Évaluation par Stantec des émissions de gaz à effet de serre liées à l'exploitation pétrolière et gazière dans l'Arctique

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Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (RCAANC) a retenu les services de Stantec Consulting Ltd. (Stantec) pour étudier et estimer les émissions de gaz à effet de serre (GES) résultant de l'exploitation potentielle de pétrole et de gaz en mer dans l'Arctique canadien, et plus particulièrement dans la région de la mer de Beaufort. L'objectif de l'évaluation est de comparer les émissions potentielles de GES de 2 scénarios hypothétiques d'exploitation en mer aux engagements du Canada en matière de changement climatique et d'évaluer l'impact sur les émissions globales de GES.

Dans le cadre de cette étude, l'exploitation du pétrole et du gaz en mer dans l'Arctique comprend les activités suivantes :

• l'exploration sismique;
• le forage exploratoire;
• la production;
• le déclassement et l'abandon.

Des examens de la politique d'exploitation du pétrole et du gaz en mer, ainsi que de la politique applicable aux émissions de gaz à effet de serre dans l'Arctique ont également été inclus dans ce travail.

Plusieurs pays bordent l'océan Arctique. Outre la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer, l'intégration de la réglementation et de la politique concernant les activités dans l'Arctique a été limitée. Certains considèrent qu'une partie des difficultés que pose l'exploitation des ressources dans l'Arctique résident dans le manque de collaboration au niveau international en matière de politique et de réglementation. En particulier, l'absence d'une politique ou d'une réglementation mondiale coordonnée liée à la lutte contre les déversements est un point de discussion courant pour l'exploitation potentielle du pétrole et du gaz en mer dans l'Arctique.

L'accès à l'exploration et à l'exploitation pétrolières dans l'Arctique varie considérablement d'un pays à l'autre. Le Canada est perçu comme plus favorable à la participation des entreprises étrangères. D'autres pays, comme la Norvège et la Russie, sont plus restrictifs en faveur de leurs propres entreprises nationales, même s'ils ont traditionnellement maintenu des possibilités d'investissement de l'étranger. Historiquement, les pays les plus restrictifs sont aussi ceux qui ont réalisé le plus d'activités d'exploitation pétrolière et gazière dans l'Arctique.

En outre, les politiques en matière d'émissions de gaz à effet de serre varient considérablement d'un pays de l'Arctique à l'autre. La plupart des pays de l'Arctique (à l'exception de la Russie et de l'Islande) se sont fixé pour objectif de parvenir à des émissions nettes nulles à l'échelle nationale d'ici 2050, bien que chaque pays poursuive ces objectifs de différentes manières. Si ces objectifs en matière d'émissions de GES ne font souvent l'objet d'aucune réglementation spécifique, il semble néanmoins que les investissements dans l'exploitation du pétrole et du gaz en mer dans l'Arctique diminuent, en partie à cause du risque accru perçu dans ces types d'exploitation quant à l'atteinte des objectifs en matière d'émissions de GES.

Malgré les difficultés politiques et technologiques potentielles liées à l'exploitation des ressources pétrolières et gazières en mer dans des environnements difficiles, l'exploitation est en cours et devrait se poursuivre tout au long de la prochaine décennie, en particulier en Norvège et en Russie. La Norvège prévoit d'exploiter le champ pétrolier Johan Castburg d'ici 2022, tandis que les plans d'exploitation de la Russie prévoient 2 projets d'exploitation potentielle d'ici 2030, l'exploration se poursuivant au cours de la prochaine décennie.

Pour répondre à la demande prévue par la Régie de l'énergie du Canada (REC) (anciennement connue sous le nom d'Office national de l'énergie), la production d'électricité au Canada doit augmenter de 30 % d'ici 2040, l'électricité produite à partir du gaz naturel (de 10 % à 16 %) et des énergies renouvelables (de 5 % à 11 %) affichant les plus fortes augmentations (Office national de l'énergie, 2018).

