Afin que le Canada puisse respecter son engagement climatique récemment annoncé de « carboneutralité d’ici 2050 », la réduction de l’intensité des émissions des gaz à effet de serre provenant de la production, de la distribution et de la consommation de gaz naturel est une priorité — d’autant plus que le Canada a l’ambition de réduire, d’ici 2030, ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2005 (selon l’annonce du 22 avril 2021, lors du Sommet des dirigeants sur le climat).
Le gaz naturel renouvelable (GNR), également appelé biométhane, est souvent considéré comme la clé permettant la décarbonisation des réseaux de gaz naturel. Et pour une bonne raison : le GNR peut remplacer le gaz naturel conventionnel et ses émissions de GES sont beaucoup plus faibles que ce dernier. Certains projets de GNR vont plus loin en fournissant, à travers les infrastructures existantes, du GNR à « bilan négatif en carbone » (carbonégatif) une fois brûlé, lorsqu’on tient compte des émissions mesurées sur son cycle de vie.
Toutefois, à l’instar d’autres technologies émergentes dans le domaine de l’énergie qui en sont à leurs balbutiements, le coût de production du GNR est nettement plus élevé que celui du gaz naturel conventionnel. Cette situation crée des défis particuliers pour les services d’utilité publique réglementés qui pourraient souhaiter intégrer du GNR à leur portefeuille énergétique. Pour pallier ces enjeux, des mesures incitatives et réglementaires, ainsi que des programmes novateurs mis en place par les services d’utilité publique eux-mêmes, peuvent contribuer à réduire l’écart de prix entre le GNR et le gaz naturel conventionnel, à répondre à la demande croissante de GNR et à confirmer le rôle du GNR dans la transition énergétique du Canada.
Qu’est-ce que le GNR et comment est-il produit?
Le GNR est une forme de gaz naturel (méthane) non issu de source fossile pouvant être produit à partir d’une variété de sources différentes. Quelle que soit sa source, le GNR ne se distingue pas chimiquement du gaz naturel conventionnel, de sorte qu’il peut facilement être injecté dans les systèmes de transport et de distribution de gaz naturel existants.
La grande majorité du GNR disponible aujourd’hui est purifié à partir du biogaz produit par la décomposition des déchets agricoles (tel que le fumier de lisier), des boues sanitaires et des déchets alimentaires (ce processus est appelé biométhanisation). Le GNR est produit en purifiant et en concentrant le biogaz qui résulte du traitement de ces déchets dans une cuve hermétique (digesteur). Le GNR produit à la suite de ce processus est constitué presqu’en totalité de méthane presque pur, pouvant être injecté dans les réseaux de gaz naturel locaux une fois filtré et purifié afin de respecter les normes de qualité applicables.
Image disponible en ligne à: Northwest Gas Association [traduction]
La décomposition des déchets des sites d’enfouissement libère également de grandes quantités de gaz, lequel est généralement beaucoup plus proche du méthane pur que du biogaz brut. Ainsi, le GNR produit à partir des sites d’enfouissement est plus concentré et nécessite moins de traitement que le biogaz brut. Un lieu d’enfouissement municipal constitue une source de biogaz beaucoup plus importante qu’un site d’exploitation agricole, ce qui rend plus efficace la production de GNR à grande échelle à partir des lieux d’enfouissement.
Le secteur industriel contribue également à diversifier les sources de production de GNR. Prenons par exemple la gazéification, une technologie permettant de produire du GNR à partir de la biomasse d’origine forestière, telle que la sciure, les copeaux et les lamelles de bois, grâce à un procédé thermochimique à haute température. L’avènement de nouvelles sources comme celles-là peuvent considérablement augmenter l’offre potentielle de GNR sur le marché.
Quels sont les avantages et les coûts du GNR?
Le principal avantage du GNR est qu’il est interchangeable avec le gaz naturel conventionnel, de sorte que les services d’utilité publique peuvent l’injecter dans leurs réseaux sans modifier leurs infrastructures, hormis les installations d’interconnexion. De même, le GNR peut être employé pour les mêmes usages que ceux du gaz naturel conventionnel, pouvant être utilisé au niveau résidentiel, par exemple pour cuisiner ou pour le chauffage domestique, ou au niveau industriel, pour alimenter des installations d’envergure ou servir de carburant pour les véhicules.
