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Analyse approfondie du développement des GNL – Une introduction au cadre réglementaire des projets de GNL en Colombie-Britannique

Date

28 novembre 2013


Dans un marché mondial du gaz naturel de plus en plus concurrentiel, la course à l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) vers l’Asie est lancée. Le GNL se négociant à fort prix en Asie, le Canada essaie de distancer les États-Unis, l’Australie, la Russie, l’Afrique de l’Est et le Moyen-Orient dans la construction de l’infrastructure requise pour l’exportation de GNL vers les marchés stratégiques du Japon, de la Corée, de Taïwan, de la Chine et de l’Inde. Lorsqu’il établit que l’industrie du GNL en Colombie-Britannique (C.-B.) sera l’un des principaux moteurs de croissance économique et de création d’emplois au cours des prochaines années, le gouvernement de la C.-B. annonce clairement qu’il est maintenant temps d’agir.

Il n’y a pas si longtemps, la raréfaction des ressources de gaz naturel classique signifiait que le marché nord-américain devait s’en remettre à l’importation de GNL d’autres territoires. Toutefois, à la faveur de nouvelles technologies de récupération du gaz de schiste (gaz naturel tiré de fractures, d’espaces interstitiels et de matrices physiques de schiste) et de forage horizontal, de même que l’intensification de la fracturation hydraulique, le marché s’est plutôt tourné vers l’exportation de GNL. D’après des données de 2013 de l’Energy Information Administration (EIA) du Department of Energy des États-Unis, on estime à 573 billions de pieds cubes (Bpi3) le gaz de schiste récupérable au Canada, conférant au Canada le cinquième rang dans le monde quant aux réserves de gaz de schiste estimatives derrière la Chine (dont les réserves de gaz de schiste récupérable sont estimées à 1 115 Bpi3), l’Argentine (802 Bpi3), l’Algérie (707 Bpi3) et les États-Unis (665 Bpi3).

Le territoire de la C.-B. est particulièrement propice à la production des nouveaux gaz, le schiste étant la roche sédimentaire la plus répandue dans le nord-est de la province. Dans la foulée du triomphe commercial des zones de gaz de schiste aux États-Unis, l’industrie naissante du GNL en C.-B. suscite énormément d’intérêt auprès d’investisseurs en quête d’une opération économiquement viable. Parmi les principales zones de schiste en C.-B., on compte Montney (à cheval sur la frontière entre le nord-est de la C.-B. et le nord-ouest de l’Alberta), Horn River, Liard et Cordova Embayment. Un récent rapport fédéral-provincial intitulé The Ultimate Potential for Unconventional Petroleum from the Montney Formation of British Columbia and Alberta (publié en novembre 2013 – en anglais seulement) révèle que la formation de Montney contient 449 Bpi3 de gaz naturel commercialisable, plus du double des estimations précédentes. C’est la première fois qu’on évaluait dans un rapport le potentiel d’hydrocarbures non classiques de la formation de Montney. D’après cette évaluation, la formation de Montney constitue l’un des plus importants bassins de gaz naturel dans le monde.

Cependant, comme le découvrent les promoteurs du projet de GNL, le développement de l’industrie du GNL est régi par une abondante réglementation. Le présent article passe en revue le cadre d’action et de réglementation actuel pour la réalisation de projets de GNL en C.-B., et aborde certains des problèmes auxquels se heurtent les promoteurs de projet.

