Aperçu du marché : L’infrastructure pipelinière du Canada « verdit »

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Date de diffusion : 2022-01-12

Le secteur pétrolier et gazier du Canada était le plus grand émetteur de gaz à effet de serre («  GES ») en 2019, totalisant 191,4 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »)Note de bas de page1, soit 26,2 % des émissions canadiennes de gaz à effet de serre (« GES »). De ce total, 10,7 Mt d’éq. CO2 provenaient des activités liées au transport par pipeline, soit la combustion de gaz aux stations de compression et les émissions fugitives de gaz*. De nombreuses sociétés pipelinières s’efforcent de réduire leur empreinte carbone en électrifiant leurs stations de compression, en améliorant la détection des fuites et en récupérant la chaleur qui est perdue.

Les stations de compression sont aménagées le long des gazoducs pour repressuriser le gaz et en permettre le transport sur de longues distances en tenant compte des changements d’élévation. Le plus souvent, ces stations sont alimentées par du gaz naturel extrait du gazoduc, ce qui représente une énorme quantité d’énergie et produit des émissions de GES. Ces émissions pourraient être réduites ou éliminées grâce à l’électricité, à condition que celle-ci provienne d’une source à faibles émissions de carbone plutôt que du gaz naturel. Pour les oléoducs, on a le plus souvent recours à des moteurs électriques pour alimenter l’équipement de pompage qui pressurise le pétrole brut et, par conséquent, les émissions de GES sont moindres que dans le cas des gazoducs.

En 2019, les émissions associées au transport par pipelineNote de bas de page2, principalement dans les stations de compression, ont totalisé 8,3 Mt* d’éq. CO2Note de bas de page3. Selon le Rapport d’inventaire national, le transport du gaz naturel de l’Ouest canadien vers l’est du pays était le principal contributeur des émissions reliées au transport par pipeline. La quantité de gaz transportée d’ouest en est a diminué depuis 1999, supplantée par les importations en provenance du nord-est des États-Unis. Cette proximité a réduit l’utilisation des stations de compression et a donc contribué à une diminution des émissions des gazoducs, qui sont passées de 12,6 Mt d’éq. CO2 en 1999 à 5,6 Mt en 2011 (figure 1).

Figure 1 – Émissions canadiennes de GES attribuables au transport par pipeline, de 1990 à 2019

Source et Description

Source : Environnement et Changement climatique Canada, Inventaire officiel des gaz à effet de serre du Canada – Portail du gouvernement ouvert

Description : Ce graphique montre l’évolution des émissions de gaz à effet de serre liées à l’énergie en mégatonnes d’éq. CO2 attribuables au transport par pipeline au Canada de 1990 à 2019. Il illustre les émissions de GES associées à l’utilisation de combustibles, principalement de gaz naturel, aux stations de compression. Les émissions ont culminé en 1999, atteignant 12,6 Mt d’éq. CO2. Durant la décennie qui a suivi, elles ont diminué à mesure que les importations de gaz en provenance des États-Unis supplantaient les transferts interrégionaux venant de l’Ouest canadien.

En 2019, les émissions fugitives non intentionnelles des oléoducs, des gazoducs et des conduites de transport de CO2 ont totalisé 1,4 Mt d’éq. CO2 et celles des conduites de distribution de gaz naturel, 1,0 Mt d’éq. CO2Note de bas de page4. Ces fuites peuvent provenir de la corrosion, d’une défaillance de l’équipement, de la désuétude de l’équipement, de dommages causés par des travaux d’excavation à proximité ou d’événements naturels (mouvements du sol ou fortes pluies). Pour réduire ces émissions, on peut installer des systèmes de détection des fuites.

Les trois méthodes de base pour la détection des fuites sont des inspections internes, des inspections externes et des inspections visuelles. La méthode interne la plus utilisée est l’installation d’un système d’acquisition et de contrôle des données (« SCADA »), un ensemble de logiciels et d’éléments matériels qui recueillent des données comme la pression, les débits et la température. Le système de surveillance computationnelle des pipelines complète un SCADA et détecte les fuites possibles. Les systèmes externes consistent en l’installation de capteurs qui détectent les rejets de fluides. Ils sont habituellement installés à l’extérieur de la conduite. Les appareils acoustiques, les câbles à fibres optiques de détection de la température ou des liquides et les caméras infrarouges sont des exemples de systèmes externes. Les inspections visuelles permettent d’examiner la canalisation de l’extérieur, ce qui se fait par des patrouilles aériennes (drone ou hélicoptère) ou au sol. Des chiens (en anglais) ont aussi été entraînés pour détecter les fuites. La Régie a le mandat de veiller à ce que les sociétés mettent en place un système de contrôle des pipelines qui comprend un système de détection des fuites, comme l’exige le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestresNote de bas de page5.

Figure 2 – Émissions de GES au Canada attribuables à des rejets fugitifs des oléoducs et des gazoducs, de 2014 à 2019

Source et Description

Source : Environnement et Changement climatique Canada. Rapports d’inventaire nationaux de 2014 à 2019, annexe 10 : Tableaux des émissions de gaz à effet de serre au Canada selon le secteur économique.

Description : Ce graphique montre l’évolution des émissions de gaz à effet de serre en mégatonnes d’éq. CO2 attribuables à des rejets fugitifs non intentionnels des oléoducs, des gazoducs et des conduites de transport de CO2 et de distribution de gaz naturel au Canada, de 2014 à 2019. Durant cette période, les émissions fugitives provenant de ces sources ont peu changé.

