Vol. 145, n^o 35 — Le 27 août 2011

ARCHIVÉ — Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone ― secteur de l’électricité thermique au charbon

Fondement législatif

Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

Ministères responsables

Ministère de l’Environnement et ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Question

Les gaz à effet de serre (GES) sont la cause principale des changements climatiques. La source d’émissions de gaz à effet de serre la plus importante a une origine anthropique, surtout en raison de la combustion des combustibles fossiles. Les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté de façon significative depuis la révolution industrielle, et cette tendance devrait se poursuivre si aucune mesure n’est prise.

Au regard des dernières données en date disponibles sur les émissions dans le cadre du Rapport d’inventaire national du Canada en vertu de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques, les émissions canadiennes de 2008 étaient d’environ 19 % au-dessus des niveaux de 1990. En 2008, les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité ont contribué à environ 16 % (soit approximativement 120 Mt) de l’inventaire des émissions du Canada. Au Canada, l’électricité au charbon était responsable de 93 Mt d’émissions de gaz à effet de serre à l’échelle nationale. Cela représente 78 % du total des émissions du secteur de l’électricité.

En supposant que les gouvernements du Canada (à l’échelle nationale et provinciale) n’aient pris aucune mesure pour gérer les changements climatiques, Environnement Canada estime que la décennie à venir de croissance économique au Canada se dirigerait probablement vers des émissions de gaz à effet de serre annuelles qui atteindraient environ 850 Mt d’ici 2020 (dont approximativement 135 Mt issues du secteur de l’électricité). Cela représente une augmentation d’environ 16 % par rapport aux niveaux de 2008 pour les émissions totales et de 14 % pour les émissions du secteur de l’électricité.

Objectifs

En 2005, les émissions totales de gaz à effet de serre au Canada ont atteint 731 Mt, soit environ 2 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre. Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire d’ici 2020 les émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport à ses niveaux de 2005 (c’est-à-dire 607 Mt); un objectif qui est inscrit dans l’Accord de Copenhague et qui s’harmonise avec celui des États-Unis. Les politiques du gouvernement prises jusqu’à ce jour et l’impact du projet de règlement sur l’électricité alimentée en charbon permettront de passer d’ici 2020 de 850 Mt à 785 Mt d’émissions de gaz à effet de serre, ce qui représente une différence de quelques 65 Mt ou d’environ un quart par rapport aux réductions nécessaires pour atteindre l’objectif du Canada.

Le 23 juin 2010, afin d’aider le Canada à atteindre son objectif concernant la réduction des émissions issues de la production d’électricité, le gouvernement a annoncé qu’il prendrait des mesures afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de l’électricité en mettant en place un règlement visant la production d’électricité au charbon.

L’objectif du règlement proposé est d’assurer une transition de la production d’énergie alimentée au charbon à fortes émissions à la production à émissions faibles ou nulles, par exemple l’énergie renouvelable, le gaz naturel à rendement élevé, ou l’énergie thermique avec captage et séquestration du carbone. Le projet de règlement imposera une norme de rendement aux groupes de production d’électricité alimentés au charbon. Cette norme sera établie au niveau de l’intensité des émissions, en tenant compte de la technologie du cycle combiné alimenté au gaz naturel (CCGN) [un type de production au gaz naturel très efficace], et sera fixée à 375 tonnes de CO₂/GWh.

Description

1. Projet de règlement

En ce qui concerne la lutte contre les changements climatiques, l’approche du gouvernement est fondée sur le principe qu’il faut assurer un équilibre entre les considérations environnementales et économiques. En effet, l’industrie de la production d’électricité est aux prises avec une forte rotation de son stock de capital et de nouveaux investissements importants sont inévitables dans les années à venir. Une certitude en matière de réglementation en ce qui a trait aux exigences relatives aux émissions issues de la production d’électricité permettra de faciliter les investissements à un faible coût supplémentaire dans de nouvelles installations de production à émissions faibles ou nulles, et en même temps, de s’assurer que les décisions en matière d’investissement n’engendrent pas d’actifs décaissés à l’avenir (par exemple en l’absence de réglementation de la part du gouvernement, l’industrie risque de construire de nouveaux groupes au charbon qui deviendront la norme afin de remplacer ceux devant être mis hors service dans les années à venir, et devra par conséquent faire face à des coûts bien plus élevés en vue de réduire les émissions de gaz à effet de serre en vertu de règlements futurs possibles).

Le projet de règlement pris en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement(1999) [LCPE (1999)] appliquera une norme de rendement pour les groupes nouveaux de production d’électricité alimentés au charbon et les groupes qui ont atteint la fin de leur vie utile. L’élément de la norme de rendement du projet de règlement entrera en vigueur à compter du 1^er juillet 2015. En outre, des groupes devront commencer à produire des rapports deux ans avant qu’ils n’atteignent la date de fin de leur vie utile ou dans le cas des groupes nouveaux, après leur première année d’exploitation. Les entités réglementées seront alors soumises aux mesures de conformité et d’application de la loi, et notamment aux amendes, prévues par la LCPE (1999).

En vertu du projet de règlement, la norme de rendement sera établie au niveau de l’intensité des émissions, en tenant compte de la technologie du cycle combiné alimenté au gaz naturel (un type de production au gaz naturel très efficace), et sera fixée à 375 tonnes de CO₂/GWh. Elle permettra de traiter des émissions de CO₂ provenant de la combustion de charbon, de dérivés du charbon (par exemple le gaz de synthèse), du coke de pétrole et de tous les carburants brûlés conjointement avec du charbon, à l’exception de la biomasse.

Le projet de règlement porte uniquement sur le CO₂, car les émissions de gaz à effet de serre issues du secteur de l’électricité, y compris la production d’électricité alimentée au charbon, sont constituées d’environ 98 % de CO₂.

La norme de rendement s’appliquera aux groupes nouveaux et aux groupes en fin de vie utile de production d’électricité alimentés au charbon. Les groupes nouveaux sont ceux qui commencent à produire de l’électricité pour la vente à compter du 1^er juillet 2015. Les groupes en fin de vie utile sont, en général, définis comme ceux qui ont atteint la fin de leur vie utile, soit 45 ans après la date de leur mise en fonction ou à la fin de l’entente d’achat d’électricité dont ils font l’objet (voir référence 1), selon la dernière échéance à survenir. Les groupes existants qui ont commencé à fonctionner avant le 1^er juillet 2015, mais qui n’ont pas atteint la fin de leur vie utile, ne font pas directement l’objet de la norme de rendement.

