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Préparation à la production et au déploiement des carburants de substitution liquides au Canada

Sommaire

Les biocarburants renouvelables semblent constituer une option prometteuse pour atteindre l’objectif de la Norme sur les carburants propres, soit de réduire les émissions de GES de 30 mégatonnes par année d’ici 2030, au Canada. De plus, certains de ces carburants prometteurs peuvent être considérés comme étant des « substituts » compatibles avec l’infrastructure et les moteurs actuels. Également, certains carburants de substitution renouvelables sont soit déjà utilisés au Canada, soit prêts à être produits et déployés au pays à plus ou moins court terme (2018-2025). Deux carburants de substitution en particulier pourraient être employés au Canada prochainement : le diesel renouvelable produit par hydrogénation (DRH) et le carburéacteur renouvelable (biocarburéacteur).

L’essence renouvelable et le biobrut, les deux autres carburants considérés dans cete analyse, sont plus difficiles à évaluer en raison d’un manque d’information disponible, indiquant un niveau de développement technique plus faible pour ces technologies. Toutefois, les sous-produits de naphta et d’éléments légers « verts » issus des processus de fabrication du diesel renouvelable par hydrogénation et du biocarburéacteur pourraient constituer des composantes de l’essence renouvelable.

Diesel renouvelable produit par hydrogénation

Tous les carburants diesel renouvelables obtenus par hydrogénation ou diesel renouvelable sont présentement produits à une échelle commerciale relativement importante via un  procédé oléochimique.

Il convient de noter que, bien que le diesel renouvelable et le biodiesel (qui n’est pas considéré comme étant un carburant de substitution) puissent être produits à partir de matières premières semblables, les réactions, les processus de fabrication et les propriétés des carburants diffèrent grandement. L’un des inconvénients que présente la production du diesel renouvelable (comparativement au biodiesel) est le besoin supplémentaire en hydrogène dans la majorité des raffineries ainsi que les dépenses élevées en immobilisations associées à l’équipement d’hydrotraitement. Également, le rendement de fabrication du diesel renouvelable est au moins 15 % inférieur à celui du biodiesel fabriqué à partir des mêmes matières premières, affectant ainsi la rentabilité de la production du diesel renouvelable. D’un autre côté, bien que les propriétés des matières premières influent fortement sur le point de trouble du biodiesel,  elles ont une influence plus faible sur celui du diesel renouvelable.

Les caractéristiques lubrifiantes relativement faibles des biodistillats traités par l’hydrogène représentent un inconvénient. À cet égard, elles sont semblables à celles du diesel à très faible teneur en soufre (DTFTS), des composés de base paraffiniques obtenus par procédé Fischer-Tropsch (FT) ou des autres produits des procédés de liquéfaction des gaz. Tous ces produits nécessitent habituellement un traitement par additif ou doivent être mélangés avec des composés de base à pouvoir lubrifiant élevé pour parvenir à un rendement satisfaisant. Ce n’est toutefois pas un facteur limitatif puisque qu’à la base, le DTFTS nécessite aussi un additif lubrifiant.

En raison du nombre restreint de fournisseurs de diesel renouvelable produit par hydrogénation, l’information sur les prix est limitée. Des analyses issues de publications ou de discussions au sein de l’industrie indiquent que les coûts du diesel renouvelable produit par hydrogénation sont supérieurs au prix de gros actuel du diesel dérivé du pétrole. Cela dépend bien sûr du prix du pétrole; le diesel renouvelable produit par hydrogénation sera plus concurrentiel lorsque les prix du pétrole seront plus élevés (p. ex. supérieurs à 100-150 $/bbl). Le coût des matières premières représente un pourcentage élevé des coûts totaux de production. Par conséquent, les carburants produits à partir d’huiles renouvelables moins chères, telles que l’huile de cuisson usée, le suif ou l’huile de palme, auront des coûts de production plus faibles que les carburants produits à partir d’huiles végétales plus chères. Toutefois, les propriétés du carburant, en particulier celles par temps froid, peuvent être affectées par les matières premières disponibles et un prétraitement supplémentaire peut être nécessaire pour l’huile de cuisson usée et les autres matières premières contenant des impuretés ou une teneur élevée en acides gras libres. Ceci ajoutant aux coûts d’immobilisation et d’exploitation.

