologies examinées dans cette étude, les suivantes sont celles qui offrent le plus grand potentiel d’investissement à court terme pour
TDDC. Cependant, cette liste ne se veut pas exclusive et TDDC considérera les investissements dans d’autres technologies du segment de l’industrie
pétrolière et gazière en amont comme appropriés et justifiés. Cette liste se veut « dynamique » et évoluera au fur et à mesure des innovations
technologiques.
• Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour la production de vapeur et de solvants chauffés qui réduisent les coûts
d’énergie et les émissions de GES grâce à de meilleurs brûleurs/chaudières, une combustion plus propre du bitume et de nouveaux procédés
exothermiques.
• Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), p. ex., pressions de
vapeur moins élevées pour le DGMV.
• Sables bitumineux (sur place) – biovalorisation des pétroles lourds dans des conditions de basses températures et de basses pressions, avec
une sélectivité accrue des types de liaisons chimiques visées, augmentant ainsi l’efficacité énergétique et réduisant les émissions de GES.
• Sables bitumineux (exploitation minière) – améliorations technologiques basées sur l’exploitation minière des procédés de séparateur
primaire, réduisant la sensibilité à la température de traitement (> 35 degrés C requis), réduisant ainsi les besoins énergétiques.
• Sables bitumineux (exploitation minière) – procédés technologiques basés sur l’exploitation minière qui réduisent grandement l’utilisation
nette d’eau et, par conséquent, d’énergie. Le procédé Tar Sands Combine en est un exemple. • Sables bitumineux – amélioration des technologies du reformage du méthane à la vapeur pour augmenter l’efficacité. Parmi les nouvelles
idées figurent : des chambres de combustion sous pression, des reformeurs chauffés à l’hélium, des reformeurs chauffés à l’électricité, du
reformage par bain fondu et du reformage par séparation intégrée de l’hydrogène.
• Pétrole classique/sables bitumineux (sur place) – amélioration de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par injection de CO2.
• Sables bitumineux (sur place) – technologies améliorées pour le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), p. ex., pressions de
vapeur moins élevées pour le DGMV.
• Sables bitumineux (sur place) – extraction au solvant, p. ex., amélioration de l’extraction par vapeur de solvant, VAPEX.
• Sables bitumineux (sur place) – processus hybrides de traitement thermique/solvants, p. ex., drainage par gravité au moyen de solvants
(DGMS), drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV).
• Gaz naturel – amélioration de la récupération de gaz naturel assistée par injection de CO2.
Captage, transport et stockage du CO2
• Amélioration des méthodes de captage du CO2 – absorption chimique (c.-à-d. amine) et physique des solvants, c.-à-d. séparation postcombustion.
• Amélioration des méthodes de captage du CO2 – séparation par membrane et à basse température, c.-à-d. séparation postcombustion.
• Amélioration des méthodes de captage du CO2 – procédés hybrides membrane/amine.
• Amélioration du reformage du méthane à la vapeur afin d'augmenter l'efficacité; les idées émergentes incluent: des chambres de combustion
sous pression, des reformeurs chauffés à l'hélium, des reformeurs chauffés à l'électricité, du reformage par bain fondu et du reformage par
séparation intégrée de l’hydrogène.
5.1.3 Répercussions de la durabilité
5.1.3.1 Répercussions économiques
On s’attend que l’industrie pétrolière et gazière en amont connaisse une énorme croissance (principalement en raison des projets de développement des
sables bitumineux) qui contribuera de manière importante à la richesse économique de l’ensemble du Canada. Les investissements dans les technologies
prioritaires d’efficacité énergétique pour ce secteur peuvent engendrer une productivité accrue (p. ex., en matière d’exploitation et d’entretien, de
production, et de coûts de traitement éludés au chapitre de l’air, de l’eau et des déchets dans l’environnement) dans les entreprises, qui contribue à court
terme à son tour à une plus grande compétitivité dans l’industrie.
5.1.3.2 Répercussions environnementales
Les technologies les mieux classées devraient engendrer le plus de répercussions dans le domaine de la réduction des émissions de GES car on considère
que la plupart des technologies améliorent l’efficacité énergétique. Certaines technologies pourraient aussi permettre de réduire l’utilisation d’eau en
raison des réductions énergétiques qui y sont associées. Les diminutions de perturbation du sol liées aux technologies les mieux classées devraient être
mineures.