L’augmentation de la quantité de GNR utilisée dans les réseaux de gaz naturel du Canada réduit les émissions de GES de plusieurs façons, notamment en substituant au gaz naturel conventionnel du méthane qui serait autrement libéré dans l’atmosphère . La réduction de la demande de gaz naturel conventionnel présente un double avantage, car elle permet à la fois d’emprisonner sous terre le carbone qui serait autrement libéré dans l’atmosphère sous forme de dioxyde de carbone issu de la combustion du gaz et d’éviter les émissions fugitives de méthane associées à l’extraction et au traitement du gaz naturel conventionnel.
Cyrs, T., J. Feldmann, et R. Gasper. 2020. « Renewable Natural Gas as a Climate Strategy : Guidance for State Policymakers ». Document de travail. Washington, DC: World Rerources Institute. Disponible en ligne à http://www.wri.org/publication/renewable-natural-gas-guidance.
En ce qui concerne les changements climatiques, les avantages découlant de l’utilisation du GNR peuvent varier en fonction de la manière dont il est produit. En effet, les différentes méthodes de production utilisent des quantités variables d’énergie lors des processus de production et de purification, et capturent et utilisent également des quantités différentes de méthane qui, autrement, seraient libérées dans l’atmosphère. Le GNR produit à partir de déchets de fermes laitières et de lieux d’enfouissement municipaux peut être particulièrement bénéfique d’un point de vue climatique, tandis que les avantages en matière d’intensité carbone résultant de la production de GNR à partir de la biomasse d’origine forestière varient en fonction de l’efficacité du processus et de la nature de la biomasse utilisée.
Le GNR est actuellement considérablement plus cher que le gaz naturel conventionnel, et cet écart de prix est l’un des principaux facteurs freinant une utilisation plus généralisée et systématique du GNR. L’écart de coût entre le GNR et le gaz naturel conventionnel a été exacerbé ces dernières années en raison de l’augmentation des approvisionnements en gaz naturel conventionnel créée par l’utilisation de nouvelles technologies comme la fracturation hydraulique. Le coût du gaz naturel conventionnel a ainsi atteint des niveaux historiquement bas, ce qui constitue un défi pour les distributeurs de gaz naturel et les autres consommateurs potentiels de GNR.
Pour surmonter ces obstacles, des incitatifs gouvernementaux et des exigences législatives et réglementaires sont essentielles. Bien qu’il puisse y avoir des niches de consommateurs prêts à absorber le coût plus élevé du GNR pour réduire leurs émissions de GES, dans les marchés concurrentiels, une implication gouvernementale est nécessaire pour ouvrir la voie à un rôle accru du GNR dans la transition énergétique du Canada.
Encadrer la consommation de GNR au Canada
Au fur et à mesure que les services d’utilité publique ont présenté des propositions de programmes de GNR, les organismes de réglementation ont été appelés à évaluer d’une part les avantages des faibles émissions de GES du GNR et, d’autre part, le coût plus élevé du GNR pour les contribuables. Au Canada, trois modèles provinciaux différents sont présentement en place et démontrent l’importance de la participation du gouvernement pour permettre aux services d’utilité publique de répondre à la demande croissante de GNR.
Ontario
Le plus récent et le plus limité des trois modèles canadiens se trouve en Ontario. En septembre 2020, la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) a approuvé le programme volontaire de GNR d’Enbridge Gas Inc. à titre de projet pilote. Enbridge a commencé à commercialiser son programme de GNR « OptUp » au début d’avril 2021 et prévoit que jusqu’à 28 000 clients pourraient participer au cours des cinq premières années du programme.