Si la recherche a établi que les ressources pétrolières et gazières sont évidentes au large de l'Arctique, l'exploitation future de ces ressources se heurte à 3 grands obstacles :

1. Il y a un manque général de politiques et de réglementations coordonnées à l'échelle mondiale, en particulier en ce qui concerne la lutte contre les déversements. Les évaluations environnementales, les évaluations environnementales stratégiques et d'autres documents de politique et d'examen de plusieurs juridictions citent à plusieurs reprises les défis d'une intervention coordonnée à l'échelle internationale en cas de déversement d'hydrocarbures dans l'Arctique comme une préoccupation centrale des parties prenantes locales à l'exploitation du pétrole et du gaz (par exemple, Gulas et coll., 2017). Il est nécessaire que la communauté internationale soit prête à réagir aux déversements dans l'Arctique. Certains travaux ont été réalisés et se poursuivent par l'intermédiaire de plusieurs organisations non gouvernementales, telles que le Programme de surveillance et d'évaluation de l'Arctique, Nordregio et l'Organisation internationale des producteurs de pétrole et de gaz (IOGP); cependant, des travaux supplémentaires sont probablement nécessaires pour élaborer des pratiques exemplaires plus robustes en matière de lutte contre les déversements, qui répondent aux besoins des parties prenantes locales.
2. Les coûts d'exploitation augmentent en raison de difficultés de conception uniques. Les projets d'exploitation pétrolière et gazière en mer dans l'Arctique qui ont été menés à bien ont souvent été confrontés à des dépassements de coûts en raison de leur complexité technique et de la longueur des calendriers de forage et de déploiement. Ces projets d'exploitation ont presque toujours compté sur le soutien financier du gouvernement pour compenser les risques liés aux coûts d'exploitation. En l'absence d'avancées technologiques permettant de réduire les coûts, le projet d'exploitation dans la partie canadienne de la mer de Beaufort est considéré comme dépendant d'une découverte importante de plus d'un milliard de barils (P. Barnes, communication personnelle, 2020) et/ou de prix des matières premières avoisinant les 100 dollars le baril. Grâce à sa propre expérience avec Goliat et Snøhvit (et d'autres projets d'exploitation en mer), la Norvège a réduit les coûts d'exploitation de sorte que l'exploitation du champ pétrolier Johan Castburg est viable à 30 dollars le baril. Bien que ce savoir ne soit peut-être pas directement transférable, l'échange des connaissances issues d'autres projets arctiques peut influencer les décisions concernant la viabilité des projets dans la mer de Beaufort canadienne; cependant, on ne sait pas encore si ce transfert de connaissances a eu lieu ou peut être appliqué à l'Arctique canadien.
3. La politique mondiale en matière d'émissions de gaz à effet de serre est en train de changer. Chaque gouvernement de la région de l'Arctique a élaboré de manière cohérente et active des politiques visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre. De nombreux pays de l'Arctique, dont le Canada, se sont fixé pour objectif de limiter fortement leurs émissions de GES d'ici 2050, voire de devenir carboneutres à cette date. La plupart des pays se sont engagés à devenir « carboneutres », y compris les États-Unis (historiquement le principal client du Canada pour le pétrole et le gaz), qui ont pour nouvel objectif d'atteindre la carboneutralité d'ici 2050. De nombreux secteurs industriels sont aujourd'hui confrontés à ces politiques en matière d'émissions de gaz à effet de serre, et le pétrole et le gaz en mer ne font pas exception. Il existe des filières carboneutres dans lesquelles le pétrole et le gaz jouent encore un rôle important dans les systèmes énergétiques; il est donc probable que les exploitations pétrolières et gazières en mer devront faire face à cette contrainte supplémentaire pour être viables à l'avenir. Outre les défis techniques liés à l'exploitation des ressources pétrolières et gazières en mer dans l'Arctique, d'autres innovations seront nécessaires pour rester compatibles avec ces nouvelles politiques en matière d'émissions de gaz à effet de serre.

