Avis transfrontalier : Nation Nisga'a, Rockies LNG et Western LNG

Informations générales

(1) Nom et adresse du promoteur

Promoteurs : Nation Nisga'a, Rockies LNG et Western LNG
Adresse : 925, rue Georgia Ouest, bureau 1600, Vancouver (Colombie-Britannique) V6C 3L2
Courriel général : info@ksilisimslng.com  

Personnes-ressources du promoteur

Charlotte Raggett, présidente et chef de la direction, Rockies LNG
craggett@rockieslng.com
403-828-0802

Collier Azak, PDG, gouvernement Nisga'a Lisims
colliera@nisgaa.net
250-633-3001

Chris Chong-Ping, directeur général
cping@westernlng.com
604-265-0700

(2) Nom de la personne-ressource pour les renseignements techniques et de conception

Personne-ressource principale pour l'évaluation environnementale

Sandra Webster, directrice, Environnement et affaires réglementaires
swebster@ksilisimslng.com
604-265-0700

Projet proposé

(3) Description du projet proposé

La Nation Nisga'a, Rockies LNG LP et Western LNG LLC proposent d'aménager une installation flottante de liquéfaction de gaz naturel et un terminal maritime (Ksi Lisims LNG), situés à Wil Milit sur l'île Pearse, en Colombie-Britannique.

Tel que proposé, le projet de GNL de Ksi Lisims recevrait entre 1,7 et 2 milliards de pieds cubes par jour (c'est-à-dire 48,1 et 56,6 millions de mètres cubes (m3) par jour) de gaz naturel de qualité gazoduc provenant du nord-est de la Colombie-Britannique et produirait jusqu'à 12 millions de tonnes par an de gaz naturel liquéfié. Le projet traitera environ 575 à 695 milliards de pieds cubes de gaz naturel par an et le stockera temporairement entre deux chargements de méthaniers (GNL) sur deux unités flottantes de gaz naturel liquéfié (FLNG) installées en permanence. Les unités FLNG seront conçues avec un stockage intégré d'une capacité totale d'environ 450 000 m3 de GNL. La détermination finale de la capacité de production, de la configuration de stockage et de la quantité de chaque FLNG sera faite au cours de la phase d'ingénierie et de conception initiale du projet.

(4) Coordonnées de latitude et de longitude, ville, comté et province

Wil Milit, île Pearse (Colombie-Britannique)

Latitude : 55° 01' 26" N
Longitude : 130° 10' 49" W

(5) Distance par rapport à la frontière canado-américaine Bordure

Environ 2,1 km 

Polluants

(6) Quantités annuelles estimées des polluants suivants rejetés dans l'atmosphère (tonnes/an)

Les chiffres suivants pendant l'exploitation sont ceux rapportés par le promoteur et sont sujets à un examen et à une vérification supplémentaires par Environnement et Changement climatique Canada (ECCC).

Remarques : Les émissions liées à l'exploitation du projet sont le résultat de la combustion du gaz naturel, les émissions de particules provenant de ce type de combustion de combustibles comprennent les PM2,5 (EPA des É.-U., 1998).
Les émissions de COV sont considérées comme du carbone organique total (COT) et sont principalement composées de méthane. Les émissions de méthane provenant de la combustion sont le résultat d'une combustion incomplète liée à l'efficacité de la combustion de l'équipement.

En octobre 2021, ENV a publié des directives de modélisation mises à jour, de sorte que la modélisation sera effectuée conformément aux lignes directrices de modélisation de la dispersion de la qualité de l'air de la Colombie-Britannique (BC ENV 2021). Conformément à la description détaillée du projet du promoteur (section 3.5.1), le projet effectuera une modélisation détaillée des émissions atmosphériques afin de prévoir les concentrations de PCA, y compris le SO2, le NO2, les PM2,5 et le CO.

(7) Polluants atmosphériques dangereux (HAP) avec estimation des émissions (tonnes/an) pour tous les polluants atmosphériques dangereux dont les taux d'émission annuels prévus sont supérieurs à 1 tonne par an.