Des mesures de souplesse limitées dans le temps seront disponibles afin de garantir l’intégrité des systèmes électriques tout en maintenant les objectifs environnementaux de la réduction des émissions. Ces mesures de souplesse, qui sont disponibles sur présentation d’une demande et assujetties à l’approbation ministérielle, comprennent en particulier les faits suivants :

• Des groupes nouveaux et des groupes en fin de vie utile pourront demander un report temporaire jusqu’au 1^er janvier 2025 de l’application de la norme de rendement, s’ils intègrent la technologie pour le captage et la séquestration du carbone. Les groupes auxquels on aura accordé ce report devront satisfaire à un certain nombre de jalons de mise en œuvre et de construction réglementés, et fournir un rapport annuel sur les progrès réalisés à l’égard de ces jalons.
• Les groupes existants qui utilisent la technologie de captage et de séquestration du carbone et qui captent au moins 30 % de CO₂ pendant 5 ans avant de devoir respecter la norme de rendement pourront effectuer un report de 18 mois de ce dernier à des groupes en fin de vie utile à titre de reconnaissance de leurs mesures d’action précoce. Ces groupes devront présenter leur demande au plus tard le 1^er septembre 2021. Le groupe existant doit également disposer d’une capacité supérieure ou égale à celle du groupe en fin de vie, et les groupes doivent avoir un propriétaire commun et être situés dans la même province.
• Un groupe existant qui cesse ses activités ou qui se conforme à la norme de rendement avant d’y être obligé pourra satisfaire l’obligation de se conformer à la norme de rendement d’un groupe en fin de vie utile qui atteint la fin de sa vie utile avant 2020, et ce, pendant le temps restant avant que le groupe existant n’atteigne la fin de sa propre vie utile. Le groupe existant doit disposer d’une capacité supérieure ou égale à celle du groupe en fin de vie utile, et les deux groupes doivent avoir un propriétaire commun à 50 % et être situés dans la même province.
• Un report en ce qui concerne le respect de la norme de rendement dans les situations d’urgence pourra être accordé lorsqu’il y a une interruption ou un grand risque d’interruption de l’approvisionnement en électricité. Une situation d’urgence affectant l’approvisionnement en électricité est une situation qui se produit en raison d’une calamité naturelle ou lorsqu’une déclaration officielle d’urgence est émise par la province ou le territoire où se situe le groupe.

Dans son intégralité, le projet de règlement vise à :

• exiger une norme de rendement stricte que doivent respecter les groupes, et qui encourage également les investissements dans les formes de production d’électricité propre;
• offrir une flexibilité en ne précisant pas une technologie ou un combustible devant être utilisés, permettant ainsi l’innovation et le développement de technologies;
• tirer parti des cycles existants de rotation du capital prévu afin de garantir que les nouveaux investissements ne bloquent pas les capitaux existants;
• permettre d’effectuer des prévisions dans la mesure où l’annonce précoce du projet de règlement (cinq ans avant son entrée en vigueur) respecte le calendrier de planification nécessaire pour les investissements de capitaux importants;
• limiter les coûts en les appliquant progressivement au fil du temps, en respectant le moment où chaque groupe atteint la fin de sa vie utile et les installations ont amorti leur investissement initial.

2. Secteur de l’électricité

Le projet de règlement est axé sur la production d’électricité alimentée au charbon au Canada. Afin d’aider à comprendre la portée et l’impact du projet de règlement, l’analyse suivante fournit un profil du secteur de l’électricité au Canada et la place qu’y occupe la production d’électricité au charbon. Cette analyse porte également sur les caractéristiques clés du secteur en ce qui concerne la capacité de production et la combinaison de combustibles, l’alimentation électrique à l’échelle interprovinciale et internationale, ainsi que la demande d’électricité, qui auront toutes une incidence sur l’évaluation des répercussions du projet de règlement.

2.1 Les producteurs d’électricité

L’industrie de production d’électricité au Canada est composée de producteurs des services publics et de producteurs indépendants qui transforment l’énergie de l’eau, du charbon, du gaz naturel, des produits pétroliers raffinés, de divers autres combustibles, de la biomasse, de l’énergie nucléaire, de l’énergie éolienne et des ressources solaires en électricité. Le processus d’approvisionnement du public en électricité nécessite non seulement la production d’électricité dans une usine, mais aussi sa distribution au moyen du réseau de distribution d’électricité.

Dans l’ensemble, la production d’électricité en 2008 a crû de plus de 618 000 GWh, ce qui représente une hausse de 0,2 % par rapport au niveau élevé de 617 000 GWh observé en 2007. En 2008, l’énergie hydroélectrique constituait environ 60 % de la totalité de l’électricité produite au Canada, suivie de l’énergie nucléaire (15 %), du charbon (14 %), du gaz naturel (5 %), des produits pétroliers raffinés et d’autres combustibles (5 %), le reste provenant d’autres sources telles que l’énergie éolienne et la bioénergie (1 %).

Des facteurs économiques comme le prix du combustible peuvent jouer un rôle important dans les décisions relatives à la consommation de combustibles. Par exemple, la production d’électricité alimentée par gaz naturel a augmenté de 550 % entre 1990 et 2000 et est demeurée constante entre 2000 et 2005. Cette production était inférieure entre 2002 et 2004 en raison d’une hausse des prix du gaz naturel, tandis que la production en 2006 était plus faible en raison d’une demande également plus faible. L’appréciation rapide de la monnaie canadienne en 2004 a néanmoins eu pour effet de diminuer les coûts du gaz naturel, et ces prix sont basés sur les marchés internationaux et les devises étrangères. Des effets similaires peuvent être déduits pour la production de charbon, de produits pétroliers raffinés et d’« autres combustibles ». Avec l’augmentation des coûts du pétrole, l’utilisation de combustibles à faible prix et donc de faible qualité comme le charbon et de ceux qui figurent dans la catégorie « autres combustibles » a augmenté, tandis que l’utilisation de produits pétroliers raffinés a diminué.