Malgré les défis que pose l'exploitation dans l'avenir, les États arctiques et l'industrie ont déployé des efforts concertés pour moderniser les projets d'exploitation du pétrole et du gaz en mer dans l'Arctique et pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

L'exploitation du pétrole et du gaz en mer dans l'Arctique présente également plusieurs aspects positifs. En voici quelques-uns :

• les approches dynamiques et flexibles du Canada en matière de réduction des émissions : le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) et la Norme sur les combustibles propres font partie de la politique climatique de plus en plus stricte du Canada;
• en soutien à l'engagement mondial sur le méthane (qui vise à réduire les émissions mondiales de méthane de 30 % par rapport aux niveaux de 2020 d'ici 2030) et aux objectifs du plan climatique du Canada, le ministre Wilkinson a également annoncé l'engagement du Canada à élaborer un plan de réduction des émissions de méthane dans l'ensemble de l'économie canadienne et à réduire les émissions de méthane liées au pétrole et au gaz d'au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d'ici 2030 (gouvernement du Canada, 2021);
• un engagement en faveur de la carboneutralité : la plupart des grandes compagnies pétrolières et gazières se sont engagées à devenir carboneutres dans les décennies à venir (au moins pour leurs propres activités), et l'industrie utilise de nouvelles technologies de réduction du méthane pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, avec le soutien du Fonds de réduction des émissions de 750 millions de dollars du Canada;
• une coopération accrue entre les États de l'Arctique : d'importants travaux internationaux ont permis d'adopter des approches plus durables et plus cohérentes en matière d'exploration et d'exploitation en mer, par exemple :
  • la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer;
  • l'interdiction du pétrole lourd dans l'Arctique;
  • l'Accord sur la préparation et l'intervention en cas de pollution marine dans l'Arctique signé par 8 États de l'Arctique;
  • les Lignes directrices sur l'exploitation pétrolière et gazière dans l'Arctique du Conseil de l'Arctique).

Deux scénarios réalistes et détaillés ont été établis pour l'exploitation du pétrole et du gaz dans l'Arctique jusqu'en 2050. Il s'agit des scénarios suivants :

1. le scénario le moins émetteur;
2. le scénario le plus émetteur.

Le scénario le moins émetteur a été élaboré pour évaluer les effets potentiels des émissions de GES associées à l'exploitation et à la production de réserves pétrolières provenant d'autorisations de découverte importante existantes (c'est-à-dire des ressources prouvées qui sont connues et ont été délimitées) et qui se trouvent à une profondeur d'eau modérée (30 m) sur le plateau continental. Tel qu'il est conçu, ce scénario représente un niveau modéré à élevé d'activité d'exploitation. Le principal équipement associé au scénario le plus défavorable est une structure gravitaire dotée de capacités d'extraction, de traitement, de stockage et de déchargement du pétrole brut.

Le scénario le plus émetteur a été élaboré pour évaluer les effets potentiels des émissions de GES associées à l'exploration et à l'exploitation des hydrocarbures avec les permis de prospection en eaux profondes (profondeurs de 100 à 1 200 m) dans une zone située sur le talus du plateau continental, à environ 180 km au nord-ouest de Tuktoyaktuk (T.N.-O.). Compte tenu de l'ampleur, de la durée et de l'enchaînement des activités d'exploitation dans la zone extracôtière, ce scénario représente un niveau élevé d'activité d'exploitation. Les principales unités d'équipement associées au scénario le plus émetteur sont un navire de production, de stockage et de déchargement (PSD) de pétrole en mer et un navire de forage.