Cadre de réglementation actuelle

En juin 2013, le gouvernement de la C.-B. a instauré un nouveau ministère du Développement du gaz naturel (Ministry of Natural Gas Development), chargé de mettre en œuvre des stratégies provinciales pour le gaz naturel et le GNL. La politique fondamentale de la C.-B. en matière de GNL, intitulée Liquefied Natural Gas: A Strategy for B.C.’s Newest Industry  (la stratégie de GNL) a été publiée en février 2012 (en anglais seulement) dans le cadre de la stratégie du gaz naturel globale du gouvernement provincial, British Columbia’s Natural Gas Strategy: Fuelling B.C.'s Economy for the Next Decade and Beyond (en anglais seulement). La stratégie de GNL établit un objectif de trois installations de GNL d’ici 2020, en fonction de trois priorités : i) veiller à ce que la C.-B. demeure concurrentielle dans le marché mondial du GNL; ii) affirmer le leadership de la C.-B. en matière de changements climatiques et d’énergies propres; et iii) veiller à ce que les tarifs de l’énergie demeurent abordables pour les familles, les collectivités et l’industrie. Afin de promouvoir la croissance de l’industrie du GNL de la C.-B., le gouvernement provincial continue d’en aménager le cadre d’action en réajustant les incitatifs à la croissance de nouveaux marchés en Asie, en privilégiant les occasions d’emploi et la formation professionnelle liées au GNL, en encourageant l’utilisation du gaz naturel et en veillant à l’efficacité des processus d’évaluation et d’examen en matière d’environnement. En date de novembre 2013, 12 projets de GNL en C.-B. sont à différents stades de réalisation, dont trois ont obtenu des permis d’exportation de l’Office national de l’énergie (l’unité de mesure pour le gaz naturel est différente de celle utilisée pour le GNL – les réserves et la production de gaz sont en général mesurées en volume, tandis que le gaz qui est converti en GNL est mesuré au poids) :

  • Un permis d’exportation d’une durée de 20 ans a été délivré à Kitimat LNG (Apache Canada Ltd. et Chevron Canada) en octobre 2011, autorisant Kitimat LNG à exporter 10 millions de tonnes de GNL par année (soit l’équivalent en gaz naturel d’environ 468 Gpi3).
  • Un permis d’exportation d’une durée de 20 ans a été approuvé pour le projet Douglas Channel Energy en février 2012 (BC LNG Export Co-operative LLC : LNG Partners [Texas] et la Nation Haisla), autorisant BC LNG à exporter 1,8 million de tonnes de GNL par année (soit l’équivalent en gaz naturel d’environ 84,5 Gpi3).
  • Un permis d’exportation d’une durée de 25 ans a été délivré à LNG Canada (Shell Canada Limitée, PetroChina Company Limited, Korea Gas Corp [KOGAS], Mitsubishi Corporation) en février 2013, autorisant LNG Canada à exporter 24 millions de tonnes de GNL par année (soit l’équivalent en gaz naturel d’environ 1 180 Gpi3).

En date de novembre 2013, l’Office national de l’énergie (ONÉ) a été saisi de six autres demandes de permis d’exportation de GNL à long terme : i) Pacific NorthWest LNG Ltd. (PETRONAS, Progress Energy Canada Ltd. et Japan Petroleum Exploration Co.) pour un volume d’exportation de 19,68 millions de tonnes de GNL par année pendant 25 ans; ii) WCC LNG Ltd. (Pétrolière Impériale Ressources Limitée et ExxonMobil Canada Ltd.) pour un volume d’exportation de 30 millions de tonnes de GNL par année pendant 25 ans; iii) Prince Rupert LNG Exports Limited (BG Group) pour un volume d’exportation de 21,6 millions de tonnes de GNL par année pendant 25 ans; iv) Woodfibre LNG Export Pte. Ltd. (Woodfibre Natural Gas Limited, membre de Pacific Oil & Gas Group) pour un volume d’exportation de 2,1 millions de tonnes par année pendant 25 ans; v) Jordan Cove LNG L.P. (Veresen Inc.) pour un volume d’exportation de 9 millions de tonnes par année pendant 25 ans (cette demande vise l’exportation de gaz naturel du Canada vers les États-Unis pour l’approvisionnement du projet de GNL Jordan Cove de Veresen en Oregon); et vi) Triton LNG Limited Partnership (AltaGas Ltd. et Idemitsu Canada Corporation) pour un volume d’exportation de 2,3 millions de tonnes par année pendant 25 ans.