Étant donné l’augmentation de la production prévue, les émissions brutes de GES devraient s’accroître de manière importante, rendant les investissements
dans les technologies et l’infrastructure d’assainissement des émissions de GES essentiels aux efforts canadiens pour atteindre une durabilité
environnementale. Bien que l’intensité des émissions (tonnes/baril en équivalents-CO2) puisse décliner à court terme, en particulier pour ce qui est des
sables bitumineux, une intensité réduite, à elle seule, ne devrait avoir que des répercussions limitées sur les émissions brutes de GES, si on tient compte du
taux projeté d’augmentation de la production.
5.1.3.3 Répercussions sociétales
Les innovations technologiques au chapitre de l’efficacité énergétique devraient avoir des répercussions sociétales positives (p. ex., développement de
compétences locales), car on ferait « plus avec moins ». Les technologies prioritaires d’efficacité énergétique qui ont été définies pourraient engendrer
des avantages pour la santé et les écosystèmes, car elles réduiraient les principaux contaminants atmosphériques comme le dioxyde de soufre, les oxydes
d’azote et les particules. Cependant, on s’attend que ces avantages soient limités, étant donné l’augmentation prévue de la production. Il convient de
quantifier systématiquement les avantages pour la santé et les écosystèmes (plutôt que de les qualifier) dans l’analyse d’investissement, de façon à en
souligner la valeur.
5.1.4 Risques
Les technologies d’efficacité énergétique étant prioritaires, les risques sont relativement bas, car les avantages économiques ne se concrétisent pas
seulement par la réduction des émissions de GES, mais aussi par des résultats économiques unitaires plus élevés.
5.2
Long terme
5.2.1 Investissements technologiques
Certaines occasions d’investissement à long terme pourraient avoir une incidence déterminante sur la réduction des émissions de GES, mais elles sont
en général moins développées, et pourraient nécessiter des années encore pour être entièrement commercialisées. Les investissements à un stade
préliminaire dans ces technologies doivent débuter maintenant pour répondre aux exigences du Canada à long terme.
5.2.2 Marché
La clarification des valeurs et des marchés du carbone au Canada ainsi que la résolution de la permanence du CO2 capturé pourraient faire en sorte que
le marché à long terme soit dominé par la production d’hydrogène à grande échelle tiré de la gazéification, de la récupération assistée des hydrocarbures
et du gaz naturel par injection de CO2, et par le captage, le transport et le stockage de CO2. Il est important de noter que des projets pilotes et des tests
sont en cours ou sont prévus dans un proche avenir pour toutes ces méthodes et que leur succès sera essentiel au développement des systèmes et de
l’infrastructure. L’importance relative de ces secteurs technologiques dépendra de la direction réglementaire adoptée et de l’orientation future prise par
le gouvernement relativement au rôle attendu de l’industrie pétrolière et gazière dans la contribution aux objectifs de réduction des émissions du Canada
à court et à long terme. Malgré l’incertitude quant à la direction à adopter en matière de réglementation et de politique, des investissements précoces à
court terme détermineront l’efficacité de ces futures possibilités.
5.2.3 Occasions d’investissement
L’analyse des occasions d’investissement à court terme a permis d’établir une liste des principales occasions d’investissement technologique à long
terme, voir Tableau 12, qui se fonde sur les indicateurs préliminaires inscrits dans la documentation examinée. Cette liste ne se veut pas exhaustive et
les technologies ne sont pas classées par ordre de priorité, car de nombreux facteurs politiques, économiques et technologiques restent incertains à ce
stade. Même si l’étendue et l’échéancier ne correspondent pas au mandat de TDDC, un investissement et un soutien du secteur public restent essentiels.
Tableau 12 : Exemples d’occasions d’investissement technologique à long terme
Secteur technologique
Occasions définies d’investissement technologique
Sables bitumineux – sur place (extraction et valorisation) – Méthodes plus économes en énergie pour séparer les éléments de base, selon les
incompatibilités de phase induites par l’utilisation de certains solvants à des conditions supercritiques, ou s’approchant de celles-ci, afin de diminuer les
besoins en énergie.