Les résultats de cette étude indiquent qu'il existe de nombreuses technologies établies et émergentes qui pourraient être incorporées dans la conception, l'exploitation et la construction de structures gravitaires et de navires de PSD de pétrole en mer pour la région arctique. Bien que les pratiques de conception et d'exploitation des climats arctiques soient uniques et difficiles, la mise en œuvre d'un grand nombre des technologies établies citées en référence pour la réduction des GES est bien adaptée aux installations mentionnées dans les 2 scénarios afin de réduire l'empreinte globale en GES.

Dans les 2 scénarios, la production d'électricité et, d'une manière générale, la combustion d'hydrocarbures représentent le principal facteur d'émissions de GES dans les installations de production de pétrole et de gaz en mer, suivis par le brûlage à la torche. Les navires de PSD de pétrole en mer et les structures gravitaires disposent généralement d'un espace et d'un poids relativement faibles pour les équipements de production et d'énergie. Les exigences en matière d'équipement de production sont dictées par les caractéristiques des fluides de puits, et il y a très peu de possibilités de réduire l'encombrement et le poids de l'équipement. Il est donc très difficile d'équiper ces types d'installations existantes de systèmes de production d'énergie avancés. Toutefois, pour les installations nouvellement conçues et construites, il est techniquement possible de mettre en œuvre la plupart des systèmes avancés de production d'énergie et d'autres technologies de réduction des gaz à effet de serre, ainsi que d'autres pratiques exemplaires telles que l'élimination du brûlage à la torche systématique.

Les technologies de réduction des GES et les pratiques exemplaires prises en compte dans cette évaluation sont les suivantes :

• la récupération de la chaleur résiduelle de la production d'électricité pour la charge du processus thermique;
• la cogénération au moyen d'un appareil à cycle organique de Rankine;
• l'élimination du brûlage à la torche systématique;
• l'optimisation de la chaleur du processus;
• l'isolation thermique;
• les programmes de gestion de la détection et de la déclaration des émissions fugitives;
• les programmes robustes d'entretien préventif et anticipé;
• l'éclairage (p. ex. ampoules DEL) et le matériel électrique (p. ex. moteurs) à haut rendement;
• les navires alimentés au gaz naturel.

Les technologies émergentes suivantes ont également été prises en compte :

• la séparation membranaire du dioxyde de carbone (CO₂);
• l'oxycombustion;
• la production avancée d'électricité avec captage et séquestration de carbone en postcombustion;
• le captage et l'utilisation du carbone;
• l'énergie éolienne;
• l'énergie des vagues;
• l'énergie marémotrice;
• les petits réacteurs nucléaires modulaires;
• les centres d'énergie et d'électrification des plateformes;
• les navires alimentés au gaz naturel avec captage et séquestration du carbone.

Les technologies de réduction des GES et les pratiques exemplaires établies sont actuellement largement utilisées, et les coûts d'utilisation de ces technologies ne sont pas un obstacle à leur mise en œuvre. Toute unité flottante de PSD existante qui serait installée dans la région arctique devrait posséder la plupart des technologies et des pratiques exemplaires établies en matière de GES. Pour les nouvelles structures gravitaires et les nouveaux navires de PSD de pétrole en mer qui seraient spécialement construits pour l'Arctique, on s'attend au minimum à ce que les technologies établies et les pratiques exemplaires fassent également partie de ces installations. Étant donné l'encombrement, le poids et le coût relativement élevés des systèmes avancés de production d'électricité et d'autres nouvelles technologies, la faisabilité économique de leur mise en œuvre nécessiterait des études au cas par cas et serait soumise à des économies d'échelle. La production devrait être suffisamment élevée pour compenser le coût de conformité aux politiques et aux réglementations nécessaires et le coût d'exploration et de production.

L'électrification des centres de production sur le terrain au moyen de sources terrestres sans émissions de GES (telles que l'énergie hydroélectrique) constitue une option prometteuse pour les applications en eaux peu profondes proches du rivage, où les structures gravitaires sont généralement déployées. Toutefois, une grande centrale hydroélectrique ou une source d'énergie renouvelable similaire serait nécessaire pour que cette option soit réellement avantageuse, par rapport aux systèmes électriques avancés et aux autres technologies de réduction des GES sur place.