À titre d’incitatif additionnel, en septembre 2013, le gouvernement de la C.-B. a annoncé l’attribution de 115,8 millions de dollars de crédits de redevances dans le cadre du programme de crédits de redevances pour les infrastructures (Infrastructure Royalty Credit Program, instauré depuis 2004) aux sociétés du secteur de l’énergie qui construisent des routes ou des pipelines au profit de la production de gaz naturel dans le nord-est de la C.-B. Les sociétés pétrolières et gazières doivent financer et réaliser entièrement le projet de construction avant de pouvoir récupérer jusqu’à 50 % de leurs frais dans le cadre du programme.

Cadre législatif pour les projets de GNL en C.-B.

En théorie, c’est en apparence assez simple – extraire du gaz naturel des grandes étendues de schiste de la C.-B. dans le nord-est de la province, le transporter sur la côte de la C.-B., le liquéfier et le transborder dans un navire gazier pour livraison vers les principaux marchés d’exportation. En pratique, la délivrance de permis pour la construction et l’exploitation d’installations de GNL et de l’infrastructure d’amont est un processus complexe qui nécessite plusieurs approbations à tous les stades du projet. On trouvera ci-après un survol des principales approbations qu’il faudra en général obtenir pour un projet aussi vaste qu’un projet de GNL.

Approbation à l’issue d’une évaluation environnementale fédérale : Si un projet d’installation de GNL outrepasse les seuils prévus au Règlement désignant les activités concrètes du gouvernement fédéral, une évaluation environnementale fédérale peut être requise. La Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (2012) fixe le cadre du processus d’évaluation environnementale du gouvernement fédéral et crée l’Agence canadienne d’évaluation environnementale chargée de son application. Le processus fédéral vise essentiellement à évaluer les effets environnementaux potentiellement négatifs dans des champs de compétence du gouvernement fédéral, notamment les poissons et leur habitat, les autres espèces aquatiques, les oiseaux migrateurs, le territoire domanial, les activités extraterritoriales, et les répercussions sur les peuples autochtones. Le processus d’évaluation environnementale du gouvernement fédéral peut prendre de 24 à 36 mois à compter de la présentation d’une description du projet, délai qui peut toutefois être prolongé si le promoteur du projet doit soumettre de l’information supplémentaire ou au gré du ministre compte tenu de certaines considérations, notamment la coopération intergouvernementale ou les circonstances particulières du projet.

Approbation à l’issue d’une évaluation environnementale provinciale : En C.-B., la Environmental Assessment Act est la principale loi régissant l’évaluation environnementale et le B.C. Environmental Assessment Office (EAO) est chargé de son application. Un projet qui outrepasse les seuils prévus au règlement de la C.-B. intitulé Reviewable Projects Regulation enclenche un processus d’évaluation environnementale visant essentiellement à évaluer les effets potentiels de la réalisation du projet sur l’environnement, l’économie, les collectivités, le patrimoine et la santé. Il s’agit d’un processus en trois étapes : i) l’étape préalable à une demande, où le promoteur donne de l’information fondamentale sur le projet; ii) l’étape de l’examen de la demande; et iii) l’étape de la décision quant à la délivrance d’une attestation d’évaluation environnementale. Selon la complexité technique du projet et les obligations de consultation, l’étape préalable à la demande prend en général de 12 à 18 mois. Les délais pour l’étape de l’examen de la demande sont prévus par la législation, l’EAO ayant, une fois la demande acceptée, six mois pour l’examiner. À l’issue de l’examen, l’EAO soumet son rapport et ses recommandations à l’examen du ministre de l’Environnement et du ministre du Développement du gaz naturel qui ont 45 jours pour rendre une décision quant à l’approbation ou non du projet (les ministres pouvant prolonger ce délai au besoin). À l’évidence, les processus réglementaires fédéral et provincial se recoupent. Afin de clarifier les rôles et responsabilités et aussi d’éviter les répétitions inutiles, le gouvernement fédéral et le gouvernement de la C.-B. ont conclu l’Entente de collaboration entre le Canada et la Colombie-Britannique en matière d’évaluation environnementale (2004). Les gouvernements provincial de la C.-B. et fédéral disposent aussi d’un Protocole d’entente concernant les évaluations environnementales de substitution favorisant un processus d’examen unique lorsque des évaluations environnementales provinciale et fédérale sont requises.

