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Leadership avisé RBC Énergie Ce que signifie pour les entreprises l’accord d’équivalence sur le méthane entre le Canada et l’Alberta
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Ce que signifie pour les entreprises l’accord d’équivalence sur le méthane entre le Canada et l’Alberta

Et comment cela pourrait s’avérer conséquent pour les ambitions climatiques du Canada

La récente entente de principe d’équivalence sur le méthane entre le Canada et l’Alberta fixe un objectif de réduction de 75 % des émissions de méthane de pétrole et de gaz d’ici 2035, par rapport aux niveaux de 2014.1 Cela pourrait s’avérer déterminant pour les ambitions climatiques du pays : le méthane a environ 80 fois plus d’incidence sur le réchauffement que le CO₂, sur une période de 20 ans, et représente près d’un quart des émissions totales de gaz à effet de serre du secteur, ce qui en fait l’un des leviers les moins coûteux et les plus percutants pour les avancées liées au climat à court terme.

Pour les producteurs de pétrole et de gaz, la mesure et l’analyse du rendement des émissions de méthane offrent maintenant une plus grande souplesse sur le plan de la mise en œuvre, mais avec la vérification au premier plan.

Dans de nombreux cas, les entreprises du secteur du pétrole et du gaz sont déjà en place et comprennent plusieurs technologies clés de réduction des émissions de méthane, notamment : 

  • Unités de récupération de vapeur qui captent le gaz de réservoirs d’entreposage qui autrement serait libéré dans l’atmosphère ;

  • Systèmes pneumatiques à faible purge qui éliminent les émissions de méthane courantes provenant des instruments de contrôle des vannes et des pompes ;

  • Remplacements de joint d’étanchéité de compresseur pour prévenir les fuites des appareils sous pression ;

  • Leak detection and repair programs that use optical gas imaging and continuous monitors to find and tackle fugitive emissions.

Ensemble, ces technologies pourraient réduire les émissions de plus de trois millions de tonnes par année, soit l’équivalent d’environ 1 % des émissions annuelles en Alberta.2 La province a déployé ces technologies à grande échelle. Depuis 2019, l’Alberta a investi 172 millions de dollars dans la technologie de réduction du méthane, incluant l’installation de plus de 58 000 dispositifs à faible purge ou à purge nulle. Les résultats sont tangibles : les programmes financés par le gouvernement ont permis d’éviter le rejet d’environ 17 millions de tonnes d’émissions, selon le gouvernement de l’Alberta. Un programme de mise en œuvre de 25 millions de dollars a permis à 49 exploitants de déployer l’équipement dans plus de 650 sites, à des coûts d’élimination inférieurs à 50 dollars la tonne.3

Le secteur canadien de l’atténuation des émissions de méthane compte plus de 130 entreprises, et les mesures de conformité en vertu de l’application renforcée des règles sur le méthane devraient créer 34 000 emplois entre 2027 et 2040.

Cependant, tout progrès comporte des vents contraires. L’Alberta avait gelé le prix des crédits du fonds provincial « Technology Innovation and Emissions Reduction » (TIER) à 95 dollars la tonne en mai 2025, bien en deçà de la trajectoire fédérale de 170 dollars, invoquant les pressions tarifaires exercées par les États-Unis.4 Le protocole d’accord engage les deux gouvernements à respecter un prix minimum réel de 130 dollars la tonne ; cependant, quelques jours après sa signature, l’Alberta a effectué des modifications qui ont inondé le marché des crédits.

L’écart de mesure

Bien que l’accord soit prometteur, son succès dépend d’une vérification transparente, d’autant plus qu’une exploration aérienne pluriannuelle a révélé que les émissions de méthane de l’Ouest canadien s’avéraient presque deux fois les inventaires officiels.5 Le Canada en a tenu compte lorsqu’il a mis à niveau sa méthodologie, entraînant une augmentation de plus de 35 % des émissions fugitives déclarées.6 L’engagement de l’accord envers une évaluation indépendante par un tiers pourrait s’avérer son élément le plus important.

Comment le Canada se compare-t-il à ses pairs ?

Grâce à une interdiction qui remonte à 1971, la Norvège affiche la plus faible intensité de méthane au monde, mais son secteur pétrolier et gazier ne représente qu’une fraction de celui du Canada.7 Le rapport Global Methane Tracker 2025 de l’AIE situe l’intensité des émissions en amont du Canada à environ 0,40 kg de méthane/GJ, ce qui est inférieur à la moyenne mondiale de 0,55 kg de méthane/GJ, bien devant la Russie, l’Iran et le Turkménistan, mais plus élevé que la Norvège et l’Arabie saoudite.8

La réglementation de l’Union européenne (UE) sur le méthane, soit la première norme juridiquement contraignante au monde, exigera des importateurs qu’ils signalent l’intensité du méthane à partir de 2028 et atteignent les seuils d’intensité maximale d’ici 2030, liant rendement du méthane à faible émission et accès au marché, offrant ainsi un avantage potentiel aux producteurs pour concurrencer sur le plan de l’intensité du méthane.9

Les capitaux privés surveillent cette tendance. Un exemple récent est l’entreprise montréalaise GHGSat qui a levé 47 millions de dollars en septembre 2025, portant le financement total à 173 millions de dollars, avec l’appui des entités canadiennes Yaletown Partners, BDC Capital et Banque Nationale.10 La société GHGSat exploite désormais 16 satellites de détection du méthane et s’est associée à ExxonMobil et à Aramco.

Prochaines étapes

Plus tard cette année, une ébauche d’accord d’équivalence devrait faire l’objet d’une consultation publique de 60 jours. Les signaux laissent entrevoir un régime mondial de plus en plus strict pour les émissions de méthane : normes d’importation de l’UE d’ici 2030 ; recherche par le Japon et la Corée du Sud d’un approvisionnement en gaz à faible émission de carbone ; et l’Engagement mondial sur le méthane, approuvé par 159 pays.

Vivan Sorab est responsable principal, Technologie propre RBC, Leadership avisé RBC

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