*Note : Avant 2018, on ne tenait compte que des émissions fugitives des oléoducs et des gazoducs. On a commencé à prendre en compte les émissions fugitives des conduites de transport de CO2 en 2018.

Enfin, il existe des méthodes pour récupérer la chaleur résiduelles produite par les turbines à gaz. L’électricité peut être produite au moyen du cycle de Rankine à caloporteur organique (en anglais), un cycle thermodynamique qui convertit la chaleur en électricité. L’électricité ainsi produite peut être acheminée au réseau électrique ou être utilisée par d’autres industries situées près de la station de compression, ce qui accroît l’efficacité globale de celle-ci.

La figure 3 ci-dessous fait état d’exemples de projets passés, en cours et prévus qui utilisent diverses méthodes pour réduire les émissions de GES produites par l’infrastructure pipelinière.

Figure 3 – Exemples de projets au Canada et aux États-Unis visant à réduire les émissions de GES de l’infrastructure pipelinière

Projet Emplacement Description Statut
Alberta Solar One d’Enbridge (en anglais) Burdett, Alberta Installation solaire constituée de 36 000 panneaux solaires qui produisent 10,5 mégawatts (« MW ») d’électricité pour répondre à une partie des besoins du réseau d’oléoducs de la société au Canada. Mises en service en avril 2021
Projets d’énergie solaire d’Enbridge à des stations de compression Tyrone Township, Pennsylvanie et West Amwell Township, New Jersey Projet d’énergie solaire Heidlersburg (en anglais) comprenant 8 190 panneaux solaires qui fournissent 2,5 MW d’électricité à la station de compression Heidlersburg et projet d’énergie solaire Lambertville (en anglais) de 2,25 MW à la station de compression Lambertville. Les deux sont aménagés sur le gazoduc Texas Eastern Transmission, aux États-Unis. Le projet Heidlersburg est entré en service en mai 2021 et celui de Lambertville, en septembre 2020
Réduction des émissions de méthane aux stations de compression de TC Énergie (en anglais) Alberta TC Énergie a mis à l’essai deux chambres de combustion fermées utilisant la technologie de production de vapeur par contact direct dans une station de compression du réseau de NGTL. Ces chambres de combustion réduisent les émissions de méthane en les convertissant en vapeur d’eau et en CO2. Projet pilote lancé au printemps 2021
Projets d’énergie solaire d’Enbridge à des stations de pompage (en anglais) Central Wisconsin et Flanagan (Illinois) Quatre projets d’énergie solaire aménagés le long du réseau principal aux États-Unis et des réseaux de pétrole brut et de liquides Flanagan South. Ces installations seront situées à des stations de pompage existantes. Entrée en service prévue à la fin de 2022
Projets d’énergie éolienne et d’énergie solaire de TC Énergie (en anglais) Pipelines situés sur son couloir aux États-Unis TC Énergie a lancé une demande de renseignements (en anglais) en avril 2021 afin de voir si d’éventuels contrats pourraient être accordés pour produire de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire dans le but de répondre aux besoins en électricité d’une partie de ses actifs pipeliniers situés le long de son couloir aux États-Unis. En cours en décembre 2021
Système de surveillance à fibres optiques Alberta Sur le pipeline Keystone de TransCanada (en anglais) et le pipeline Norlite d’Enbridge (en anglais), on met à l’essai un système à fibres optiques mis au point par HiFi Engineering, de Calgary, pour surveiller les pipelines et détecter les fuites. Depuis 2017
Système de surveillance thermique de détection des fuites (en anglais) Alberta Projet pilote d’une technologie d’analytique vidéo thermique, créé par IntelliView Technologies de Calgary, à une station de pompage du réseau pipelinier Keystone de TC Énergie en Alberta. 2015-2016
Partenariat entre TC Énergie et Siemens Energy sur la récupération de la chaleur résiduelle (en anglais) Alberta Projet pilote à l’une des stations de compression de TC Énergie en Alberta qui utilisera du CO2 supercritiqueNote de bas de page6 comme fluide caloporteur pour récupérer la chaleur résiduelle d’une turbine à gaz et la convertir en électricité. Entrée en service prévue à la fin de 2022
Récupération de la chaleur résiduelle sur le réseau pipelinier d’AllianceNote de bas de page7 Kerrobert, Loreburn, Estlin et Alameda (Saskatchewan) et Whitecourt (Alberta) NRGreen Power exploite quatre installations de récupération de chaleur résiduelle dans des stations de compression le long du réseau d’Alliance, en Saskatchewan (en anglais), ce qui fournit 20 MW d’électricité au distributeur d’électricité local, SaskPower. Une autre unité de récupération de chaleur est située en Alberta (en anglais) et produit 14 MW d’électricité. Installations en Saskatchewan construites en 2008; celles en Alberta l’ont été en 2014
Récupération de la chaleur résiduelle sur le réseau de Westcoast (anciennement Spectra Energy)Note de bas de page8 (en anglais) Savona et 150 Mile House (Colombie-Britannique) Des récupérateurs de chaleur sont installés à deux stations de compression, choisies pour leur proximité du réseau électrique de BC Hydro. Les deux projets produisent 10 MW d’électricité. Mis en service en avril 2008
Source et Description

Source : Divers liens sont inclus dans la figure.

Description : Ce tableau donne des exemples de projets passés, en cours et prévus qui utilisent des méthodes d’électrification des stations de compression, améliorent la détection des fuites et récupèrent la chaleur résiduelle pour réduire les émissions de GES.

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