2.2 Tendances régionales — Production et source

Les tendances indiquées ci-dessous (voir référence 2) sont fondées sur les producteurs des services publics, qui représentent environ 92 % de la production totale (le reste étant des producteurs indépendants qui ne desservent pas directement les services publics, mais qui produisent de l’électricité pour leur propre usage ou en vue de la vendre sur les marchés de gros). À l’heure actuelle, la production d’électricité alimentée au charbon ne fait pas partie des sources de combustion utilisées par les producteurs indépendants.

La figure 1 présente une répartition de la production d’électricité par région et par source pour les années 1990 et 2008 (voir référence 3). Les sources d’électricité alimentées au charbon sont prédominantes en Alberta et en Saskatchewan, en grande partie à cause d’un accès facile et fiable aux ressources abondantes de charbon. L’hydroélectricité fournit la majorité de la production d’électricité dans les provinces de Québec, de la Colombie-Britannique, du Manitoba et de Terre-Neuve-et-Labrador. En Ontario et dans la région de l’Atlantique, les sources de production d’électricité sont assez diversifiées, avec l’énergie nucléaire constituant le plus grand pourcentage de l’approvisionnement en Ontario. Pour ce qui est de la production totale, le Québec et l’Ontario affichent de loin les productions totales les plus élevées; combinées, les deux provinces ont produit 332 000 GWh (58 %) de l’électricité du Canada en 2008. Elles sont suivies de l’Alberta (environ 58 900 GWh), de la Colombie-Britannique (environ 52 800 GWh) et de Terre-Neuve-et-Labrador (41 400 GWh).

Figure 1 : Production d’électricité par région et par source (1990 et 2008)

La production globale a augmenté dans toutes les provinces. Depuis 1990, la production de la Saskatchewan et du Manitoba a connu une croissance de plus de 60 %. Au Manitoba, cette croissance était basée sur de nouveaux développements en matière d’hydroélectricité, tandis qu’en Saskatchewan, la hausse était due à l’utilisation accrue de charbon et de gaz naturel afin de satisfaire la demande. La production en Alberta, au Québec et dans la région de l’Atlantique a augmenté de 46 % à 49 %. En Ontario, une hausse de 27 % de la production a été atteinte avec une intensification de la production d’énergie nucléaire au cours de cette période, ainsi qu’une augmentation importante de l’utilisation de gaz naturel. En Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador, l’électricité produite à partir de groupes hydroélectriques a augmenté de 10 % et 14 %, respectivement.

2.3 Flux des échanges commerciaux de l’électricité

Même si dans l’ensemble les importations et les exportations d’électricité représentent une très petite partie de la production totale, l’interdépendance du réseau de distribution d’électricité avec les États-Unis et les exigences variables dans différentes régions du pays permettent d’importer et d’exporter facilement l’électricité à prix bon marché, et ce, afin de satisfaire à la demande et aux conditions de fixation des prix des deux côtés de la frontière entre le Canada et les États-Unis. Comme le montre la figure 2, les exportations d’électricité aux États-Unis ont augmenté de 215 % entre 1990 et 2008, de 18 000 GWh à plus de 57 000 GWh, respectivement. Les importations en provenance des États-Unis ont également augmenté, bien qu’à un rythme bien plus faible (43 % entre 1990 et 2008).

Dans l’ensemble, le Canada est un exportateur net d’électricité aux États-Unis principalement en raison de la demande en électricité aux États-Unis, à sa capacité de production d’électricité et à la disponibilité de ressources hydroélectriques à faible coût. Toutefois, certaines régions du Canada dépendent des importations pour satisfaire des besoins nationaux pendant les périodes de forte demande (par exemple pendant les mois d’hiver lorsque l’utilisation d’électricité est élevée dans la plupart des provinces, et relativement faible dans bon nombre d’États américains) ou quand les niveaux d’eau sont faibles dans les provinces grandes productrices d’hydroélectricité.

Figure 2 : Importations et exportations avec les États-Unis

La figure 3 représente les débits du commerce interprovincial et international d’électricité en 2008. Il est à noter que l’Ontario, le Québec et le Manitoba ont exporté les plus gros volumes d’électricité. Les importateurs nets d’électricité incluent la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse. Au Canada, les principales activités commerciales en matière d’électricité comprennent le transfert d’énergie hydroélectrique de Terre-Neuve-et-Labrador au Québec, les échanges entre l’Ontario, le Québec et les régions du nord-est des États-Unis ainsi que les échanges entre la Colombie-Britannique, l’Alberta et la U.S. Pacific Northwest.

Au cours des dernières années, la croissance de la production d’électricité au Canada a affiché un retard en matière de croissance nationale. Par conséquent, le surplus disponible pour l’exportation a diminué, et certaines régions se sont de plus en plus appuyées sur les importations afin de respecter les exigences nationales au cours des périodes de forte demande. Le Canada et les États-Unis réalisent tous deux des avantages commerciaux et une meilleure fiabilité électrique au moyen d’échanges, notamment en raison des saisons de pointe de la demande complémentaire.

Figure 3 : Flux commerciaux régionaux (voir référence 4)

Les données sur les transferts interprovinciaux d’électricité proviennent de la période allant du 1^er janvier 2008 au 31 décembre 2008 et elles ont été établies à partir des données mensuelles (en MWh) des Statistiques de l’énergie électrique de Statistique Canada.

Les données sur les importations et exportations américaines sont celles de l’année 2008 (sauf pour les échanges) et elles ont été établies par l’Office national de l’énergie.

Les flèches indiquent les opérations d’importations ou d’exportation; elles ne représentent pas nécessairement l’itinéraire suivi par l’électricité de son point d’origine à sa destination.

2.4 Production réelle par rapport à la production potentielle

Le secteur de la production d’électricité du Canada profite d’un éventail complet de sources hydrauliques, nucléaires et éoliennes, ainsi que d’autres sources disponibles en matière de production d’électricité. Toutefois, la production réelle de toutes ces sources est moins importante que la production potentielle. Afin de déterminer cette dernière, on part du principe que la production atteint son plein rendement à chaque heure, et ce, pendant l’année entière. La différence entre la production potentielle et la production réelle est due à de nombreux facteurs, notamment la quantité (ou l’absence) de précipitations et l’intensité du vent, ainsi qu’à des considérations opérationnelles comme les calendriers d’entretien nécessaires.