Sables bitumineux – sur place (extraction et valorisation) – Procédé technologique utilisant des catalyseurs à basse température qui favorisent la
rupture des liaisons carbone-carbone, dans le but de réduire les besoins en énergie et les pertes d’énergie et d’augmenter le rendement en liquide.
Sables bitumineux – sur place (extraction et valorisation) – Technologie de purification des dégagements gazeux (p. ex., les membranes) qui utilise
les mêmes températures et pressions que celles employées dans les procédés de valorisation ou de conversion, réduisant ainsi les coûts et augmentant
l’efficacité énergétique.
Sables bitumineux – Procédé technologique de séparation du bitume basé sur l’exploitation minière qui est plus efficace et qui réduit la quantité de
bitume perdu dans l’eau et les résidus.
Sables bitumineux – Équipement d’extraction mobile basé sur l’exploitation minière (pour remplacer les cuves de traitement actuelles qui sont vastes
et fixes) réduisant ainsi les distances de manipulation du front de taille jusqu’au séparateur primaire.
stockage du CO2 Méthodes améliorées de captage du CO2 – Matériaux spécifiques d’adsorption physique solide du CO2.
Méthodes améliorées de captage du CO2 – Procédé de séparation des hydrates de CO2 pour les gaz de synthèse (technologie émergente).
Méthodes améliorées de captage du CO2 – Système de transfert d’énergie par sorbants.
Technologie avancée de stockage géologique (stockage non productif seulement, pas de réutilisation) dans des réservoirs de pétrole et de gaz naturel
épuisés ou dans des aquifères.
Amélioration de
la production
Sables bitumineux (sur place) – Processus de récupération de sables bitumineux THAI (Toe to Heel Air Injection).
Sables bitumineux (sur place) – Combustion ou gazéification sur place pour chauffer les réserves et mobiliser le bitume.
Sables bitumineux (sur place) – Procédé catalytique dans les colonnes d’extraction (p. ex., procédé CAPRI – procédé THAI modifié) pour une production
moins énergivore.
Sables bitumineux (sur place) – Méthodes à faible vapeur ou sans vapeur afin de mobiliser le réservoir à l’aide d’un chauffage électrique à induction
ou de l’énergie micro-onde, pour une production plus économe en énergie des réserves exploitables de profondeur intermédiaire.
Sables bitumineux (sur place) – Utilisation de microbes pour réduire la viscosité ou valoriser partiellement le bitume avant la production.
Sables bitumineux (sur place) – Technologie pour un dénoyage rapide des résidus fins (p. ex., l’utilisation de l’injection de CO2 comme coagulant afin
d’améliorer l’épaississement des résidus).
Production
d’hydrogène à grande
échelle
Gazéification pour production d’hydrogène à grande échelle.
Utilisation du nucléaire pour la production d’hydrogène à grande échelle et l’énergie.
Cycles thermiques afin de créer de l’hydrogène à partir de carburant fossile et d’énergie nucléaire par des procédés thermochimiques.
5.2.4 Répercussions de la durabilité
5.2.4.1 Répercussions économiques
Les répercussions économiques des occasions d’investissement à long terme ne sont pas encore claires. Des problématiques comme les coûts assumés
par le gouvernement pour les permis et les crédits associés aux émissions de GES ainsi que les engagements internationaux à long terme de réduction de
ces émissions, laissent une grande part d’incertitude quant au rendement potentiel du capital investi dans les technologies et l’infrastructure de réduction
des émissions de GES.
Cependant, le secteur de la production d’hydrogène à grande échelle continuera à développer des solutions de rechange au reformage du méthane à la
vapeur et des améliorations, car les pressions à la hausse sur les prix du gaz naturel (les matières premières pour le reformage du méthane à la vapeur) et
le déclin des réserves de gaz naturel engendrent des pressions économiques croissantes pour les usines de traitement.
5.2.4.2 Répercussions environnementales
Les solutions de rechange actuelles au gaz naturel pour la production d’hydrogène à grande échelle (p. ex., la gazéification des résidus du charbon et
des sables bitumineux) résulteront en une augmentation importante du taux d’émissions de GES par unité de production, à moins que la science de
la séquestration du CO2 (le stockage) puisse faire ses preuves et être mise en œuvre. La gazéification offre une source de CO2 à forte concentration et
à volume élevé pour le captage, le transport et le stockage de CO2 ainsi que pour les marchés de récupération assistée des hydrocarbures et du gaz
naturel. Les répercussions sur la réduction des eaux pourraient être importantes si certaines des technologies de production assistée qui utilisent peu ou
pas d’eau, comme le procédé THAI, devenaient des pratiques largement répandues.
