Écrit par Duncan McPherson, Marie Buchinski, Vivek Warrier, Brad Gilmour, Lawrence Smith, Keely Cameron, Sam Denstedt and Kenryo Mizutani

Intérêt croissant pour l’hydrogène au Canada et en Alberta

L’hydrogène a attiré l’attention des décideurs canadiens et des acteurs de l’industrie. Notamment, le gouvernement canadien a annoncé en juin 2020 une stratégie nationale sur l’hydrogène à venir, et le gouvernement de l’Alberta a dévoilé son Natural Gas Vision and Strategy en octobre 2020, dans lequel l’hydrogène joue un rôle important. L’Industrial Heartland (AIH) de l’Alberta, avec son infrastructure connexe existante et son développement industriel, est bien placé pour jouer un rôle fondamental dans le développement ultérieur de l’économie canadienne de l’hydrogène.

Dans notre article précédent, Hydrogen 101: Basics of Hydrogen Supply Chains, nous avons expliqué les principes fondamentaux des chaînes d’approvisionnement en hydrogène. Nous avons également exploré les stratégies nationales de l’hydrogène de Germany and the EU, Japan and South Korea, and Australia dans une série de messages antérieurs. Alors que le Canada et l’Alberta élaborent leurs stratégies respectives en matière d’hydrogène, ces messages préparent le terrain pour comprendre les thèmes clés des chaînes d’approvisionnement en hydrogène.

Dans le cadre de la vision et de la stratégie du gaz naturel de l’Alberta, l’Alberta cherche à s’engager dans la production d’hydrogène à grande échelle avec captage, utilisation et stockage du carbone (CCUS) grâce au déploiement de diverses utilisations de l’hydrogène dans la province d’ici 2030. D’ici 2040, l’Alberta vise à exporter de l’hydrogène à l’échelle nationale et mondiale. Dans le cadre de notre série Nouveau économie d’énergie, nous avons commenté et stratégie du gaz naturel de >Alberta dans un article précédent. 

La vision et la stratégie du gaz naturel ont été suivies par le Alberta Petrochemicals Incentive Program (APIP), un programme d’incitation visant à stimuler les industries pétrochimiques, y compris la production d’hydrogène. Pour plus de détails sur l’APIP, veuillez consulter notre article, ALBERTA’s APIP Aiming the Province to Petrochemical Facility Leadership.

Alberta Industrial Heartland comme premier nœud d’hydrogène au Canada

Le 16 novembre 2020, l’accélérateur de transition a publié son rapport final, Building a Transition Pathway to a Vibrant Hydrogen Economy in the Alberta Industrial Heartland (le « rapport »). Le rapport est l’aboutissement des travaux de l’Alberta Industrial Heartland Hydrogen Task Force, un groupe multidisciplinaire dirigé par cinq municipalités formant l’AIH : la ville d’Edmonton, la ville de Fort Saskatchewan, le comté de Strathcona, le comté de Lamont et le comté de Sturgeon.

Le rapport décrit comment établir une économie de l’hydrogène au Canada, en recommandant de mettre l’accent sur les nœuds d’hydrogène sous-régionaux. Il s’agit de municipalités et de corridors de transport spécifiques avec des approvisionnements fiables en hydrogène à faible coût, des marchés de consommation importants et des moyens rentables pour relier les deux. Chaque nœud visera à développer des économies locales de l’hydrogène économiquement autosuffisantes, qui pourront ensuite être connectées à mesure que les secteurs nationaux et mondiaux de l’hydrogène se développeront. Le rapport salue l’AIH comme un emplacement de choix pour le premier nœud d’hydrogène du Canada.

AIH produit actuellement de l’hydrogène et dispose d’une infrastructure de distribution et de séquestration existante

L’AIH est un excellent candidat pour le premier nœud d’hydrogène du Canada, car il produit actuellement environ 2,25 kilotonnes d’hydrogène par jour, dispose d’un pipeline d’hydrogène en exploitation dans le sol, ainsi que de deux pipelines de dioxyde de carbone. En outre, les entreprises actives dans les utilisations existantes de l’hydrogène sont situées à proximité les unes des autres, et la région AIH contient des formations géologiques adaptées au CCUS, ce qui est essentiel pour la plupart des productions d’hydrogène bleu.