En raison de l'exploitation du projet, les émissions de HAP autres que celles mentionnées au point #6 devraient être faibles à négligeables. L'EPA des États-Unis (1998) a indiqué que seules des traces de COV non méthaniques (c'est-à-dire benzène, formaldéhyde) peuvent être émises par la combustion du gaz naturel si elles ne sont pas complètement détruites dans le processus de combustion. L'EPA des États-Unis (2000) indique également que le formaldéhyde représente environ les deux tiers du total des HAP provenant de la combustion du gaz naturel dans les turbines. Le tiers restant est composé de benzène, de toluène, de xylènes et autres. Les HAP suivants sont estimés à plus de 1 tonne/an,

Option de production d'énergie sur place

• Éthane : 1,1 t/a
• Formaldéhyde : 11,2 t/an
• Méthane : 45,0 t/an
• Toluène : 2,1 t/a
• Xylènes : 1,0 t/a

Option BC Hydro 

• Éthane : 1,1 t/a
• Méthane : 9,6 t/a

Processus de combustion

(8) Pour les procédés de combustion, indiquer la capacité (tonnes/an), le type et la qualité du combustible

La section 2.9.2.4 de la description détaillée du projet du promoteur stipule ce qui suit :

Pendant l'exploitation, des NOx, du CO, des SOx, des PM2,5 et des COV seront rejetés dans l'atmosphère par :

• Émissions fugitives des systèmes de liquéfaction du FLNG et de chargement du GNL
• Combustion associée à :
  • Incinérateurs de gaz acides
  • Appareils de chauffage industriels à feu direct
  • Installations temporaires alimentées au gaz pour produire de l'électricité pour l'installation de GNL jusqu'à ce que le raccordement au réseau de BC Hydro soit effectué
  • Fusées de sécurité (utilisées pour gérer les activités d'urgence ou d'entretien)
  • GNGC, navires de production de LGN et navires de soutien
  • Véhicules terrestres et maritimes associés au transport de personnel, de matériel, de fournitures ou d'équipement

Capacité : 575 à 695 milliards de pieds cubes par an
Type de combustible : gaz naturel
Qualité du carburant :

Autre

(9) Équipement de contrôle des émissions à utiliser pour réduire au minimum les émissions de polluants atmosphériques

La section 5.3.1.1 de la description détaillée du projet du promoteur indique que le promoteur a déterminé les mesures d'atténuation de la qualité de l'air suivantes :

• Respect des dispositions des critères d'émission applicables
• Pour les turbines à gaz naturel, les émissions répondront aux exigences de la Ligne directrice nationale sur la réduction des émissions d'oxyde d'azote des turbines à combustion fixes alimentées au gaz naturel (ECCC, 2017).
• Concevoir le projet pour qu'il soit entièrement électrifié en acquérant suffisamment d'électricité du réseau de BC Hydro, ce qui permettra de réduire considérablement les émissions de PCA
• Suivre les lignes directrices sur la réduction du torchage et de l'évacuation (BC OGC 2021b), visant à réduire et à atténuer les émissions atmosphériques des installations de GNL.
• Liquéfaction du gaz d'évaporation des réservoirs de GNL au lieu de l'évacuation ou du torchage
• Mettre en œuvre les meilleures pratiques de gestion pour la construction et l'exploitation, telles que l'entretien régulier de la machinerie et de l'équipement.

(10) Effets environnementaux transfrontaliers potentiels sur la qualité de l'air

La section 5.3 de la description détaillée du projet du promoteur énonce ce qui suit en ce qui concerne les effets environnementaux transfrontaliers potentiels sur la qualité de l'air :

« Compte tenu de la proximité du projet avec la frontière entre la Colombie-Britannique et l'Alaska, il est possible que certains effets, tels que les émissions atmosphériques, entraînent un effet transfrontalier. Le potentiel de cet effet sera évalué une fois que les conditions météorologiques et les émissions atmosphériques potentielles seront mieux comprises. »

(11) Processus d'évaluation environnementale (si disponible)

Le projet fait l'objet d'une évaluation en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact (LEI) et de la Environmental Assessment Act, 2018 de la Colombie-Britannique. Le 6 août 2021, le Bureau d'évaluation environnementale (BEE) de la Colombie-Britannique a soumis une demande de substitution ; si le ministre d'ECCC approuve la demande, le projet fera l'objet d'une évaluation de substitution dirigée par le BEE de la Colombie-Britannique.

Le projet est actuellement à l'étape de la planification et l'ébauche des exigences en matière de renseignements sur la demande est en cours d'examen. La description détaillée finale du projet du promoteur [PDF] (en anglais seulement) est disponible. Si le ministre d'ECCC approuve la demande de substitution, les exigences en matière d'information sur la demande seront finalisées et le promoteur préparera sa demande.  Le public aura l'occasion d'examiner la demande du promoteur.  

Références

Ministère de l'Environnement et de la Stratégie sur les changements climatiques de la Colombie-Britannique. 2021. Ligne directrice sur la modélisation de la dispersion de la qualité de l'air en Colombie-Britannique

Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis. 1998. Documentation sur les coefficients d'émission pour la section 1.4 du PA-42 Combustion de gaz naturel

Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis. 2000. Documentation sur les coefficients d'émission pour le PA-42, section 3.1, Turbines à gaz fixes

Date de soumission :

2022-09-08