Permis d’exportation de GNL : Si le promoteur prévoit exporter du GNL du Canada, il doit obtenir un permis de l’ONÉ en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie l’autorisant à en faire l’exportation. Avant de délivrer un permis d’exportation, l’ONÉ doit veiller à ce que la quantité de gaz à exporter ne dépasse pas l’excédent de la production par rapport aux besoins normalement prévisibles du Canada.

Selon la conception du projet de GNL et l’infrastructure nécessaire, il faudra obtenir d’autres permis d’organismes fédéraux et provinciaux compétents quant aux différents aspects de la réalisation du projet :

Concessions foncières PGN : En ce qui a trait aux activités d’amont, la majorité des droits d’exploitation souterraine du pétrole et du gaz naturel (PGN) en C.-B. appartiennent au gouvernement. En obtenant une concession foncière de la province, des parties privées peuvent développer ces ressources. Régies par la loi intitulée Petroleum and Natural Gas Act (loi PGN), les concessions foncières PGN confèrent des droits d’une durée limitée censés favoriser le développement durable et efficace des ressources de PGN. Une concession PGN acquise soit dans le cadre d’enchères, soit à la conversion de permis ou de licences de forage, est la seule forme de régime foncier qui confère un droit de production. Une fois la concession obtenue, son détenteur doit saisir la B.C. Oil and Gas Commission (la Commission) d’une demande de permis d’exercer des activités reliées à l’exploration et au développement de ressources de PGN et de construire des installations connexes (lesquelles peuvent aussi enclencher un processus d’évaluation environnementale provincial).

Permis d’exercer des activités pétrolières et gazières : La Commission réglemente les activités pétrolières et gazières en C.-B. en vertu de la loi intitulée Oil and Gas Activities Act. Par activités pétrolières et gazières on entend l’exploration, le développement, la transformation et le stockage du pétrole et du gaz, ainsi que la construction et l’exploitation de pipelines et de routes. La C.-B. a adopté une approche de guichet unique en matière de réglementation des activités pétrolières et gazières, c’est-à-dire que la Commission est investie d’un vaste pouvoir de réglementation des activités pétrolières et gazières en vertu d’une abondante législation, notamment le Oil and Gas Waste Regulation, la Environmental Management Act, la Heritage Conservation Act, la Land Act, la Forest Act et la Water Act. D’autres permis d’utilisation de l’eau et de gestion des déchets pour des installations de GNL peuvent aussi être requis en vertu de la Water Act et du Waste Discharge Regulations. Dans le cadre du processus d’évaluation environnementale provinciale, une évaluation archéologique (EA) et une évaluation et un inventaire des ressources patrimoniales sont requises en vertu de la Heritage Conservation Act. Si le site du projet recèle des trésors archéologiques ou culturels, l’EA viendra le confirmer et recommandera des mesures d’atténuation.

Permis d’utilisation du sol et accès routier : En vertu de la loi de la C.-B. intitulée Land Act, il peut être nécessaire d’obtenir des permis d’utilisation du sol du ministère des Forêts, des Terres et des Ressources naturelles. D’autres modes d’occupation peuvent aussi s’appliquer, notamment des droits de passage et des baux. S’il y a lieu, il faudra peut-être obtenir du ministère des Transports de la C.-B. en vertu de la législation applicable, notamment les lois intitulées Transportation Act et Industrial Roads Act, des permis d’accès aux réseaux routiers publics et industriels et de transport de matières dangereuses.