Les émissions de GES ont été estimées à la fois pour le scénario le moins émetteur et pour celui le plus émetteur. Deux types de transport de pétrole brut ont également été envisagés pour chaque scénario. Dans le type 1 de transport, le pétrole brut est déchargé de la structure gravitaire ou du navire de PSD de pétrole en mer sur un navire-citerne navette. Ce navire-citerne navette, en fonction de sa taille, peut transférer le pétrole brut à un autre navire-citerne au large pour l'acheminer vers une raffinerie. Dans le type 2 de transport, le pétrole brut déchargé de la structure gravitaire ou du navire de PSD de pétrole en mer est transporté par navire-citerne jusqu'à Prudhoe Bay, en Alaska, aux États-Unis, pour être introduit dans l'oléoduc trans-Alaska. De là, le pétrole brut est pompé jusqu'au terminal Valdez, à Valdez, en Alaska. Un second pétrolier transporte le pétrole brut du terminal Valdez à la raffinerie. Dans les 2 cas, le pétrole brut est transporté vers une raffinerie en Corée du Sud.

Outre les 2 modes de transport, 2 technologies différentes de production d'électricité sont prises en compte dans chaque scénario d'exploitation : la technologie établie et la technologie émergente. Dans le cas de la technologie établie, l'électricité est censée être produite sur la structure gravitaire ou le navire de production et de stockage de pétrole au large à l'aide de turbines à gaz brûlant du gaz associé épuré. Dans le cas de la technologie émergente, la structure gravitaire utilise de l'électricité provenant de sources renouvelables (p. ex. le vent) et le navire de PSD de pétrole en mer utilise de l'énergie nucléaire produite à bord.

Dans l'ensemble, les émissions de GES ont été estimées pour 24 combinaisons de production, de technologie et de transport sur la période 2022-2050. Les GES pris en compte dans l'évaluation sont le CO₂, le méthane (CH₄) et l'oxyde nitreux (N₂O). Après application de leurs potentiels de réchauffement planétaire respectifs de 1 (CO₂), 25 (CH₄) et 298 (N₂O), les GES totaux sont exprimés en équivalents dioxyde de carbone (éq. CO₂).

Les méthodes utilisées pour estimer les émissions de GES comprennent l'estimateur des émissions de gaz à effet de serre de la production pétrolière et le PRELIM (El-Houjeiri et coll. 2018; Abella et coll. 2021). L'intensité des émissions de GES des raffineries a été estimée à l'aide des méthodes décrites dans Jing et coll. (2020).

Les activités qui génèrent des GES dans chaque scénario peuvent être classées comme suit :

1. exploration + construction : projet en amont, exploration, soutien à la construction, forage et exploitation;
2. exploitation : production et extraction, traitement de surface, maintenance, transport, soutien à l'exploitation, émissions indirectes dues à la fabrication de combustibles;
3. activités en aval : raffinerie, distribution de carburant, combustion finale.

Les émissions totales de GES pour les combinaisons les moins et les plus émettrices sont indiquées dans le tableau E-1 pour la chaîne d'activité globale, de l'exploration à la combustion pour l'utilisation finale.

Les émissions totales de GES estimées pour l'exploitation et les activités en aval vont d'environ 10 millions de t éq. CO₂ par an pour la combinaison la moins émettrice à environ 40 millions de t éq. CO₂ par an pour la combinaison la plus émettrice. Dans les 2 scénarios, la majeure partie des émissions de GES est générée lors de la combustion finale des produits pétroliers raffinés.