5.2.4.3 Répercussions sociétales
Le procédé de captage, de transport et de stockage de CO2 pourrait permettre de réduire une grande partie des émissions de GES dans l’industrie
pétrolière et gazière en amont. Si le Canada doit devenir un acteur clé dans le domaine du captage, du transport et du stockage de CO2, on s’attend à la
création locale d’occasions d’emploi pour les personnes compétentes dans ce domaine.
5.2.5 Risques
On s’attend que le risque lié au développement soit élevé pour les technologies à long terme parce qu’un grand nombre d’entre elles en sont
actuellement à l’étape de la démonstration ou de l’investissement préliminaire. Il est prévu, cependant, que l’incertitude associée à la réglementation
régissant les objectifs de réductions des émissions de GES, relativement au secteur et à la valeur du CO2, disparaisse en grande partie à court terme.
Reportez-vous au Tableau 13 pour un résumé des risques liés aux occasions d’investissement à long terme.
Tableau 13 : Risques liés aux occasions à long terme
Secteur technologique
Risques à long terme
Aucun risque important n’a été décelé, car on considère que l’investissement dans l’efficacité énergétique offre des occasions
d’améliorer la productivité et la compétitivité des entreprises.
On s’attend que la demande d’occasions d’efficacité énergétique continue à augmenter, à mesure que l’approvisionnement
énergétique et les coûts de production à la hausse posent de plus en plus un problème.
Captage, transport et stockage du CO2 Incertitude quant aux engagements à long terme relatifs à la réduction des émissions de GES.
Incertitude quant à la réglementation gouvernementale sur le captage, le transport et le stockage de CO2.
Capacité d’obtenir des coûts de captage du CO2 intéressants.
Confirmation de la permanence du stockage de CO2.
Acceptation sociale du stockage de CO2 comme mécanisme technologique de réduction des émissions de GES.
L’investissement dans les technologies pourrait être perdu si le secteur se tourne vers d’autres technologies d’amélioration de la
production qui ne sont pas encore connues.
Bien que l’intensité des émissions (p. ex., baril/équivalents- CO2) puisse décliner à court terme, l’accélération de la production dans
le futur pourrait annuler ces effets positifs, en raison de l’augmentation des émissions brutes de GES générées par une plus grande
production du secteur pétrolier et gazier en amont.
Production d’hydrogène à grande échelle Dans le cas de la gazéification pour la production d’hydrogène à grande échelle, le procédé de captage, de transport et de stockage
du CO2 est nécessaire pour stocker de plus importantes quantités d’émissions nettes de CO2 par la gazéification, comparativement
au reformage du méthane à la vapeur.
Dans le cas de l’utilisation du nucléaire pour la production d’hydrogène à grande échelle et l’énergie, une incertitude demeure
quant à l’acception politique et sociale, le faible rendement économique quand on tient compte de tous les coûts du cycle de vie, y
compris l’élimination et le déclassement des déchets, et les longues périodes de mise en œuvre.
6
Sommaire
6.1
Données sur la stratégie nationale
En se fondant sur la documentation rendue publique et les commentaires des intervenants de l’industrie, il a été suggéré que TDDC pouvait offrir une contribution ou
des commentaires pour répondre à plusieurs besoins actuels en matière de stratégie nationale. Le Tableau 14 résume les répercussions que les investissements à court
et à long termes peuvent avoir sur la stratégie nationale du Canada qui consiste à réduire les répercussions environnementales de l’industrie pétrolière et gazière
en amont. L’émergence réussie des technologies durables au Canada dépendra en grande partie de la résolution d’un certain nombre de problèmes non techniques.
Les investissements de TDDC dans le segment pétrolier et gazier en amont peuvent influencer la réponse à divers besoins nationaux, comme l’illustre le Tableau 14.