Le tableau 1 présente la production réelle, la production potentielle, ainsi que le niveau d’utilisation de la capacité des principaux types de production en 2008. Ainsi, le niveau de la production nucléaire était le plus élevé en 2008, avec une production réelle supérieure à 77 % de la capacité totale. Les niveaux de production au charbon et de production hydraulique suivaient juste derrière, alors que d’autres sources comme les groupes au gaz et au pétrole, ainsi que les groupes éoliens, avaient des niveaux de production de rechange relativement élevés. En règle générale, les groupes au charbon, au gaz et au pétrole peuvent produire jusqu’à 85 % de leur capacité de production potentielle. Cependant, le prix relativement élevé de la production au gaz et au pétrole explique qu’on n’y ait recours qu’afin de répondre à la demande en période de pointe, et ce, en particulier dans des régions où la production au charbon et la production hydraulique servent à répondre aux demandes de base. En tout temps, la production éolienne est généralement bien en dessous de sa capacité totale théorique, étant donné le caractère intermittent de l’énergie éolienne.

Tableau 1 : Production réelle c. production potentielle (en 2008) (voir référence 5)

Type	Production réelle (GWh)	Production potentielle (GWh)	Utilisation des capacités (réelles/potentielles)
Hydroélectricité	373 871	652 040	57 %
Énergie éolienne	3 807	20 873	18 %
Nucléaire	90 585	116 902	77 %
Charbon	104 580	139 631	75 %
Pétrole	7 220	68 199	11 %
Gaz	31 363	81 702	38 %
Total	618 754	1 098 849	56 %

2.4.1 Profil des usines et des groupes au charbon

Le tableau 2 montre la capacité installée des usines et des groupes au charbon par province à partir de 2010. La part canadienne de la production d’électricité au charbon est la plus importante en Ontario (39 %), suivie de l’Alberta (38 %), de la Saskatchewan (11 %), de la Nouvelle-Écosse (8 %), du Nouveau-Brunswick (3 %) et du Manitoba (1 %). Environ 95 % des groupes de production d’électricité au charbon se trouvent dans quatre provinces : l’Alberta, l’Ontario, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse. En 2008, le charbon a contribué à la production d’électricité dans six provinces : l’Alberta (74 % de la production totale), la Nouvelle-Écosse (73 %), la Saskatchewan (60 %), le Nouveau-Brunswick (31 %), l’Ontario (17 %) et le Manitoba (1 %).

Tableau 2 : Capacité de production au charbon (en 2010) (voir référence 6)

Région	Nombre d’usines au charbon	Nombre de groupes au charbon	Capacité de production de charbon (MW**)	Part de la capacité de production de charbon totale pour le Canada
Ontario	4	15	6 459	39 %
Alberta	7	18	6 397	38 %
Saskatchewan	3	9	1 822	11 %
Nouvelle-Écosse	4	8	1 308	8 %
Nouveau-Brunswick*	2	2	537	3 %
Manitoba	1	1	98	1 %
Total	21	53	16 621	100 %

*L’un des deux groupes du Nouveau-Brunswick en 2010 est désormais fermé. Exclut le coke de pétrole (un groupe).

**MW = mégawatt.

La majorité de la capacité de production de l’électricité au charbon au Canada est désuète et approche la fin de sa vie utile. Par conséquent, le sous-secteur de production d’électricité au charbon devrait subir une transition importante au cours des prochaines décennies, avec près de 85 % de la capacité totale de production au charbon qui approche la fin de sa vie utile d’ici 2030. La liste ci-après décrit les années auxquelles les groupes atteigneront la fin de leur vie utile :

— de 2010 à 2025, 35 groupes (66 % du total);

— d’ici 2030, 9 autres groupes (83 % cumulatifs);

— d’ici 2035, 3 autres groupes (89 % cumulatifs);

— d’ici 2040, 5 autres groupes (98 % cumulatifs);

— d’ici 2050, 1 groupe de plus (100 % cumulatifs).

Alberta

Le parc de groupes de production d’électricité au charbon de l’Alberta est relativement vieux, avec 13 des 18 groupes atteignant la fin de leur vie utile d’ici 2030. L’Alberta a des exigences réglementaires pour l’ensemble des groupes au charbon de la province en vertu du règlement sur les émetteurs de gaz désignés de la province; l’intensité des émissions des groupes au charbon existants doit être réduite de 12 % par rapport à l’intensité des émissions de référence de 2003-2005 des installations à compter de 2007.

Ontario

Le gouvernement de l’Ontario a adopté des règlements exigeant que d’ici le 31 décembre 2014, le charbon ne puisse plus être utilisé dans les groupes au charbon actuellement en exploitation. Selon ces règlements, les groupes de production restants devraient fermer d’ici 2015 : Atikokan (un groupe), Lambton (quatre groupes), Nanticoke (huit groupes) et Thunder Bay (deux groupes). La fermeture de ces groupes de production au charbon ferait partie de l’engagement de l’Ontario à lutter contre les changements climatiques.

Saskatchewan

La capacité d’alimentation au charbon de la Saskatchewan est vieillissante, avec cinq groupes sur neuf à la fin de leur vie utile ou qui auront dépassé cette limite d’ici 2020, et tous les groupes qui atteindront ce point d’ici 2030 sauf un. Certains des groupes de gestion ont été mis à niveau récemment, ce qui permettra de les utiliser au-delà de leur vie utile initiale. Par l’entremise de consultations récentes, SaskPower a indiqué son intention de fermer deux de ses groupes au charbon à court terme (Boundary Dam, groupes 1 et 2) et a annoncé qu’elle reconstruirait le groupe 3 de Boundary Dam et l’intégrerait dans un système de capture et de séquestration du carbone.

Nouvelle-Écosse

Parmi les huit groupes que la Nouvelle-Écosse possède, deux groupes arriveront à la fin de leur vie utile d’ici 2020, mais tous les groupes atteindront ce point d’ici 2030 sauf deux. Par son plan d’action sur les changements climatiques de 2009 et sa stratégie énergétique de 2009, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse s’engage à entreprendre une transition harmonieuse des charbons polluants vers des sources d’énergie plus propres et plus durables. À la suite de ces mesures, le plan de 2010 de l’électricité renouvelable de la Nouvelle-Écosse détaille les exigences pour l’obtention de 25 % de l’électricité des énergies renouvelables d’ici 2015, il propose d’augmenter ce taux à 40 % d’ici 2020, et il limite la production du secteur de l’électricité à 12 000 GWh par année. Cela entraînera une réduction de l’utilisation des combustibles fossiles (principalement du charbon et du pétrole de coke).