Terminal portuaire et expédition : Si un projet comprend un terminal portuaire, il peut être nécessaire de conclure à bon terme le processus d’examen technique des terminaux maritimes et des sites de transbordement (TERMPOL) qui s’intéresse surtout aux routes empruntées par des navires, dans les eaux canadiennes, pour se rendre à un poste d’amarrage du terminal maritime ou du site de transbordement et, notamment, au processus de manutention de cargaison entre navires ou entre un navire et le rivage ou vice versa. Le ministre fédéral des Transports peut se servir des conclusions d’un processus d’examen TERMPOL pour prendre des décisions sur des routes de navigation en vertu de la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada.

Autres permis : En plus des différents permis provinciaux décrits ci-dessus, d’autres permis en vertu de la législation fédérale peuvent être requis pour des activités projetées, notamment i) des autorisations en vertu de la Loi sur les pêches; ii) des approbations en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables (LPEN) pour la construction de différentes composantes du projet susceptibles de gêner la navigation; iii) des permis pour l’élimination en mer de matières draguées ou excavées en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999); et iv) des permis prescrits en vertu de la Loi sur les espèces en péril. Fait à souligner, en 2012, le gouvernement fédéral a apporté d’importantes modifications à la législation sur l’environnement dans le cadre de ses projets de loi omnibus d’exécution du budget C-38 et C-45, notamment d’importantes modifications à la Loi sur les pêches (mettant désormais l’accent davantage sur la protection des pêcheries que sur la protection de l’habitat des poissons) et à la LPEN (qui devrait être remplacée par une nouvelle Loi sur la protection de la navigation (LPN) en avril 2014). Avec l’entrée en vigueur des nouvelles dispositions sur la protection des pêcheries de la Loi sur les pêches le 25 novembre 2013 et l’adoption de la LPN en avril 2014, les promoteurs de projets doivent s’attendre à ce que ces modifications aient peut-être des répercussions sur la planification et la réalisation d’un projet.

Consultation des Premières Nations

La loi exige la consultation des intervenants, notamment les Premières Nations, pour la réalisation de grands projets portant sur les ressources naturelles au Canada. L’article 35 de la Constitution canadienne, qui reconnaît et protège les droits ancestraux ou issus de traités des peuples autochtones, a donné lieu à un courant jurisprudentiel contemporain que les peuples autochtones, les gouvernements et les promoteurs de projets se doivent de consulter pour mener à bien des projets liés aux ressources naturelles. L’une des principales notions qui ressort des arrêts-clés Haida et Taku River est l’« obligation [de la Couronne] de consulter » les peuples autochtones. La Couronne a une obligation de consulter les peuples autochtones et de trouver, le cas échéant, des accommodements à leurs préoccupations lorsque la Couronne i) a connaissance, concrètement ou par réputation, de l’existence potentielle d’un droit ou titre ancestral et ii) envisage des mesures susceptibles d’avoir un effet préjudiciable sur ce droit ou ce titre (comme l’approbation de projets). S’il est relativement facile de faire naître l’obligation de consultation, l’étendue de la consultation dépend de la solidité de la preuve étayant l’existence du droit ou du titre ancestral revendiqué, et de la gravité des effets préjudiciables potentiels d’un projet sur le droit ou le titre ancestral. Autrement dit, chaque obligation de consulter est, quant à l’étendue de la consultation un cas d’espèce. Dans le contexte de grands projets liés aux ressources naturelles, l’obligation de consulter naît dès que le processus d’examen réglementaire est enclenché. Bien que l’obligation de consulter incombe à la Couronne, il revient souvent au promoteur du projet de s’occuper des aspects procéduraux de cette obligation juridique. Autrement dit, le promoteur doit anticiper les préoccupations des Premières Nations potentiellement touchées par son projet et en discuter sérieusement avec eux. L’obligation de consulter s’applique pendant toute la durée d’un projet.