Le diesel renouvelable produit par hydrogénation est un carburant de substitution entièrement compatible avec les infrastructures, les réseaux de distribution et les moteurs existants. Le diesel renouvelable peut être traité exactement comme le diesel fossile; le mélange peut être réalisé là où il sera le plus rentable, c’est-à-dire dans les raffineries ou les terminaux. Ainsi, on utiliserait l’infrastructure de transport et d’entreposage existante pour le diesel renouvelable, notamment les pipelines, les terminaux, le transport ferroviaire et les camions. En raison de la compatibilité du diesel renouvelable avec le diesel conventionnel, le carburant est mélangé avant d’être livré dans les stations d’essence au détail. L’infrastructure de détail actuelle peut donc être utilisée sans modification.

Par conséquent, il s’agit d’un carburant de substitution relativement bien connu et qui est déjà produit et utilisé au Canada. Toutefois, il n’est pas concurrentiel d’un point de vue commercial en l’absence d’une politique publique de soutien.

Biocarburéacteur

Le biocarburéacteur est un carburant d’aviation composé de matières brutes renouvelables dérivées de la biomasse. L’engagement de l’Organisation de l’aviation civile internationale (OACI) envers la réduction des émissions de carbone d’ici 2050 (50 % par rapport au niveau de 2005) et l’intégration de l’aviation dans le système européen de quotas d’émission ont stimulé l’intérêt porté au carburéacteur dérivé de la biomasse. Le Programme de compensation et de réduction de carbone pour l’aviation internationale (CORSIA) de l’OACI a également encouragé cet intérêt. Le carburéacteur dérivé de la biomasse, composé de matières premières cultivées de manière durable sur le plan environnemental tout en limitant l’utilisation de terres arables, semble prometteur à long terme pour réduire les émissions des gaz à effet de serre (GES) et la dépendance aux combustibles fossiles.

Le principal processus de production de carburéacteur renouvelable à court terme est le procédé de valorisation des esters hydrotraités et acides gras (HEFA) déjà utilisé à l’échelle commerciale, notamment pour les systèmes axés sur la production de diesel renouvelable avec coproduction de carburéacteur renouvelable.. Toutefois, le volume de production de carburéacteur dérivé de la biomasse demeure relativement faible et nécessite une expansion et un développement supplémentaire pour être considéré comme un substitut partiel à court terme du carburéacteur conventionnel. 

D’autres filières sont en cours de développement. Alors qu’elles sont toutes possibles sur le plan technique, leur déploiement commercial se situe à différentes étapes, en raison de facteurs économiques, de la présence ou de l’absence d’approbations réglementaires et du niveau de validation. L’approbation de l’American Society for Testing and Materials International (ASTM) est essentielle audéploiement commercial de toute nouvelle filière, lequel exigeant la production d’un grand volume de carburant « conforme » pour mener des essais sur les moteurs et en vol. Le carburéacteur est composé d’un ensemble de molécules qui doit rencontrer plusieurs critères indispensables, notamment les caractéristiques d’opération par temps froid, la densité énergétique, la viscosité, la teneur en composés aromatiques et en soufre, les caractéristiques de distillation, l’acidité, la conductivité du carburant, le point d’éclair, la production de dépôt et l’usure du moteur. La spécification D7566 de l’ASTM dresse la liste des propriétés de carburant et des critères qui s’appliquent au carburéacteur de remplacement. Par leur nature, les carburéacteurs nécessitent un point d’éclair élevé (pour la sécurité) et un faible point de congélation afin de s’assurer que le carburant puisse être utilisé à haute altitude. 

La nature des carburants et les exigences rigoureuses pour l’exploitation sécuritaire des avions à réaction peuvent limiter le déploiement des carburants de certaines filières ou issus de certaines matières premières. Par exemple, la filière traditionnelle pour le procédé de valorisation des esters hydrotraités et acides gras (HEFA) qui utilise des huiles végétales ou des huiles de cuisson usées produit des carburants qui sont essentiellement dépourvus de composés aromatiques; par conséquent, l’approbation de l’ASTM est limitée à un mélange à parts égales (50 %) entre ces carburants et du carburéacteur conventionnel, ce dernier fournissant la teneur nécessaire en composés aromatiques.

À l’heure actuelle, il n’existe aucune installation en exploitation utilisant la gazéification de la biomasse et le procédé Fischer-Tropsch (FT), une filière thermochimique. Les technologies avancées (utilisant d’autres matières premières telles que la biomasse forestière ou agricole ou d’autres biomasses lignocellulosiques, des déchets et des algues) ont le potentiel de répondre à la demande future mais leur déploiement commercial à grande échelle ne pourra se faire que dans cinq à dix ans.