Bien que la majorité de l’hydrogène actuellement produit dans l’AIH soit de l’hydrogène gris, il existe trois installations produisant de l’hydrogène bleu : la raffinerie Shell Scotford, la raffinerie Northwest et l’usine d’engrais Nutrien. Environ les deux tiers de l’hydrogène produit sont actuellement utilisés comme matière première pour la valorisation et le raffinage du bitume et du pétrole brut, l’autre tiers étant vendu sur le marché libre pour d’autres utilisations telles que la production d’engrais.

En bref, l’AIH a déjà mis en place une production importante d’hydrogène à faible coût et l’infrastructure de distribution et de séquestration existante.

Politique du côté de la demande : « Les systèmes énergétiques sont déterminés par la demande »

Comme il est indiqué dans le rapport, la demande est en fin de compte le moteur d’une transition énergétique. Il doit y avoir une demande suffisante d’hydrogène pour soutenir les coûts de production et d’infrastructure. Le rapport a identifié trois secteurs qui pourraient fournir la demande d’hydrogène nécessaire pour réaliser un nœud d’hydrogène dans l’AIH:

• Transport lourd : Cette catégorie comprend principalement les autobus et les véhicules de transport de marchandises, idéalement les « véhicules qui consomment beaucoup de carburant », qui font partie de parcs centralisés qui utilisent principalement les mêmes itinéraires et/ou retournent au même dépôt. Le rapport a analysé trois routes principales, trouvant en moyenne de 4 000 à 10 000 camions par jour utilisant la rocade d’Edmonton, de 4 500 à 8 000 camions par jour utilisant la route 2 entre Edmonton et Calgary, et environ 1 000 camions par jour utilisant la route 63 jusqu’à Fort McMurray. À elle seule, l’autoroute 2 a le potentiel de créer une demande d’hydrogène de 93 tonnes par jour, ce qui est suffisant pour soutenir un certain nombre de stations de ravitaillement en hydrogène. Comme il est indiqué dans le rapport, l’utilisation de l’hydrogène dans le transport lourd peut réduire les émissions de gaz à effet de serre existantes de 80 à 95 pour cent, et selon le coût d’admettant le carburant à l’hydrogène aux stations de ravitaillement (c.-à-d. par pipeline ou camion) pourrait même réduire les coûts de ravitaillement à l’avenir par rapport au diesel.
• Bâtiments résidentiels et commerciaux: Comme nous l’avons mentionné dans notre article précédent, le mélange d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel existants est un moyen efficace de décarboniser la consommation d’énergie des bâtiments résidentiels et commerciaux. Une étude du Laboratoire national des énergies renouvelables des États-Unis a révélé que les infrastructures de gaz naturel existantes peuvent traiter des mélanges jusqu’à 20 pour cent d’hydrogène par volume. Le rapport a révélé qu’à un mélange de 20 pour cent, la demande d’hydrogène pour le chauffage des locaux serait de 108 tonnes par jour à Edmonton et de 1,1 tonne par jour à Fort Saskatchewan. Comme l’indique le rapport, l’utilisation de l’hydrogène pour chauffer les bâtiments résidentiels et commerciaux dans les climats froids est la méthode la plus prometteuse pour décarboniser ce secteur et pourrait réduire les émissions de gaz à effet de serre de 67 à 90 %.
• Chaleur et électricité industrielles : Le charbon, le coke et le gaz naturel étant les principales sources de combustible pour la chaleur et l’électricité industrielles en Alberta, l’hydrogène est une solution de rechange prometteuse. Par exemple, le rapport identifie la fabrication de l’acier, qui utilise du coke pour produire de la chaleur pour la fusion de l’acier, comme pouvant réduire les émissions de gaz à effet de serre de 80 à 95 pour cent en passant à l’hydrogène. Le rapport note également le potentiel de l’utilisation de l’hydrogène dans les turbines à gaz pour produire de l’électricité, et de la production d’hydrogène pour stocker l’énergie électrique renouvelable à faible demande du réseau. L’excès d’électricité peut être utilisé pour créer de l’hydrogène, qui peut ensuite être stocké dans les cavernes de sel de l’Alberta, ou potentiellement être directement connecté à un pipeline d’hydrogène. Selon le rapport, la transition vers l’hydrogène pour la chaleur et l’électricité industrielles peut également réduire les émissions de gaz à effet de serre de 67 à 90 pour cent.