S’il est établi que le projet aura des répercussions sur les collectivités des Premières Nations locales, la Couronne et le promoteur du projet peuvent être tenus de trouver des accommodements aux préoccupations des Autochtones quant à leurs droits ou titres ancestraux. En droit, un accommodement peut comprendre, notamment des mesures d’atténuation, de minimisation ou d’évitement des effets préjudiciables des activités projetées sur des droits ou titres ancestraux. C’est pourquoi les promoteurs de projets tous secteurs d’activité confondus au Canada cherchent désormais en général à négocier entre eux et les groupes des Premières Nations ce qu’il est convenu d’appeler des ententes sur les répercussions et les avantages (ERA) qui visent à offrir des avantages aux collectivités autochtones locales, notamment des occasions de formation et d’affaires, une participation aux bénéfices, une participation au capital et d’autres intéressements économiques.

Les projets de GNL en C.-B. se trouvent principalement dans les environs de Prince Rupert et de Kitimat sur la côte Nord de la province, une région qui recoupe aussi des territoires ancestraux de plusieurs Premières Nations. La réalisation de projets de GNL – y compris non seulement la construction des installations de GNL, mais aussi la production de gaz de schiste en amont et la construction de pipelines de transport du gaz de schiste – tient largement à l’appui des Premières Nations touchées. La récente entente intervenue en février 2013 entre la province de la Colombie-Britannique, Pacific Trail Pipelines Limited Partnership (une société en commandite regroupant Apache Canada Ltd. et Chevron Canada Ltd.), et First Nations Group Limited Partnership (FNLP, un consortium de 15 groupes autochtones du Nord) visant le projet de pipelines Pacific Trail de 463 km qui permettra de transporter jusqu’à l’usine de GNL projetée à Kitimat du gaz naturel destiné à l’exportation, constitue un bel exemple de réussite. Aux termes de l’entente sur les avantages, les membres du FNLP dont les territoires ancestraux seront touchés par la construction et l’exploitation du Pacific Trail Pipeline pourront recevoir jusqu’à 200 millions de dollars en avantages.

Principaux enjeux pour les GNL en C.-B.

En mettant en œuvre des politiques visant à stimuler la croissance de l’industrie du GNL dans la province, le gouvernement de la C.-B. réaffirme son engagement de contribuer à l’essor de l’industrie du GNL de la C.-B. sur le marché mondial. Alors que des projets de GNL avancent, il reste un certain nombre de questions à surveiller :

Les taux de la taxe à l’exportation du GNL : Le gouvernement de la C.-B. devrait avoir mis au point les derniers détails de son régime de taxe à l’exportation pour le secteur du GNL avant la fin de 2013 pour sa présentation à l’Assemblée législative au début de 2014. Le gouvernement s’attend à ce que le régime génère 100 milliards de dollars sur une période de 30 ans dans un fonds de la prospérité de la province. Confronté à une vive concurrence, le gouvernement de la C.-B. est pressé de ne pas chasser, par des taxes trop élevées, le gaz naturel canadien d’un marché mondial très concurrentiel. La formule d’une taxe à l’exportation concurrentielle devra tenir compte des prix du gaz naturel, des coûts de développement et de la rentabilité. Le ministre du Développement du gaz naturel de la Colombie-Britannique, M. Rich Coleman, a laissé entendre que la taxe ne s’appliquera qu’aux exportations de GNL et n’augmentera pas les redevances sur la production gazière dans le nord-est de la C.-B. Le ministre Coleman a aussi mentionné une certaine marge de manœuvre quant à l’application de la taxe en fonction de la dynamique de marché, exprimant peut-être ainsi l’idée d’une taxe liée aux prix du gaz.