Tableau 14 : Besoins stratégiques nationaux et répercussions possibles
Besoins stratégiques nationaux
Répercussions possibles
Renforcer le rôle du Canada comme intervenant
dans les technologies de captage, de transport
et de stockage de CO2, et se renseigner sur
les occasions de participer à des systèmes
d’échange des quotas d’émissions de CO2
L’investissement dans des technologies qui permettent de réduire les coûts du captage de CO2 pourrait aider à accélérer l’adoption
commerciale de ces technologies.
Les investissements pourraient engendrer une percée dans les innovations des technologies de captage du CO2 qui baissent les coûts, ce
qui placerait le Canada dans une meilleure position pour participer à des systèmes d’échange des quotas d’émissions de CO2 susceptibles
de se développer dans le futur.
Si ces technologies sont développées en temps opportun, plus d’entreprises pourraient participer à l’échange du produit.
Le choix probable de sources internes d’énergie pour remplacer le gaz naturel tendra vers une quantité d’émissions encore plus élevée. Les
investissements dans le secteur des technologies de captage, de transport et de stockage du CO2 pourraient minimiser les augmentations
d’émissions de GES anticipées.
Donner une direction politique claire au
niveau fédéral et des incitatifs pour réduire les
émissions de GES
L’industrie a indiqué qu’elle a besoin d’une direction politique cohérente et claire, ainsi que d’incitatifs pour réduire les émissions de GES.
Le Cleaner Hydrocarbons Report indique que « pour ce qui est du leadership dans l’industrie, durant la dernière décennie, la plupart des
grandes sociétés ont abandonné la recherche fondamentale qu’elles laissent aux laboratoires gouvernementaux et nationaux, ou aux
universités… ».
TDDC peut jouer un rôle d’investisseur dans les technologies de réduction des émissions de GES durant les phases de développement et
de démonstration d’un projet.
Vérifier la permanence du stockage du CO2 et
développer des protocoles pour le captage, le
transport et le stockage de CO2
Avec de nouveaux projets d’envergure comme le projet de récupération assistée des hydrocarbures par injection d’eau/CO2 à Weyburn,
Saskatchewan, le Canada a « le potentiel de jouer un rôle plus déterminant, peut-être même de leader, dans l’élaboration de protocoles
qui seraient acceptés à l’échelle nationale et internationale, relativement au contrôle et à la vérification de tonnes de CO2 stockées dans
différents milieux géologiques ».
Les investissements dans des technologies qui confirment la permanence du stockage du CO2 aideront à positionner le Canada comme
joueur dans ce secteur.
Les investissements dans des projets de développement et de démonstration permettront également de gagner l’acceptation du public
quant au captage, au transport et au stockage de CO2 comme technologie crédible et sûre de réduction des émissions de GES.
Réduire les répercussions environnementales du
secteur pétrolier et gazier en investissant dans
un développement technologique approprié
(p. ex., conservation et gestion de l’eau,
contamination de l’air, ozone troposphérique et
bonification des terres)
Les investissements dans des technologies qui réduisent considérablement l’utilisation d’eau (p. ex., le procédé Tar Sands Combine)
aideront à réduire les répercussions environnementales du secteur pétrolier et gazier.
Les investissements dans des technologies « plus propres » démontreront aussi au public que le gouvernement reconnaît le besoin de
réduire les répercussions environnementales de l’industrie pétrolière et gazière.
Conserver les ressources naturelles et réduire la
consommation d’énergie
En raison des coûts de production accrus, de l’augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que de l’incertitude quant aux
engagements liés aux émissions de GES, le secteur technologique de l’efficacité énergétique prend une place encore plus importante.
Le Oil Sands Technology Roadmap indique que 15 % des émissions liées au cycle de vie de l’étape de production des projets de sables
bitumineux proviennent principalement de l’utilisation de la haute énergie pour la récupération du bitume. La réduction de l’énergie est
citée comme cible principale de réduction des coûts globaux.
On s’attend à une demande de technologies améliorées du reformage du méthane à la vapeur, étant donné que le reformage du méthane
à la vapeur dépend en grande partie de l’approvisionnement en gaz naturel et des prix de ce dernier, et qu’il s’agit d’une technologie
dominante dans ce secteur. Les investissements pourraient aider à accélérer la commercialisation des technologies améliorées de
reformage du méthane à la vapeur.