Les émissions totales de GES générées par les activités au Canada ont également été estimées. Ces activités sont moins nombreuses que celles présentées dans le tableau E-1 et comprennent la prospection, les émissions indirectes, la construction et les activités de forage et d'exploitation au Canada, avec le transport du brut jusqu'à la frontière canadienne. Ces valeurs sont indiquées dans le tableau E-2. Les activités qui se déroulent en aval (par exemple, le raffinage, la distribution et la combustion) sont exclues de cette estimation, car elles se déroulent à l'extérieur du Canada.

Le tableau E-3 présente l'estimation des émissions de GES au Canada pour les combinaisons les moins émettrices et les plus émettrices.

Les émissions annuelles totales estimées de GES qui se produisent au Canada à partir des 2 scénarios d'exploitation varient de 64 179 t éq. CO₂ par an dans le cas des émissions les plus faibles à 705 362 t éq. CO₂ par an dans le cas des émissions les plus élevées. Dans la combinaison la moins émettrice, une grande partie des émissions provient des activités de traitement en surface (par exemple, traitement du pétrole brut, traitement du gaz associé). Dans la combinaison la plus émettrice, la principale source d'émissions est le soutien à l'exploitation; toutefois, la production et l'extraction, ainsi que le traitement de surface, contribuent également de manière substantielle aux émissions.

Le tableau E-4 présente un résumé des émissions de GES au Canada d'après la production moyenne pour les années 2030 et 2050.

Pour le scénario à émissions élevées, les émissions de GES en 2030 sont plus élevées que les émissions de GES en 2050 en cas d'utilisation de l'énergie nucléaire, principalement en raison de la présence du navire de forage en 2030. Dans le cas contraire, les émissions de 2050 sont plus élevées, car il faut plus d'électricité au fil du temps, au fur et à mesure que le réservoir vieillit.

Outre les estimations des émissions globales de GES et des émissions de GES au Canada, une analyse du cycle de vie (ACV) complète a été réalisée pour le pétrole brut de l'Arctique en fonction de 2 cycles de vie : celui du puits à la raffinerie et celui du puits à la combustion. Les estimations sont présentées dans le tableau E-5.

Les valeurs d'intensité des GES du puits à la raffinerie varient de 1,8 à 2,7 g éq. CO₂/MJ de pétrole brut. Il convient de noter que ces intensités comprennent les émissions provenant du soutien à la construction (par exemple, les remorqueurs) et du soutien à l'exploitation (par exemple, les navires de ravitaillement), qui ne sont pas incluses dans d'autres ACV similaires, mais qui représentent une part négligeable de l'intensité. Les intensités de GES estimées sont inférieures à celles trouvées dans la littérature pour 3 pétroles bruts en Iran, en Arabie Saoudite et au Venezuela, qui allaient de 6 à 15 g éq. CO₂/MJ brut (Di Lullo, 2016).

Les valeurs d'intensité des GES du puits à la combustion se situent de 78,0 à 79,1 g éq. CO₂/MJ de pétrole brut; ces valeurs comprennent les émissions de GES provenant des activités de soutien à la construction et de soutien à l'exploitation. Comme le montre le tableau E-1, ces intensités sont équivalentes à une fourchette de 479 à 488 kg éq. CO₂/baril. Ces estimations sont raisonnablement comparables à celles que l'on trouve dans la littérature pour les bruts du monde entier (Terre-Neuve, Alberta, Alaska, Norvège), qui varient de 481 à 736 kg éq. CO₂/baril. L'intensité estimée des émissions de GES du puits à la combustion pour le pétrole brut de l'Arctique est très semblable aux valeurs des pétroles bruts en mer de Terre-Neuve et de Norvège (Oil Climate Index, 2021; Carnegie Endowment for International Peace, 2015).

L'incertitude des estimations pour l'Arctique est faible en raison de l'approche prudente et des hypothèses connexes utilisées pour estimer les émissions.

Les émissions de GES de l'ACV provenant d'autres sources d'énergie sont comparées aux estimations de l'Arctique dans le tableau E-6.