Premières Nations : Si les préoccupations des peuples autochtones n’ont pas été dûment prises en considération ou que la Couronne a manqué à son obligation de consulter, les approbations de projets pourraient être l’objet de procès longs et coûteux. Les tenants du développement de l’industrie du GNL pressent les gouvernements, les sociétés du secteur de l’énergie et les Premières Nations de s’entendre rapidement afin d’ouvrir la voie à l’exportation de GNL. La C.-B. est un territoire où les négociations sont particulièrement difficiles, compte tenu du nombre de revendications territoriales non réglées, du recoupement des territoires revendiqués et du lourd héritage de la province en matière de contentieux. Les Premières Nations sont priées de prendre des décisions importantes à propos de grands projets énergétiques qui peuvent changer de façon permanente leurs rapports à leur mode de vie traditionnel. Une gestion des risques efficace des projets de GNL doit comprendre un engagement sérieux avec les Premières Nations touchées, afin d’éviter toute confrontation et résistance à la réalisation du projet de la part des collectivités locales.

Qualité de l’air : L’une des principales préoccupations environnementales est l’incidence des activités de l’industrie du GNL sur la qualité de l’air, particulièrement à Kitimat, qui compte déjà une aluminerie et où l’on projetterait de construire quatre usines de GNL, une raffinerie de pétrole et une installation d’exportation de pétrole brut. Le gouvernement provincial a annoncé un financement pour le projet d’évaluation environnementale sur le bassin atmosphérique de Kitimat (qui devrait être terminé au printemps 2014) visant à examiner les répercussions des émissions globales des activités industrielles actuelles et projetées sur le bassin atmosphérique de la région de Kitimat, qui, de par sa topographie, est considéré comme un bassin atmosphérique enclavé. Comme l’exploitation d’installations de GNL est extrêmement énergivore en électricité et que les sociétés envisagent de produire de l’électricité en brûlant du gaz naturel, l’étude examinera également les répercussions des émissions des centrales électriques alimentées au gaz, particulièrement les émissions de dioxyde de soufre et de dioxyde d’azote de ces installations. Les résultats de l’étude serviront de guide pour l’élaboration des règlements et des politiques pour le développement industriel dans la région.

La question du carbone : La C.-B. a fixé une cible de réduction des émissions de 33 % par rapport aux niveaux de 2007 d’ici 2020. Avant même que du GNL ne soit transporté, retransformé en gaz naturel et consommé à l’étranger, l’extraction, le transport et la liquéfaction du gaz naturel représentent déjà un processus à intensité carbonique. Prévoyant la mise en production d’au moins trois installations de GNL d’ici 2020, le gouvernement de la C.-B. aura de la difficulté à atteindre la cible de réduction des émissions, le développement du GNL portant hors d’atteinte cet objectif. Afin de calmer les inquiétudes quant à l’empreinte carbone de la C.-B., le gouvernement provincial s’est engagé à avoir « les installations de GNL les plus propres du monde » en ce qui a trait au cycle de vie des émissions de gaz à effet de serre. Le gouvernement de la C.-B. continue de soupeser ses options de politiques, à la recherche d’une manière de concilier ses cibles de réduction des émissions prévues dans la législation et ses ambitieux plans de développement de GNL.

Après cet examen approfondi du développement du GNL en C.-B., les différents facteurs et aspects d’ordre réglementaire qui façonnent actuellement l’industrie du GNL n’ont plus de secrets. Le dossier du GNL doit aussi être examiné dans le contexte plus large du marché de l’énergie de l’Ouest canadien, notamment quant à son interaction avec les enjeux du développement de l’infrastructure d’exportation du pétrole et quant à la manière dont les répercussions cumulatives des activités liées au gaz naturel modifient l’environnement dans le nord de la C.-B. Compte tenu des nombreuses questions que soulève la mise en branle d’un projet de GNL, la course à l’exportation de GNL relèvera davantage du marathon que du sprint à la ligne d’arrivée.

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