Nouveau-Brunswick

Le Nouveau-Brunswick dispose actuellement d’un groupe de production d’électricité au charbon qui atteindra la fin de sa vie utile d’ici 2038. L’un des deux groupes au charbon présentés dans le tableau 2 a fermé en 2010.

Manitoba

Le Manitoba possède seulement un groupe de production d’électricité alimenté au charbon qui atteindra la fin de sa vie utile d’ici 2015. Conformément à la loi sur la réduction des émissions et les changements climatiques du Manitoba, après le 31 décembre 2009, Manitoba Hydro ne doit pas utiliser de charbon pour produire de l’électricité, sauf pour le soutien des opérations d’urgence.

Le plan du Manitoba au-delà du Protocole de Kyoto présente également l’introduction de taxes sur les émissions provenant du charbon et offre de l’aide financière pour les industries dépendantes du charbon en vue qu’elles se convertissent à des énergies plus propres et qu’elles élaborent de la biomasse comme une solution de remplacement du charbon.

2.5 Consommateurs d’électricité

Les principaux consommateurs d’électricité sont présentés dans le tableau 3. Les plus importants secteurs sont le secteur industriel (voir référence 7) (40 %), suivi par le secteur résidentiel (29 %) et le secteur commercial (voir référence 8) (28 %). Seule une petite proportion d’électricité est consommée par les secteurs de l’agriculture et des transports (2 % et 1 %, respectivement).

Tableau 3 : Consommation d’électricité au Canada de 1990 à 2008 (TWh*) (voir référence 9)

Secteur	Sous-secteur	1990	1995	2000	2005	2007	2008
Industriel	Sidérurgie	8,3	8,8	10,3	10,7	9,2	10,7
	Produits chimiques	18,2	19,3	19,2	19,5	18,3	17,2
	Raffinage du pétrole	5,7	4,9	5,4	6,6	7,8	7,9
	Aluminium et métaux non ferreux	37	47,5	50,9	59,7	56,6	58
	Exploitation minière et extraction de pétrole et de gaz	28,8	31,6	33,5	37,5	33,6	33,4
	Autres secteurs manufacturiers	36,1	37,2	44,3	43,1	44,8	42,9
	Pâtes, papier et impression	48,8	55,9	61,6	61,7	53,1	48,3
	Total	182,9	205,2	225,2	238,8	223,5	218,4
Résidentiel		129,8	131,6	138,2	151	152,8	160,7
Commercial (y compris l’administration institutionnelle et publique)		108,4	117	125,8	135	143,6	155,8

*TWh = térawatt-heure

2.5.1 Secteur industriel

Les plus grands consommateurs industriels d’électricité opèrent dans les secteurs suivants : l’aluminium et les métaux non ferreux, les pâtes et papiers, l’exploitation minière, le pétrole et le gaz, les produits chimiques, le fer et l’acier, et le raffinage du pétrole. D’autres secteurs manufacturiers sont importants, mais englobent une combinaison d’industries.

Depuis 1990, la consommation d’électricité a augmenté dans cinq des sept sous-secteurs industriels. Outre les autres considérations, la transition d’une économie basée sur les ressources, la croissance du secteur automobile et du secteur des produits électroniques, ainsi que l’expansion de l’industrie des services ou de la technologie de l’information ont toutes eu des répercussions sur la consommation d’électricité industrielle. Plus récemment, quatre des sept sous-secteurs des industriels ont montré une diminution de la consommation d’électricité par rapport aux niveaux de 2005, probablement en réponse aux facteurs économiques. Au cours de cette période, le sous-secteur des pâtes, papiers et impression a enregistré la plus importante diminution de consommation d’électricité, tandis que le sous-secteur des « autres secteurs manufacturiers » (y compris le transport, l’équipement, les produits électroniques et les biens de consommation produits par l’industrie légère) a affiché la plus forte augmentation.

2.5.2 Secteur résidentiel

Le secteur résidentiel est un gros consommateur d’électricité, la demande ayant augmentée de 24 % de 1990 à 2008 (tableau 3). Cela découle en grande partie de la croissance démographique et de l’augmentation du niveau de vie et de la richesse des consommateurs. Le nombre de maisons au Canada a augmenté de 31 % de 1990 à 2007 (dernière année pour laquelle des données sont disponibles) et de 10 % de 2001 à 2007 uniquement. La croissance de la demande en électricité résidentielle a été faible à modérée au cours de la récession au début des années 1990, mais la consommation a fortement augmenté après 1999, au moment où la croissance économique était forte. Les fluctuations des températures saisonnières sont un facteur important, mais définitivement secondaire en ce qui a trait à l’ensemble de la demande en électricité résidentielle. Par exemple, la consommation d’électricité a augmenté de 5 % de 2007 à 2008, alors que les degrés-jours de chauffage ont augmenté d’environ 1 % au cours de la même période.

2.5.3 Secteur commercial

De 1990 à 2008, la consommation d’électricité par le secteur commercial a connu une croissance de 44 % (tableau 3), en partie à cause de la croissance des secteurs de services et de la technologie de l’information par l’entremise de changements structurels dans l’économie canadienne. Ce secteur a également connu une augmentation du nombre de bâtiments commerciaux et de surfaces commerciales, ce qui a impliqué le chauffage et le rafraîchissement de grandes étendues, tandis que les ordinateurs, les imprimantes et d’autres appareils électriques sont devenus courants. La croissance de la demande en électricité a été particulièrement forte au cours des dernières années dans le secteur commercial. Par exemple, sa consommation en électricité a augmenté de 8 % (passant ainsi de 144 TWh à 156 TWh) de 2007 à 2008, même si la récente récession aura vraisemblablement ralenti cette croissance au cours des deux dernières années environ.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions totales de gaz à effet de serre du Canada de 17 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2020. Pour atteindre cet objectif, le Canada a indiqué qu’il prendra de fortes mesures nationales, continentales et internationales, y compris l’introduction de nouveaux règlements sur la production d’électricité à partir du charbon.