Les estimations pour l'Arctique sont inférieures aux intensités de GES du pétrole conventionnel, du pétrole lourd et du charbon. Ce résultat est probablement lié à l'approche et aux hypothèses retenues pour les estimations relatives à l'Arctique, qui comprennent l'extraction d'un pétrole relativement léger (on suppose que le pétrole d'Hibernia serait semblable au pétrole de l'Arctique) et l'utilisation de technologies établies pour réduire les GES lors de la prospection, de l'extraction, de la production et des autres activités tout au long de la chaîne de valeur.

Au-delà de 2030, le Canada s'est récemment engagé à atteindre la carboneutralité d'ici 2050, et la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité établit un processus juridiquement contraignant d'objectifs, de plans et de rapports provisoires en vue d'atteindre cet objectif. Atteindre la carboneutralité signifie que l'économie canadienne ne rejette aucune émission de GES ou crée des compensations qui éliminent les GES de l'atmosphère. Cet objectif peut être atteint, par exemple, par des actions telles que la plantation d'arbres ou l'utilisation de technologies capables de capturer le carbone avant qu'il ne soit libéré dans l'air (Environnement et changement climatique Canada [ECCC], 2021).

Les prévisions relatives à la demande et à la production de pétrole brut jusqu'en 2050 varient considérablement. Les différences entre les scénarios de production sont influencées par la combinaison de la demande mondiale et des politiques en matière de GES. Par exemple, la Régie de l'énergie du Canada (REC) a déclaré que d'ici 2050, la production canadienne de pétrole brut devrait se situer entre 5 et 7 millions de barils par jour (Mb/j) (environ 1,1 million de mètres cubesm³/j) en fonction des politiques et actions futures en matière de GES à l'échelle mondiale. Cette quantité représente une augmentation de 7 à 40 % par rapport aux niveaux de production de 2019. Selon les prévisions, la production devrait avoir lieu principalement en Alberta, avec des volumes supplémentaires en Saskatchewan et au large de Terre-Neuve-et-Labrador (REC, 2020). Les prévisions actuelles ne tiennent compte d'aucune activité d'exploitation sur terre ou en mer dans l'Arctique.

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) a publié en mai 2021 un rapport intitulé Net Zero by 2050, a Roadmap for the Global Energy Sector (Feuille de route vers la carboneutralité d'ici 2050 pour le secteur mondial de l'énergie, en anglais seulement) qui définit une voie globale de haut niveau vers la carboneutralité et présente les impacts sectoriels anticipés. Dans cette feuille de route, on suppose que la demande de pétrole ne reviendra jamais à son sommet de 2019 et qu'elle diminuera de 88 à 72, puis à 24 millions de barils par jour en 2020, 2030 et 2050 respectivement. Ces chiffres représentent une diminution de près de 75 % de 2020 à 2050 (AIE, 2021). Il est à noter que la trajectoire mondiale est contraire aux prévisions de production de pétrole du Canada, qui indiquent une augmentation jusqu'en 2050. La trajectoire de la demande de pétrole dans le scénario global carboneutre suppose qu'aucune exploration de nouvelles ressources n'est nécessaire et qu'aucun nouveau gisement de pétrole n'est nécessaire, à l'exception des gisements dont l'exploitation a déjà été approuvée. Le prix du pétrole dans la trajectoire vers la carboneutralité serait en principe suffisant pour couvrir le coût de l'exploitation de nouveaux gisements pour les producteurs les moins coûteux, y compris ceux du Moyen-Orient, mais il est supposé que les principaux détenteurs de ressources ne procèdent pas à des investissements dans de nouveaux gisements parce que cela créerait une pression supplémentaire significative à la baisse sur les prix (AIE, 2021).