Tableau 14 : Besoins stratégiques nationaux et répercussions possibles (suite)
Besoins stratégiques nationaux
Répercussions possibles
Augmenter la productivité et la compétitivité
de l’industrie canadienne
L’existence de liens a été démontrée entre, d’une part, la commercialisation et l’adoption de nouvelles technologies économes en énergie
et, d’autre part, la stimulation de la productivité et de la croissance économique.
TDDC peut jouer un rôle déterminant dans l’accélération de la commercialisation des technologies économes en énergie dans le secteur
pétrolier et gazier. Dans la plupart des cas, les avantages seront plus élevés que prévus, étant donné qu’un grand nombre des avantages
connexes et liés à la productivité ne sont pas pris en compte dans les modèles courants de retombées utilisés pour évaluer la rentabilité
des mesures d’efficacité énergétique.
Ainsi, le programme sur les technologies énergétiques industrielles du Département de l’énergie des États-Unis a signalé que durant la
seule année 2003, 91 technologies d’efficacité énergétique commercialisées (dans différents secteurs industriels) ont permis de réaliser
121 billions de BTU en économies d’énergie mesurées. Le rôle principal du programme consiste à investir dans des projets d’efficacité
énergétique à risque et valeur élevés portant sur la recherche, le développement et la démonstration, qui stimulent la productivité et la
croissance économiques. À la suite de l’adoption d’une technologie commercialisée, l’industrie a également tiré d’importants avantages de
la productivité accrue qui en a découlé.
Il est possible d’améliorer le rendement du capital investi en commercialisant de nouvelles techniques d’extraction à plus faible intensité
d’énergie, pour les sables bitumineux en particulier, étant donné les besoins en haute énergie pour l’extraction sur place.
6.2
Priorités d’investissement de TDDC
6.2.1 Allocation des fonds
Au cours de tous ses cycles de financement, TDDC a alloué 50 M $ au segment pétrolier et gazier pour de nouvelles technologies au stade du
développement ou de la démonstration, qui procurent des avantages environnementaux et économiques au Canada. En date de 2006, TDDC s’est engagée
à verser plus de la moitié de cette somme (27 M$) à huit projets liés au pétrole et au gaz naturel en amont ainsi qu’un montant additionnel de 6,2 M$ à
deux technologies habilitantes offrant des avantages directs pour l’industrie pétrolière et gazière. Le positionnement relatif sur le marché de ces projets est
illustré à la Figure 17.
Figure 17 : Position préliminaire sur le marché CO2 Solution
Hatch, PTRC, Gradek,
Suncor,
Synodon, PDT, TSC
MinMiner
Technologies Ltd. CCR Technologies Ltd.
QuestAir
Efficacité économique
ÉLEVÉE
MOYENNE
stockage du CO2
Production d’H2
FAIBLE
MOYEN
ÉLEVÉ
Temps d’accès au marché
TDDC s’attaque activement aux priorités qui ont été définies par le processus STAR. Cependant, avant d’investir, TDDC doit prendre en compte plusieurs
paramètres importants :
• Les investissements basés sur les technologies doivent être synchronisés avec des projets d’infrastructure beaucoup plus grands et les
investissements dans de nouvelles technologies doivent pouvoir respecter les cycles de planification des immobilisations de l’industrie.
Les investissements de TDDC dans la démonstration de technologies sont généralement limités par rapport à l’ensemble de l’infrastructure
requise. Une contribution importante de l’industrie est nécessaire et pourrait résulter en une contribution en pourcentage moins élevée de TDDC
sur la valeur globale du projet. Les possibilités à plus long terme devront être appuyées par d’autres financements du secteur public pour qu’une
masse critique soit atteinte.
• L’expérience a montré que l’industrie pétrolière et gazière en amont dispose d’un créneau très restreint pour introduire une nouvelle technologie
en raison de l’influence des prix fluctuants du pétrole et du gaz naturel ainsi que du cycle de planification des projets d’immobilisations. Ce
paramètre peut avoir des incidences sur la capacité d’offrir un développement technologique et des résultats en temps opportun. Ainsi, trouver
des partenaires appropriés aux fins de démonstration qui peuvent segmenter une partie de leurs activités pour faire la démonstration d'une
nouvelle technologie sera essentiel à la réussite de tout investissement dans une nouvelle technologie.