Le projet de règlement afin de lutter contre les émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité au charbon est considéré comme étant l’instrument le plus efficace, car il offre la certitude et l’efficacité nécessaires en vue d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la part du secteur de production d’électricité.

Des approches volontaires ne pourraient pas fournir l’assurance de la réduction des émissions provenant de ce secteur et le niveau de certitude nécessaire pour appuyer les investissements de l’industrie.

Dans un cadre réglementaire existant, deux options ont été prises en considération : un système de plafonnement et d’échange et la norme de rendement.

Option réglementaire 1 : Système de plafonnement et d’échange pour le secteur de l’électricité thermique en vertu de la LCPE (1999)

Le système de plafonnement et d’échange est un instrument stratégique qui place un plafond obligatoire pour les émissions, et ce, grâce à la distribution de permis d’émission jusqu’à un certain niveau, tout en offrant une certaine souplesse aux installations réglementées concernant la façon dont elles devront fonctionner dans le cadre du nombre limité de permis d’émission qui leur sont disponibles. Les installations réglementées pourraient réduire leurs émissions, notamment, en installant des technologies de réduction de la pollution, en modifiant les processus de production ou en achetant des permis à des sources qui peuvent réduire leurs émissions à un coût plus faible. Dans de bonnes conditions, le système de plafonnement et d’échange peut offrir une grande certitude dans le cadre de l’atteinte d’un objectif environnemental à un moindre coût économique, tout en favorisant de nouvelles possibilités de croissance économique et d’innovation.

Toutefois, certaines conditions fondamentales sont nécessaires afin que le plafonnement et l’échange fonctionnent efficacement. Tout d’abord, les coûts marginaux de dépollution dans les installations doivent être différents, afin que l’échange apporte un avantage et que des permis excédentaires soient produits. Ensuite, le nombre d’installations doit être important afin de garantir le fonctionnement d’un marché d’échange efficace et fluide. Par exemple, le système d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre de l’Union européenne — premier système de plafonnement et d’échange international pour les émissions de CO₂ — couvre actuellement environ 11 000 installations grandes consommatrices d’énergie des secteurs de la production d’énergie et de la fabrication, et ce, dans 30 pays.

Dans le secteur de la production de l’électricité au Canada, aucune de ces conditions n’est suffisamment importante pour justifier l’emploi du plafonnement et de l’échange exclusivement pour la production d’électricité au charbon. Le réseau électrique canadien est déjà l’un des moins émetteurs au monde, avec une production au charbon représentant à peine 14 % environ de l’électricité totale produite. Cela signifie que le système de plafonnement et d’échange pour l’électricité ne viserait que 53 de l’ensemble des groupes de production au charbon du pays (en 2010), et un nombre encore plus faible d’entités ou de corporations opérationnelles. Toutefois, dans la mesure où les variations sont relativement faibles en matière de coût différentiel d’un de ces groupes à l’autre, il semble peu probable que bon nombre d’entre eux puissent entraîner un excédent de permis d’émissions.

Ces facteurs pourraient donner lieu à d’importantes contraintes en matière de possibilités d’échange, engendrant ainsi de faibles niveaux de liquidité du marché et créant également un risque de fluctuations importantes dans le prix des permis d’émission de carbone. Par conséquent, cela rendrait difficiles le contrôle des coûts et la planification appropriée par les entreprises et créerait une grande incertitude quant au prix chez les consommateurs d’électricité. Cela limiterait également leur capacité à harmoniser la construction de nouvelles installations avec les investissements en capital ou les cycles de vie utile habituels, afin de parvenir à une transition en douceur vers des technologies ou des combustibles peu émetteurs. Un marché faisant l’objet de contraintes pour les producteurs d’électricité au charbon risquerait également d’être contrôlé par seulement une ou deux grandes installations, situation qui est amplifiée au Canada par la prépondérance de services du secteur appartenant aux provinces.

Option réglementaire 2 : Règlement relatif à la norme de rendement pour les groupes de production d’électricité alimentés au charbon en vertu de la LCPE (1999)

Le projet de règlement pour le secteur de production d’électricité au charbon établira une norme de rendement stricte pour les groupes nouveaux alimentés au charbon et ceux qui ont atteint la fin de leur vie utile. La norme de rendement permettra de réduire progressivement le nombre des groupes de production d’énergie alimentés au charbon à fortes émissions lorsqu’elles atteindront la fin de leur vie utile et de favoriser une transition correspondante vers des types de production à émissions plus faibles ou nulles, comme le gaz naturel à rendement élevé, l’énergie renouvelable ou l’énergie à combustibles fossiles avec captage et séquestration du carbone.

Sur le plan administratif, l’approche liée à la norme de rendement est plus simple et efficace à mettre en œuvre par rapport au système de plafonnement et d’échange, dans la mesure où elle se passe de la création d’un système d’échange complexe afin de traiter les émissions issues d’un secteur relativement restreint à l’échelle de l’économie.

Ainsi, le projet de règlement offre une certitude réglementaire au secteur de production d’électricité au charbon à un moment où celui-ci est aux prises avec une forte rotation de son stock de capital. Cette certitude réglementaire permet aux services de prendre en compte les émissions de gaz à effet de serre dans leurs plans de remplacement de groupes en fin de vie utile, et ce, en vue d’harmoniser ces investissements aux cycles de rotation de stock de capital et d’éviter d’éventuels actifs délaissés.

Compte tenu des considérations précédentes, une norme de rendement réglementée a été déterminée comme étant la méthode privilégiée pour lutter contre les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité à partir du charbon. Grâce à des consultations, des intervenants de l’industrie et des provinces ont exprimé leur appui général de la proposition d’approche de norme de rendement réglementée en prenant en compte des enjeux précis.

En entreprenant dès maintenant une réglementation des groupes de production au charbon, on pourrait atteindre plusieurs objectifs économiques et environnementaux en apportant un environnement réglementaire aux investisseurs, aux services publics et aux consommateurs d’électricité qui engendrerait des réductions en matière d’émissions de CO₂ plus efficaces et plus certaines de la part de ce secteur, ainsi que des réductions dans un large éventail de polluants atmosphériques qui ont des répercussions négatives sur la santé humaine et l’environnement.

Avantages et coûts

Le projet de règlement devrait entraîner une réduction d’environ 175 Mt d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e) provenant des émissions de gaz à effet de serre au cours de la période de 2015 à 2030.