Cette approbation représente un changement pour la CEO, qui avait refusé les deux tentatives précédentes d’Enbridge de mettre en place un programme de GNR. Le soutien politique continu du gouvernement de l’Ontario en faveur du GNR a peut-être contribué à la décision de la CEO de finalement approuver la dernière version du programme proposé par Enbridge, bien qu’à titre de projet pilote. Comme l’a conclu la CEO :
« Le GNR est une source d’énergie renouvelable qui réduit les émissions de GES et qui devrait être étudiée comme un moyen de diversifier le portefeuille d’approvisionnement en gaz »[1] [traduction].
Bien que le programme d’Enbridge n’ait pas été imposé par voie législative, il a néanmoins été appuyé par une politique provinciale. Le 29 novembre 2018, le gouvernement de l’Ontario a présenté son Plan environnemental pour l’Ontario (PEO). L’une des mesures mentionnées dans le PEO consiste à « encourager l’adoption du gaz naturel renouvelable et l’utilisation de carburants à faible teneur en carbone ». Le PEO affirme également l’intention du gouvernement d’« exiger des services publics de gaz naturel qu’ils mettent en œuvre une option volontaire de gaz naturel renouvelable pour les clients ».
Le programme d’Enbridge est volontaire. Les clients participants paient des frais fixes de 2 $ par mois, lesquels sont utilisés par Enbridge pour couvrir les coûts supplémentaires du GNR (par rapport au gaz naturel conventionnel). Les coûts directs du programme sont supportés uniquement par les clients qui y participent.
Comme le programme d’Enbridge est volontaire et qu’il n’offre pas de sécurité à long terme en ce qui concerne le recouvrement des coûts, Enbridge limite son approvisionnement en GNR à des contrats de court terme. De plus, compte tenu d’un tarif de 2 $ par mois payé par 28 000 clients, l’achat d’une quantité limitée de GNR seulement sera financé. Par conséquent, Enbridge prévoit que le programme réduira les émissions de CO2 de 8 000 tonnes, tout au plus.
Colombie-Britannique
Le premier programme de GNR d’un service d’utilité publique au Canada a été créé en Colombie-Britannique. En 2010, FortisBC Energy Inc. (FortisBC) a reçu l’approbation de l’organisme de réglementation de la province — la British Columbia Utilities Commission (BCUC) — pour lancer son programme à titre de projet pilote. En 2013, le projet a été approuvé à titre de programme permanent.
Bien qu’il ait été appuyé par la suite par une législation adoptée par le gouvernement, le démarrage du programme de FortisBC est une initiative importante puisqu’il n’était pas imposé par la loi. Le programme a plutôt été motivé par une demande générale de réduction des émissions de GES et par l’intérêt de FortisBC à répondre à cette demande en « verdissant » le contenu de son réseau.
Comme le programme d’Enbridge, celui de FortisBC est volontaire. Toutefois, plutôt que de payer un montant fixe par mois, les clients participants choisissent le pourcentage de leur consommation de GNR (entre 5 % et 100 %) dont FortisBC assurera l’approvisionnement. Les clients institutionnels plus importants peuvent également choisir de s’engager à acheter du GNR à long terme et en grande quantité. Les clients approvisionnés en GNR paient une prime pour celui-ci, et tous les coûts qui ne sont pas récupérés auprès des clients volontaires sont récupérés au moyen des tarifs de distribution de FortisBC.
En mars 2017, le programme de GNR a connu une évolution importante en raison de modifications apportées par le gouvernement provincial à un règlement ayant pour effet de permettre à FortisBC d’acquérir davantage de GNR. En vertu de ce règlement, FortisBC peut acquérir du GNR en respectant un prix plafond de 30 $ par gigajoule (GJ) et un des volumes d’approvisionnement représentant 5 % de la capacité de FortisBC en 2015. À 30 $/GJ, le GNR est compétitif par rapport au coût de l’électricité propre en Colombie-Britannique.