Différentes projections de coûts ont été élaborées pour les carburéacteurs renouvelables produits à partir de différentes matières premières et technologies. Ces résultats varient grandement en fonction du prix des matières premières, du rendement et des coûts d’immobilisation. Les processus commerciaux actuellement déployés à grande échelle s’appuient principalement sur la filière du kérosène paraffinique synthétique (HEFA-SPK) pour laquelle certaines projection de coûts sont disponibles. Dans la plupart des autres cas, la production à grande échelle a été démontrée pour certains intermédiaires clés, tels que l’éthanol ou le butanol, une filière de transformation d’alcool en carburéacteur (ATJ), mais les coûts en aval pour la conversion en alcanes ne sont habituellement pas disponibles. Le principal défi réside dans le fait que le carburéacteur figurera parmi les carburants renouvelables les plus coûteux à produire, en raison d’étapes supplémentaires dont les frais s’ajouteront aux coûts d’investissement et d’exploitation. Dans pratiquement tous les cas, la compétitivité des coûts avec le carburéacteur dérivé du pétrole se fonde sur des prix élevés du pétrole, soient supérieurs à 100 $/bbl.

Par conséquent, le biocarburéacteur est bien connu et de nombreux vols démontrant son utilisation ont eu lieu, notamment au Canada. Bien qu’il ne soit pas produit au pays à l’heure actuelle, le biocarburéacteur pourrait y être déployé. À long terme, d’autres options de technologie pourraient émerger à des fins commerciales. Cependant, aucune filière n’est susceptible d’être concurrentielle sur le plan commercial, à moins que les prix actuels du pétrole ne grimpent ou qu’une politique publique de support ne soit mise en place.

Essence renouvelable

Il est plus difficile de trouver un carburant renouvelable de remplacement à l’essence convenable que d’obtenir du diesel renouvelable. Comparativement au diesel, l’essence est constituée d’un mélange de composants chimiques plus varié afin d’être conforme à la spécification souhaitée, laquelle change tout au long de l’année.

Il existe des technologies liées aux carburants renouvelables qui produisent des composantes d’essence vertes, mais celles-ci ne répondent pas à elles seules aux spécifications pour l’essence. Les carburants de type essence de deuxième génération comprennent le biobutanol, le bio-isooctane et les sous-produits d’essence renouvelable issus du processus de fabrication du diesel renouvelable par hydrogénation. Aucun de ces carburants ne peut être utilisé comme substitut dans un moteur à essence actuel.

En outre, seulement quelques technologies liées à l’essence renouvelable ont atteint le NMT 7 (niveau de maturité technologique) ou satisfont à des exigences supérieures. À court terme, la meilleure option serait les composantes vertes, telles que le naphta « vert », qui sont des sous-produits des technologies de fabrication du diesel renouvelable par hydrogénation, comme précédemment mentionné. Toutefois, cela dépend si les politiques les considèrent en tant que composantes d’essence vertes ou comme composantes abaissant l’intensité en carbone de l’essence en tant que produit fini.

La technologie Ti-gas d’Haldor Topsoe convertit le méthanol en essence renouvelable. L’installation de démonstration produit 22 barils par jour en utilisant des granules de bois comme matière première. Elle n’emploie pas le procédé Fischer-Tropsch (FT). Elle combine l’H2 et le monoxyde de carbone (CO) à l’aide d’un gazéifieur pour former le méthanol, puis utilise un système catalytique exclusif pour créer l’essence. À cet égard, les premières étapes sont semblables à celles suivies par la société Enerkem, laquelle convertit les déchets urbains solides en méthanol.

La technologie de conversion du méthanol en essence (MTG) existante transforme d’abord le gaz de synthèse en méthanol, puis le converti en un mélange d’hydrocarbures se rapprochant des spécifications applicables au carburant. Il nécessite donc un traitement final minime. Cette technologie a été démontrée à plusieurs endroits. Toutefois, elle n’est pas commercialisée en Amérique du Nord.
Par conséquent, il semble juste d’affirmer que l’essence renouvelable n’est pas prête à être produite ni à être utilisée au Canada. Pour l’instant, il n’y a pas suffisamment de renseignements et de données permettant de déterminer si cette situation pourrait changer à l’avenir.

Biobrut

L’information disponible sur la technologie de biobrut est elle aussi restreinte. La seule technologie pouvant atteindre le NMT 7 dans le cadre de cette étude serait le procédé de traitement thermique rapide (RTP) d’Ensyn, soit la seule technologie qui est prête à être commercialisée. Le premier client canadien se manifestera en 2018. Ensyn a un accord de prélèvement avec une importante raffinerie de pétrole et possède d’autres installations de production en développement au Canada, aux États-Unis et au Brésil. Cette technologie comporte certaines limites dans la mesure où la teneur en eau et en oxygène est semblable à celle de l’huile de pyrolyse utilisée dans les brûleurs industriels et, par conséquent, est non miscible avec pétrole brut ordinaire.