• Plusieurs technologies sont comprises dans les quatre grands secteurs prioritaires. Étant donné les différents procédés, TDDC a essayé d’extraire
les principales catégories de procédés. TDDC restera ouverte à toute approche technique, mais il ne sera pas nécessaire de financer toutes les
variations des approches des exploitants pour démontrer la viabilité commerciale d’une nouvelle technologie. Étant donné les problèmes décelés
ci-dessus relativement aux hôtes des démonstrations, TDDC continuera à adopter une approche « premier arrivé, premier servi » envers les
technologies qui répondent aux objectifs de base soulignés dans les priorités définies et qui affichent d’autres mérites concurrentiels, comme une
gestion solide, etc.
• TDDC favorisera les projets qui s’intéressent aux trois secteurs de durabilité : sols, air et eau.
7
Remerciements
7.1
TDDC remercie les intervenants suivants
TDDC aimerait remercier les personnes suivantes pour l’information technique qu’elles ont donnée ainsi que pour leur participation aux différents groupes
de travail des intervenants et aux entrevues. Le présent rapport a été rédigé pour TDDC grâce à la collaboration du personnel de TDDC et de consultants
de l’industrie. Nous aimerions remercier spécialement tous les organismes qui ont appuyé la recherche et les rapports à la base de ce document et dont il
est fait mention dans ce dernier.
Adams, Malcolm T.D.
ARC Financial
Amey, Allan F.
Climate Change Central
Bruchet, P. Douglas
Canadian Energy Research Institute
Forsyth, Bryan
BP Canada
Gradek, John
Énergie Gradek Inc.
Gradek, Thomas
Énergie Gradek Inc.
Gaudet, Denis
Petroleum Technology Alliance Canada
Heath, Michelle
The CO2 Hub
Hyndman, Rick
Association canadienne des producteurs pétroliers
Kaufman, Stephen
Suncor Energy
Kirby, Mark
QuestAir Technologies Inc.
Kristoff, Brian
Saskatchewan Research Council
Lukacs, Joe
CETAC – West
Mankowski, Paul
Syncrude Canada
McCulloch, Matthew
The Pembina Institute for Appropriate Development
Mikula, Randy
Centre de la technologie de l’énergie de CANMET - Devon
Murray, Phil
Alberta Research Council
Oliver, Robert
Pollution Probe
Oxenford, John
Titanium Corporation
Peters, Trevor
TSC Company Ltd.
Protti, Gerry
EnCana Corporation
Rizzoli, Eryn
Petroleum Technology Alliance Canada
Sadorra, Ronnie
Shell Canada Limitée
Shaigec, Doug
TransCanada Corporation
Singleton, Mike
Suncor Energy
Stevens, Brian
EnCana Corporation
Szmurlo, Chuck
Enbridge
8
Notes en fin de texte
8.1
Liste exhaustive des notes de renvoi
1 Le potentiel perturbateur est le degré de répercussions positives qu’une technologie donnée exercerait sur son secteur ou ses secteurs adjacents (voire non connexes) si elle était
pleinement commercialisée. Les technologies perturbatrices modifient complètement la façon dont les industries fonctionnent ou dont les biens et services sont produits.
2 En règle générale, les grands secteurs économiques suivent le Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN), à l’exception du secteur de l’utilisation
d’énergie qui a permis de saisir les secteurs de technologie portant sur l’efficacité énergétique (principalement dans les activités industrielle et manufacturière, résidentielle et
commerciale). Même si selon certaines définitions, la transmission et la distribution du gaz sont également comprises dans le secteur en amont, elles n’ont pas été incluses
ici. Les sources d’information examinées n’ont pas défini de nouvelles possibilités technologiques importantes relativement à la réduction des émissions dans la transmission et la
distribution du gaz naturel. Par conséquent, dans le présent rapport d’investissement, l’accent a surtout été mis sur les trois segments énumérés précédemment. Des possibilités
précises de transmission et de distribution du gaz pourront être analysées ultérieurement.
3 Oil Sands Technology Roadmap. Alberta Chamber of Resources. 30 janvier 2004.
5 Net Cost Curves for Reduction of Greenhouse Gas Emissions by the Upstream Oil and Gas Industry. Jacques Whitford/Clearstone Analysis: Upstream Emission Reduction Cost Analysis.