Utilisation et réaffectation de l’infrastructure énergétique existante en Alberta

L’un des principaux avantages du PAGHRI en tant que premier nœud d’hydrogène potentiel du Canada est l’existence d’une infrastructure énergétique importante, y compris des pipelines et des puits. Nous avons déjà commenté le potentiel de réaffectation des puits de pétrole existants dans notre série en deux parties Projets de réaffectation du site : Partie 1 et Parte 2, et non seulement les puits existants peuvent potentiellement être utilisés pour le CCUS pour l’hydrogène bleu, mais l’hydrogène produit peut être transporté à l’aide de pipelines de gaz naturel existants.

En particulier, l’AIH compte un nombre important de gazoducs abandonnés, de gazoducs débranchés et de pipelines de carburéacteur abandonnés. Ces pipelines pourraient être réutilisés pour transporter de l’hydrogène dans la région. De plus, l’AIH dispose d’un pipeline d’hydrogène existant (le pipeline d’hydrogène d’Air Products) et d’une infrastructure CCUS (l’Alberta Carbon Trunk Line et le Shell Quest Project), ce qui crée un potentiel de croissance de la production d’hydrogène bleu.

Voie à suivre

Le rapport conclut en fin de compte que l’AIH possède « la plupart, sinon toutes les caractéristiques nécessaires pour justifier la création d’un nœud d’hydrogène », et prévoit un potentiel de marché de 100 milliards de dollars par année pour l’hydrogène, y compris les revenus nationaux et les exportations internationales, sur la base de l’engagement du Canada à atteindre zéro émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050. Pour nos commentaires sur les initiatives du Canada en matière de changement climatique et le projet de loi C-12 récemment publié, veuillez consulter notre article, Le gouvernement fédéral présente le projet de loi C-12 pour rendre obligatoires les exigences de zéro émission nette de 2050.

Le rapport contient également un certain nombre de recommandations, notamment :

• Création d’une feuille de route sur l’hydrogène : Une feuille de route est nécessaire pour aborder les stratégies de production d’hydrogène bleu et vert, le développement de CCUS et les politiques axées sur la demande pour stimuler l’économie de l’hydrogène du Canada.
• Établissement de normes et de règlements pour l’hydrogène et le dioxyde de carbone : Des normes pour définir diverses qualités d’hydrogène par intensité de carbone de production, des règlements de sécurité pour l’utilisation de l’hydrogène et des règlements CCUS sont nécessaires.
• Mobilisation des intervenants : La mobilisation des peuples autochtones, des collèges, des universités et des marchés et entreprises internationaux devrait être axée à la fois sur les aspects commerciaux et sur le partage des connaissances.

La conclusion du rapport est de développer une économie canadienne de l’hydrogène en établissant d’abord de petits nœuds d’hydrogène autosuffisants. L’AIH est le candidat de choix pour le premier nœud d’hydrogène du Canada, et pour saisir cette opportunité, le soutien de l’industrie, du public et du gouvernement est nécessaire. Pour établir un nœud d’hydrogène dans l’AIH, des incitations à créer une demande d’hydrogène sont nécessaires. De plus, la réaffectation de l’infrastructure énergétique existante réduira le coût de l’approvisionnement en hydrogène sur le marché. Tous les yeux sont maintenant tournés vers le gouvernement fédéral alors que nous attendons de voir comment la stratégie nationale sur l’hydrogène façonnera le développement de l’économie canadienne de l’hydrogène.

Bennett Jones est très engagé dans les développements énergétiques émergents. Si vous avez des questions concernant les opportunités d’affaires de l’hydrogène, n’hésitez pas à contacter un membre du Regulatory ou Énergie .