Ensyn convertit les résidus ligneux et autres biomasses non alimentaires en biobrut, connu sous le nom de mazout renouvelable (MR), grâce à sa technologie exclusive de traitement thermique rapide. Le procédé de traitement thermique rapide est utilisé à l’échelle commerciale depuis plus de 25 ans pour la production de produits alimentaires, de produits chimiques et de combustibles de chauffage. L’installation de production de MR située à Renfrew fabrique un combustible de chauffage pour les chaudières, qui ne constitue pas un carburant de substitution. La production de MR est entièrement expédiée aux États-Unis puisque le produit possède un numéro d’identification du carburant renouvelable (RIN) D7. L’entreprise augmente à présent sa capacité de production pour une commercialisation à plus vaste échelle de ses carburants, y compris le co-traitement en raffinerie. Dans le co-traitement en raffinerie, le MR est traité avec le pétrole fossile brut au moyen du craquage catalytique fluide, un procédé qui a, selon Ensyn, fait ses preuves au cours de plusieurs essais, dont certains menés dans des raffineries commerciales en exploitation. Le retrait de l’eau et des acides constitue un défi technique considérable cependant.

En remplacement au biobrut, la liquéfaction hydrothermale est en développement au niveau international, dans le cadre de projets menés à échelle quasi commerciale et certains projets de démonstration canadiens sont maintenant envisagés. Cependant, l’information à ce sujet est présentement limitée.

Par conséquent, la technologie de biobrut ne semble actuellement pas prête pour la production ou le déploiement au-delà d’une petite échelle, bien que la technologie de traitement thermique rapide puisse être une option prometteuse à moyen terme à condition que le nombre important d’enjeux techniques associés à la teneur en oxygène et à l’acidité soient surmontés. Certaines technologies de liquéfaction hydrothermale semblent également prometteuses à court ou à moyen terme.

Enjeux importants – Options de matières premières et de produits

Les matières premières constituent un enjeu important pour l’utilisation à court terme du diesel renouvelable produit par hydrogénation et du biocarburéacteur. Une grande partie des mêmes matières premières peut convenir à différents carburants de substitution selon la filière choisie. Par exemple, bon nombre des technologies utilisées pour produire du diesel renouvelable par hydrogénation peuvent tout autant servir à fabriquer du biocarburéacteur. (De plus, la plupart des technologies utilisées pour fabriquer le diesel renouvelable par hydrogénation produisent également des sous-produits de naphta « vert » et de gaz de pétrole liquéfié [GPL] qui peuvent servir de composantes pour l’essence renouvelable.) Pour le diesel renouvelable produit par hydrogénation en particulier, de nombreuses filière technologiques peuvent utiliser différentes matières premières (p. ex.,différentes huiles végétales et graisses animales).

Parmi les options de matières premières nécessaires pour la production de carburéacteur renouvelable, on compte les huiles végétales issues d’oléagineux tels que le canola, le soya, la caméline et la moutarde Carinata, l’huile de cuisson usée, la graisse jaune et le suif. Les huiles de canola et de soya sont en forte demande dans le secteur de l’alimentation et, par conséquent, seul un faible pourcentage de la production actuelle serait disponible pour la production de diesel renouvelable ou de carburéacteur renouvelable (ou biodiesel non substitutif).

Enjeu important – Technologie et coûts

Tel que décrit dans leprésent rapport, bien que plusieurs filières différentes soient à l’étude pour la plupart de ces carburants de substitution, il convient de noter que plusieurs d’entre elles ne sont pas suffisamment développées techniquement pour la production et le déploiement à grande échelle.

De la même manière, le manque de compétitivité sur le plan des coûts par rapport aux combustibles fossiles actuels constitue un obstacle majeur à la production et au déploiement. Les exemples donnés ci-dessus suggèrent que des prix du pétrole excédant 100 $ US/baril seraient nécessaires pour justifier l’investissement dans les installations commerciales dotées de technologies de pointe. Ce tarif correspond à une hausse d’environ 50 % du prix de référence actuel du pétrole (p. ex. West Texas Intermediate). Les technologies actuellement offertes ne sont pas encore concurrentielles.

Dans plusieurs autres cas, il y a simplement un manque d’information concernant l’efficacité des technologies et leur profil de coûts. Cependant, la compétitivité des coûts est susceptible de demeurer problématique pour la production et le déploiement des carburants de substitution renouvelables en l’absence d’une politique publique de soutien.