Grâce à la réglementation en place, FortisBC a pu acquérir des quantités importantes de GNR. FortisBC a acquis du GNR provenant de la Colombie-Britannique ainsi que d’autres juridictions et s’approche du seuil d’approvisionnement de 5 % prévu par la réglementation. Le fait que la province soit intervenue en adoptant une loi pour soutenir le programme est un indice que les services d’utilité publique et les organismes de réglementation ont besoin que les gouvernements légifèrent pour leur permettre d’atteindre leurs objectifs en matière de GNR. Le gouvernement de la Colombie-Britannique a notamment affirmé que son objectif était que 15 % de la consommation de gaz provienne de gaz renouvelable, ce qui pourrait indiquer que d’autres mesures législatives sont à venir.
Québec
Lors de l’adoption de la Politique énergétique 2030, en 2016, le gouvernement du Québec a clairement affirmé son intention de diversifier les sources d’énergie pour favoriser la transition vers une économie à faible empreinte carbone. Pour atteindre cet objectif, le gouvernement a mis en œuvre des mesures particulières concernant le GNR puisqu’en date de 2018, cette source d’énergie représentait un potentiel technico-économique de 144,3 millions GJ d’ici 2030, soit environ 66 % du volume de gaz naturel classique distribué au Québec en 2018 par Énergir, le principal distributeur de gaz naturel au Québec.
Le 20 mars 2019, le gouvernement du Québec, plutôt que de procéder par le biais de mise en œuvre de programmes volontaires par les distributeurs de gaz naturel de la province, a adopté le Règlement concernant la quantité de gaz naturel renouvelable devant être livrée par un distributeur (le Règlement du Québec). En vertu du Règlement du Québec, la quantité minimale de GNR devant être livrée annuellement par un distributeur de gaz naturel a été fixée à 1 % du volume total de gaz naturel conventionnel distribué pour 2020-2021. Cette proportion passera progressivement à 5 % en 2025-2026. Pour Énergir, cela représente une quantité minimale de 60,359 millions de mètres cubes (Mm3) de GNR à injecter dans son réseau de distribution pour 2020-2021.
Récemment, Énergir a annoncé que dans le cadre de ses efforts de décarbonisation, elle entend aller au-delà des obligations actuelles du Règlement du Québec et augmenter la proportion de GNR injecté dans son réseau de distribution à 10 % d’ici 2030[2]. Cette annonce fait écho au Plan pour une économie verte 2030 publié par le gouvernement du Québec en novembre 2020. Il s’agit d’un bon exemple de l’élan résultant de l’imposition d’une exigence statutaire de distribution de GNR imposée par le gouvernement et d’un échelon important vers une diversification des sources d’approvisionnement en énergie carboneutres et des investissements plus importants dans le secteur du GNR au Québec.
Comme le montrent les trois modèles provinciaux, un soutien gouvernemental accru au GNR peut stimuler la demande. Toutefois, les provinces ne sont pas les seules à pouvoir contribuer à une transition vers le GNR. Au niveau fédéral, la Norme sur les combustibles propres (NCP) proposée par le Canada peut également jouer un rôle important pour promouvoir le GNR, si elle est adoptée. En effet, la NCP pourrait même être nécessaire pour encourager certaines juridictions à mettre en œuvre des programmes de GNR.
Le programme de NCP proposé par le Canada
Le plan climatique proposé par le gouvernement fédéral du Canada fixe un objectif de carboneutralité d’ici 2050, lequel sera atteint grâce à des politiques, des programmes de financement et des règlements visant à encourager la transition vers les énergies renouvelables. Dans le cadre de ces mesures visant à atteindre l’objectif ambitieux du Canada, le gouvernement fédéral a proposé la NCP pour compléter la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (communément appelée « taxe sur le carbone »). Alors que la taxe sur le carbone incite l’ensemble de l’économie à utiliser moins d’énergie et à améliorer l’efficacité énergétique, la NCP vise à modifier la façon dont les combustibles renouvelables sont produits et utilisés au Canada.
Le projet de Règlement sur les combustibles propres (RCP) propose aux participants un marché de crédits dans lequel chaque crédit représente une réduction des émissions sur le cycle de vie d’une tonne d’équivalent CO2. Le mécanisme est assez complexe; toutefois, l’idée de base est que, par la mise en œuvre de celui-ci, le Canada verrait d’ici 2030 une diminution d’environ 13 % de l’intensité des émissions de carbone des combustibles liquides utilisés au Canada par rapport au niveau de 2016.