Jacques Whitford Environment Limited/Clearstone Engineering 1999.
6 Climate Change – The Upstream Oil and Natural Gas Industry’s Contribution to Canada’s Debate on Climate Change and the Kyoto Protocol. Association canadienne des producteurs
pétroliers.
pétroliers.
8 Our Petroleum Challenge. Seventh Edition. Canadian Centre for Energy Information. 2004.
11 The Oil Sands of Canada. Raymond James Equity Research Canada, 2005.
12 Association canadienne des producteurs pétroliers, 2005. Présentation de Greg Stringham. Mars 2005.
16 Environnement Canada, Base de données GES. Total de 719 Mt (équivalents-CO2) et 115 Mt (équivalents-CO2) pour le secteur pétrolier et gazier en amont
http://www.ec.gc.ca/pdb/ghg/inventory_report/2003_report/ta8_2_e.cfm (consulté le 28 mars 2006) et
http://www.ec.gc.ca/pdb/ghg/inventory_report/2003_report/ta10_1_e.cfm (consulté le 28 mars 2006).
pétroliers. Février 2002.
18 Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever – The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005.
27 Troubled Waters, Troubling Trends. Pembina Institute. Mai 2006, et information fournie par New Paradigm Engineering Ltd. Juin 2006.
28 Troubled Waters, Troubling Trends. Pembina Institute. Mai 2006.
32 Dan Woynillowicz et al. Oil Sands Fever – The Environmental Implications of Canada’s Oil Sands Rush. Pembina Institute. Novembre 2005. Données originales tirées de : Alberta
Environment.
36 Troubled Waters, Troubling Trends. Pembina Institute. Mai 2006.
37 Le terme « stockage » de CO2 est utilisé au lieu du terme « séquestration » afin d’éviter la confusion avec les stratégies de boisement.
38 The Future Role of CO2 Capture and Storage - Results of the IEA-ETP Model. Dolf Gielen. Agence internationale de l’énergie. Novembre 2003.
39 Oil Sands Technology Roadmap. Alberta Chamber of Resources. 2004.
41 Cleaner Hydrocarbons Report. Cleaner Hydrocarbon Technology Futures Group. 2004. Oil Sands Technology Roadmap. Alberta Chamber of Resources. 2004. The Future Role of CO2
Capture and Storage. Dolf Gielen. Agence internationale de l’énergie. 2003. Jacques Whitford/Clearstone Analysis: Upstream Emission Reduction Cost Analysis. Jacques Whitford et
Clearstone Engineering Ltd. 1999. Oil Sands Supply Outlook. Study No. 108. Canadian Energy Research Institute. Mars 2004.
42 Oil Sands Technology Roadmap. Alberta Chamber of Resources. Janvier 2004.
43 The Future Role of CO2 Capture and Storage - Results of the IEA-ETP Model. Dolf Gielen. Agence internationale de l’énergie. Novembre 2003, et Cleaner Hydrocarbons Report. Cleaner
Hydrocarbon Technology Futures Group. 2004.
44 Ressources naturelles Canada souligne que les coûts d’un nouveau projet de démonstration du captage et du stockage du CO2 pourraient s’élever à 700 millions $. The Capture and
Storage of Carbon Dioxide Emissions. Ressources naturelles Canada. 2001. L’Agence internationale de l’énergie signale que les coûts d’usines d’essai de captage et de stockage de CO2
pourraient être de l’ordre de plusieurs milliards de dollars. The Future Role of CO2 Capture and Storage. Dolf Gielen. Agence internationale de l’énergie. 2003.
46 TDDC définit le « potentiel perturbateur » comme étant le degré de répercussions positives qu’une technologie donnée exercerait sur son secteur ou ses secteurs adjacents (voire
non connexes) si elle était pleinement commercialisée. Les technologies perturbatrices modifient complètement la façon dont les industries fonctionnent ou dont les biens et
services sont produits.
Technologies du développement durable Canada
a pour mission d’agir comme catalyseur principal
pour la construction de l’infrastructure technologique
du développement durable au Canada.
www.sdtc.ca

Combustible traditionnelpropre — pétrole et gaz naturel

Transcription

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