La valeur actuelle des coûts du projet de règlement est estimée à 8,2 milliards de dollars, en grande partie en raison des coûts supplémentaires du gaz naturel (4,8 milliards de dollars), de la baisse nette des exportations et des nouveaux coûts d’investissement. Les avantages totaux sont estimés à 9,7 milliards de dollars, principalement ce qui est dû au coût social du carbone évité (4,3 milliards de dollars, à 25 $ la tonne en 2010), aux coûts de production évités (3,8 milliards de dollars), et des avantages pour la santé provenant de la réduction de l’exposition au smog (1,4 milliard de dollars). Au cours de la période de 2015 à 2030, la valeur actualisée nette du projet de règlement est estimée à 1,5 milliard de dollars. Avec un coût social du carbone de 100 $ la tonne, la valeur actualisée nette augmenterait jusqu’à 14,5 milliards de dollars.

3. Cadre d’analyse

Par son approche, l’analyse coûts-avantages définit, quantifie et comptabilise, dans la mesure du possible, les coûts et les avantages différentiels du projet de règlement. Le cadre de l’analyse coûts-avantages appliqué à la présente étude comprend les éléments suivants :

• Impact différentiel : Les impacts sont analysés en fonction des changements différentiels dans les émissions, les coûts et les avantages pour les intervenants et l’économie. Les impacts différentiels ont été déterminés en comparant deux scénarios : un scénario du maintien du statu quo et un scénario réglementaire. Généralement, le scénario du maintien du statu quo définit ce à quoi le secteur de l’électricité devrait ressembler à l’avenir sans le projet de règlement. Ce scénario comprendrait toutes les politiques fédérales (voir référence 10) ou provinciales (voir référence 11) déjà existantes, y compris l’élimination progressive du charbon en Ontario. Le scénario réglementaire établit ce à quoi le secteur de l’électricité devrait ressembler avec la mise en œuvre du projet de règlement. Ces deux scénarios sont présentés en détail ci-dessous (sections 6 et 7).
• Calendrier d’analyse : L’échelle de temps utilisée pour évaluer ces répercussions économiques s’échelonne sur 16 ans (de 2015 à 2030). La première année de l’analyse est 2015, année durant laquelle le règlement proposé devrait entrer en vigueur. Cette période d’étude a été jugée adéquate pour deux raisons : (1) environ deux tiers des groupes de production d’électricité au charbon visés par le projet de règlement seraient touchés au cours de cette période (voir référence 12); (2) une grande incertitude existe pour toute prévision après 2030.
• Les coûts et les avantages ont été estimés en termes monétaires et sont exprimés en dollars canadiens de l’année 2010. Lorsque cela n’était pas possible, en raison du manque de données appropriées ou des difficultés reliées à l’évaluation de certaines composantes, les impacts différentiels étaient évalués en termes qualitatifs. Le tableau 4 résume les avantages et les coûts évalués au cours d’une période de 16 ans.
• Taux d’actualisation : Un taux d’actualisation public de 3 % a été utilisé dans l’analyse pour estimer la valeur actuelle des coûts et des avantages liés à l’analyse centrale. Ce niveau se situe dans la fourchette prescrite par les lignes directrices en matière d’analyse coûts-avantages du Secrétariat du Conseil du Trésor. Le taux d’actualisation est conforme aux taux d’actualisation utilisés pour des mesures concernant les gaz à effet de serre au Canada, ainsi qu’a ceux utilisés par les États-Unis et la Commission européenne. Les coûts et avantages ont été actualisés pour 2015 (première année de l’analyse). Une analyse de sensibilité a également été menée pour les taux d’actualisation et d’autres variables clés afin de contrôler la variabilité associée aux coûts estimatifs.

Tableau 4 : Avantages et coûts du projet de règlement

Avantages

Coûts

Coûts de production évités Avantages environnementaux Réductions des gaz à effet de serre Réductions des émissions de principaux contaminants atmosphériques Agriculture Visibilité Souillures Bois d’œuvre, loisirs Réductions du mercure Avantages pour la santé Réductions des émissions de principaux contaminants atmosphériques Mortalité Hospitalisations, etc. Réductions du mercure Réductions de plomb

Augmentation des coûts de production Nouveau capital Combustible Groupe variable (fonctionnement et entretien) Groupe fixe (fonctionnement et entretien) Mise hors service de groupes de production d’électricité au charbon désuets Augmentation des importations Diminution des exportations Coûts pour le gouvernement

4. Sources de données et d’information

La présente analyse a recours à différentes sources de données.

Capacité, production, émissions

La présente analyse est fondée sur les résultats de la modélisation réalisée par Environnement Canada (EC) à l’aide de son modèle environnement-énergie-économie du Canada (E3MC). Plus précisément, c’est le modèle E3MC qui a produit des données sur la capacité, la demande, la production, les gaz à effet de serre (équivalents en CO₂), les principaux contaminants atmosphériques (PCA), ainsi que les émissions de mercure tant pour les scénarios de maintien du statu quo (MSQ) que pour les scénarios réglementaires.

Le modèle E3MC offre un point de vue dynamique du réseau de production d’électricité. Lorsqu’un groupe ferme, la source de production d’électricité est remplacée par l’option la moins coûteuse. À ce titre, la fermeture de groupes alimentés au charbon n’entraînera pas toujours l’implantation d’un groupe nouveau si des options moins coûteuses existent. Par exemple, dans certains cas, l’option la plus intéressante sur le plan économique peut être de compenser la production perdue à la fin de la vie utile d’un groupe alimenté au charbon par une source de production supplémentaire issue de groupes existants disposant d’une capacité additionnelle et qui n’ont pas encore atteint leur fin de vie utile.

Il est important de souligner que même si les résultats du modèle E3MC sont généralement fiables, les prévisions représentent uniquement un scénario plausible de la future voie de la production et des émissions. Les prévisions reflètent un large éventail d’hypothèses qui sont fondées sur des connaissances axées sur les connaissances d’expert et sur la disponibilité des données en septembre 2010. Comme pour toutes les prévisions, ces hypothèses pourraient, au bout du compte, différer par rapport à la réalité. Par exemple, certains groupes alimentés au charbon dont on suppose la fermeture dans le scénario de maintien du statu quo pourraient ne pas fermer dans la réalité (et vice-versa). Les modifications de ces hypothèses (par exemple perspectives macroéconomiques, plans des entreprises de services publics médiatisés actuellement ou perfectionnement des technologies offertes sur le marché) entraîneraient un résultat différent.