Enjeu important – Politique publique

Au Canada, même l’augmentation du prix du pétrole risque de ne pas suffire afin d’encourager l’investissement dans les carburants de substitution. Alors que l’écart de prix peut être ajusté par la seule augmentation du prix du pétrole, les détails liés aux matières premières et aux filières technologiques détermineront si les options considérées peuvent constituer des solutions viables ou non. Par exemple, pour ce qui est de la gazéification par procédé Fischer-Tropsch, le prix des matières premières demeurant relativement stable, un prix plus élevé du pétrole peut à lui seul peut combler l’écart. Toutefois, les filières technologiques qui reposent sur les produits agricoles sont associées à un ensemble de circonstances plus complexe; historiquement, les prix élevés du pétrole ont parfois fait grimper les prix des produits agricoles tels que l’huile de canola, l’huile de soya et le maïs, même si aucun changement fondamental ne s’est produit dans l’équilibre entre l’offre et la demande pour ce type de produits. Les producteurs de carburants qui comptent sur de telles matières premières pourraient ne pas être en mesure d’obtenir un rendement satisfaisant. Par conséquent, bien que les prix élevés du pétrole puissent résoudre seuls l’écart de prix, l’augmentation subséquente du prix des huiles pourrait annuler cet effet.

Un autre enjeu majeur est relié au fait que le prix du pétrole fluctue de manière incertaine, ce qui nuit à l’engagement des investisseurs envers les carburants de substitution. Par exemple, en 2012-2013, les prix élevés du pétrole ont encouragé les sociétés pétrolières à investir en grand nombre dans les installations de carburants renouvelables, en particulier les biocarburants lignocellulosiques. La chute subséquente des prix du pétrole a eu des conséquences néfastes sur ces investissements. Les prix élevés du pétrole peuvent être utiles, mais risquent de ne pas suffire en l’absence d’une politique publique de soutien.

Des mandats spécifiques de production, lesquels ont déjà été mis en application au Canada, constituent un exemple de politique. Les mandats de production de carburant assurent une certitude sur le plan du volume produit ainsi qu’un accès au marché, convoité par les investisseurs. En outre, en ce qui concerne les mesures incitatives, un programme d’incitation fondé sur le revenu peut constituer une approche raisonnable, à condition qu’il y ait une certaine certitude par rapport au rendement financier. Il faudrait alors s’assurer de ne pas subventionner inutilement l’industrie pendant les années où les prix du pétrole (et ceux des produits pétroliers) sont élevés et les prix des matières premières, faibles. Auparavant, ce type d’approche constituait le fondement d’un certain nombre de programmes d’aide fédéraux et provinciaux pour la production de carburants renouvelables.

En résumé, les prix élevés du pétrole aideront les carburants de substitution à se positionner de façon concurrentielle mais ceci sera probablement insuffisant pour susciter des investissements en raison de leur volatilité. Par conséquent, des politiques assurant un accès au marché à long terme tout en fournissant un soutien financier lorsque les prix des matières premières et du pétrole sont défavorables seront nécessaires.

Conclusions

À l’heure actuelle, le diesel renouvelable produit par hydrogénation est prêt pour la production et le déploiement au Canada et, de fait, est déjà mélangé dans le stock de carburant diesel. Toutefois, le diesel renouvelable produit par hydrogénation qui est actuellement mélangé est importé au Canada.

Le biocarburéacteur pourrait être produit au Canada et est prêt pour le déploiement à partir de certaines filières technologiques ayant déjà reçu une approbation. Cependant, sa production requiert souvent les mêmes matières premières que celles utilisées pour les carburants renouvelables destinés aux transports routiers. Les producteurs de carburants devront donc prendre une décision économique ou financière concernant l’allocation de matières premières à une filière de carburant particulière et la distribution des produits en fonction des marchés, des mesures incitatives et des politiques en place. De plus, le diesel est généralement plus cher que le carburéacteur, ce qui encouragerait la production de diesel renouvelable par hydrogénation plutôt que celle du biocarburéacteur.

L’essence renouvelable n’est présentement pas prête pour la production ou le déploiement au Canada, bien que certaines de ses composantes utiles soient des sous-produits du processus de production du diesel renouvelable par hydrogénation ou du biocarburéacteur. L’information sur cette option de substitution demeure restreinte pour l’instant.

Le biobrut peut constituer une option prometteuse à moyen et long termes, mais les renseignements disponibles à l’heure actuelle ne suffisent pas pour procéder à une évaluation.

Rapport complet disponible sur demande. S'il vous plaît contactez Carburants à faible teneur en carbone et alternatifs à nrcan.lowcarbonandalternativefuels-carburantsafaibleteneurencarboneetalternatifs.rncan@canada.ca

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