À l’origine, le RCP devait s’appliquer aux combustibles solides, liquides et gazeux. Cependant, en décembre 2020, le gouvernement fédéral a annoncé que le RCP ne s’appliquerait qu’aux combustibles fossiles liquides, notamment l’essence, le diesel et le pétrole, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports. Dans sa forme actuelle, le projet de RCP offrirait toujours la possibilité de créer des crédits pour l’approvisionnement de GNR destiné aux véhicules au gaz naturel ainsi qu’à des fins autres que le transport. Ces crédits peuvent ensuite être utilisés par les fournisseurs principaux de carburants à des fins de conformité.
La Californie et la Colombie-Britannique ont déjà adopté des règlements sur les carburants propres qui s’appliquent aux carburants de transport. Si les répercussions du régime de la Colombie-Britannique ont été limitées, la Low Carbon Fuel Standard (norme sur les combustibles à faible teneur en carbone) (LCFS) de la Californie montre bien comment un tel programme peut avoir un effet positif sur le secteur du GNR.
La LCFS a été mise en œuvre pour réduire l’intensité des émissions de carbone de la Californie et augmenter la gamme de combustibles renouvelables visant à remplacer les carburants conventionnels. Dans le cadre de ce programme, les entreprises qui fournissent des carburants de transport sont tenues de démontrer que leurs mélanges de carburants respectent les seuils d’intensité des émissions de carbone. Les entreprises peuvent le faire soit en modifiant leurs propres mélanges de carburants, soit en acquérant des crédits auprès d’autres entreprises. Avec la cote d’intensité des émissions de carbone la plus faible de tous les carburants faisant partie du programme de la LCFS, le GNR représentait près de 90 % de tous les carburants pour véhicules au gaz naturel du programme au premier semestre de 2020.
La NCP du Canada en est encore à ses débuts et diffère de la LCFS de la Californie puisqu’elle s’applique à tous les types de carburants liquides, et pas seulement aux carburants de transport.
Nous nous attendons à ce que le gouvernement fédéral continue à élaborer des occasions de création de crédits pour les carburants gazeux à faible teneur en carbone comme le GNR dans une étape ultérieure du RCP, ce qui aura probablement des effets beaucoup plus importants que la version actuelle proposée du RCP.
Conclusion
Le GNR est un volet important dans le cadre de la transition énergétique du Canada. Il existe une demande pour le GNR, mais le coût est un obstacle important à son adoption. Des mesures incitatives sont nécessaires pour créer une conjoncture favorable sur le plan de l’offre et de la demande afin que le secteur puisse se développer pour éventuellement devenir autonome.
Les programmes de GNR en place au Canada montrent que la transition énergétique vers le GNR est possible, mais que la poursuite de cette transition sera probablement tributaire de l’adoption d’exigences législatives particulières — soit par l’intermédiaire de programmes et d’atteintes de seuils obligatoires, soit au moyen de la création de systèmes de crédits de carbone — pour faciliter une transition efficace dans différentes juridictions. Les exemples de la Colombie-Britannique et du Québec en particulier montrent comment la participation du gouvernement peut avoir un effet positif sur le développement du secteur du GNR. L’accroissement de l’importance du rôle du GNR dans les réseaux énergétiques des autres juridictions du Canada sera difficile sans un certain niveau de participation du gouvernement.
Pour plus de détails sur le GNR ou la transition énergétique du Canada, veuillez communiquer avec l’un des auteurs.
[1] Ontario Energy Board, Decision and Order EB-2020-0066, September 24, 2020 à la p. 11, en ligne: https://www.rds.oeb.ca/CMWebDrawer/Record/687754/File/document.
[2] Rapport sur la résilience climatique d’Énergir, février 2021, en ligne : https://www.energir.com/~/media/Files/Corporatif/Dev%20durable/Rapport-Resilience-Climatique-Energir-2020.pdf.