Sur la base des estimations de l'ACV présentées ici, l'exploitation du pétrole et du gaz de l'Arctique représenterait une contribution relativement faible à la production mondiale et aux émissions de GES connexes. Toutefois, les émissions de GES libérées au Canada pourraient nuire à la capacité du Canada à atteindre ses objectifs de réduction des GES pour 2030 si elles ne sont pas compensées par des réductions ou des compensations dans d'autres régions du Canada. Si la production hypothétique de 240 000 barils/jour dans l'Arctique représente une augmentation nette de la production pétrolière prévue au Canada en 2030, l'augmentation des émissions au Canada est estimée à 0,4 million de tonnes d'équivalents CO₂ pour l'année dans le cas le plus favorable.

Il est probable que chaque source d'énergie pétrolière au Canada et au-delà (charbon, pétrole, brut lourd, gaz naturel) devra réduire ses émissions de GES à un niveau proche de zéro à l'avenir, laissant de très petites quantités à compenser d'une manière ou d'une autre. En outre, les initiatives des entreprises en matière environnementale, sociale et de gouvernance se traduiront par une réduction des émissions de gaz à effet de serre par baril de production. Toutefois, le calendrier et la mise en œuvre de ces réductions sont loin d'être fixés. Les acteurs de l'exploitation pétrolière dans l'Arctique seraient très probablement tenus de faire de même. Cet objectif peut être atteint en faisant appel à de nouvelles technologies qui sont développées actuellement ou le seront à un moment donné dans l'avenir.

Cette évaluation tient compte des fuites, c'est-à-dire des changements dans les GES en dehors d'un périmètre donné, comme le Canada, en incluant les émissions de l'ACV à l'échelle mondiale. L'utilisation des ACV pour étudier les effets des nouvelles politiques ou réglementations en matière d'exploitation permet d'évaluer et de gérer les fuites de GES en tenant compte des GES à l'échelle mondiale et tout au long du cycle de vie. Pour éviter les fuites négatives (telles que l'augmentation des GES à l'échelle mondiale liée à une action au Canada susceptible de réduire les émissions nationales), les pays doivent prendre des décisions politiques non seulement en fonction des limites de leur inventaire, mais aussi en tenant compte de l'impact interne de leurs décisions et politiques sur les GES à l'échelle mondiale.

Énoncé de méthode

Dans le cadre de cette étude, RCAANC a bénéficié du soutien d'un groupe de travail technique composé d'Environnement et Changement climatique Canada, du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, du gouvernement du Yukon et de l'Inuvialuit Regional Corporation. Dans le cadre d'une approche collaborative, plusieurs questions ont été soulevées au cours de ce travail par les membres du groupe de travail technique. Parmi les questions soulevées, on peut citer l'identification de l'emplacement des hypothétiques installations de production de pétrole dans la mer de Beaufort, ainsi que l'identification de l'endroit où le pétrole brut serait raffiné et consommé. Après une longue discussion sur les différentes options possibles, 2 sites ont été retenus, l'un proche du rivage et l'autre plus au large. Il a également été convenu que le pétrole brut ne serait probablement pas raffiné au Canada, mais quelque part à l'ouest du pays. Après discussion, la Corée du Sud a été choisie comme lieu d'implantation probable. Ces hypothèses, ainsi que plusieurs autres, ont été utilisées pour élaborer l'évaluation du cycle de vie complète. L'approche et les hypothèses ont été approuvées par le groupe de travail technique. Ces hypothèses visent à fournir une estimation raisonnable et pratique des émissions de gaz à effet de serre provenant des 2 scénarios de production, afin d'aider RCAANC à planifier ses activités. Les chiffres sont présentés sur la base des meilleures informations dont disposait le groupe de travail technique au moment de l'évaluation. Bien que les données et les résultats soient fournis ici, ce rapport ne doit en aucun cas être interprété comme offrant une opinion sur la question de savoir si l'exploitation du pétrole et du gaz dans l'Arctique devrait être approuvée par un organisme de réglementation.