Prix des combustibles

Les prévisions du prix du gaz naturel et du charbon utilisées dans cette analyse proviennent de Ressources naturelles Canada (automne 2010) et sont présentées pour les provinces clés dans les figures 4 et 5, respectivement. Les figures montrent également les prévisions les plus récentes du prix du gaz pour les États-Unis, publiées par l’Energy Information Administration (EIA), qui semblent indiquer que les prix du gaz naturel utilisés dans cette analyse sont peut-être un peu plus élevés que ceux des prévisions les plus récentes, tandis que les prix du charbon utilisés sont peut-être un peu inférieurs (voir référence 13). Ressources naturelles Canada est actuellement en train de réviser ses prévisions et, sur une base préliminaire, a indiqué que les prix du gaz naturel pourraient baisser d’au moins 20 %, une diminution qui serait en accord avec les dernières prévisions de l’Energy Information Administration. Pour représenter cette éventualité, la présente analyse comprend une analyse de sensibilité concernant les prix du gaz naturel d’environ 20 %.

L’analyse ne prévoit aucune variation dans les prix prévus en raison d’un changement de la demande découlant du projet de règlement. Pour le gaz naturel, les recherches indépendantes (voir référence 14) demandées par Environnement Canada ont conclu que la hausse de la demande associée au projet de règlement représentait moins de 1 % de changement sur le marché global en Amérique du Nord et que, par conséquent, ce changement n’était pas suffisamment significatif pour avoir un effet matériel sur les prix du gaz naturel.

Figure 4 : Prix du gaz naturel — Ressources naturelles Canada par rapport à la Energy Information Administration (2015-2030)

Figure 5 : Prix du charbon — Ressources naturelles Canada par rapport à la Energy Information Administration (2015-2030)

Prix des importations et des exportations d’électricité

Les prix des importations et des exportations d’électricité ont été fournis par l’Office national de l’énergie (ONE) et les prévisions s’y rapportant se basaient sur le dernier taux de croissance des prix de l’électricité de l’Energy Information Administration.

Modélisation de la qualité de l’air

Pour estimer la façon dont la réduction de ces émissions toucherait la santé humaine et l’environnement, Environnement Canada a d’abord utilisé le modèle nommé A Unified Regional Air-quality Modelling System (AURAMS) afin de prévoir la façon dont les changements liés aux émissions influeraient sur la qualité de l’air local (voir référence 15). Il s’agit d’un modèle numérique de pointe entièrement tridimensionnel décrit dans la documentation scientifique passée en revue par les pairs (voir référence 16). AURAMS a combiné les renseignements sur les changements relatifs aux émissions prévus et des données sur la vitesse du vent, les températures, les niveaux d’humidité et les niveaux de pollution existants, afin de prévoir la façon dont ces changements toucheront la qualité de l’air local (voir référence 17).

Les émissions des principaux contaminants atmosphériques (et les changements qui en découlent) sont déterminées au moyen de coefficients d’émissions basés sur l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) de 2007. Les coefficients d’émissions sont calculés en divisant une émission spécifique pour 2007 par un facteur économique pour la même année (par exemple le volume de combustible utilisé ou le volume d’extrants). Les résultats sont ensuite saisis dans le modèle AURAMS.

Avantages pour la santé et l’environnement des réductions des principaux contaminants atmosphériques

Les réductions des émissions des principaux contaminants atmosphériques, qui entraînent donc une amélioration de la qualité de l’air, seraient bénéfiques pour la santé et l’environnement. Les avantages pour l’environnement sont estimés à l’aide du modèle d’évaluation de la qualité de l’air (MEQA2) d’Environnement Canada. Santé Canada estime les risques et les répercussions relatifs à la santé à l’aide de l’outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) (voir référence 18).

5. Hypothèses clés

• Selon le scénario de maintien du statu quo, sauf s’il y a un engagement ferme ou officiel pris par un gouvernement provincial ou une entreprise de services publics, les groupes de production ne sont pas mis hors service automatiquement au terme de leur vie utile, mais on suppose qu’ils sont rénovés et qu’ils continuent à produire de l’électricité selon l’option de coût le plus faible pour répondre à la demande continue ou croissante.
• Dans le cadre du projet de règlement, les groupes au charbon sont mis hors service (fermés) à la fin de leur vie utile, sous réserve des exceptions visées par les dispositions relatives à la souplesse en matière de conformité mentionnées ci-dessus.
• On présume que les dépenses en immobilisations, les coûts fixes moyens de fonctionnement et d’entretien, ainsi que les coûts variables moyens de fonctionnement et d’entretien sont les suivants :

descriptions	Dépenses en immobilisations pour un groupe nouveau($/kW*)	Coûts fixes moyens de fonctionnement et d’entretien ($/kW/année)	Coûts variables moyens de fonctionnement et d’entretien (frais de carburant non compris) ($/MWh**)
Charbon	1 502	11,26	5,01
Groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel	1 348	12,90	1,39

* kW = kilowatt; ** MWh = mégawattheure

• Selon le scénario de maintien du statu quo, tous les groupes au charbon exploités au-delà de leur vie utile (45 ans) nécessiteront une remise en état au coût estimé de 395 $/kW (voir référence 19) (26 % des coûts d’une nouvelle installation), ce qui prolongera ainsi leur vie utile de 25 ans.
• On estime les coûts de désaffectation à 109 $/kW (voir référence 20) pour les groupes au charbon ayant fermé à cause du projet de règlement.

6. Scénario de maintien du statu quo

Il convient de noter que l’analyse ci-dessous, de même que le scénario réglementaire, se fonde sur des cas utilisant le modèle E3MC. Bien que les résultats soient solides dans l’ensemble, ils font l’objet d’incertitudes importantes concernant des prévisions précises, par exemple à propos de groupes nouveaux ou de désaffectations spécifiques.

6.1 Mises hors service de groupes de production d’électricité alimentés au charbon

Le tableau 5 présente les mises hors service (fermetures) de groupes au charbon selon le scénario de maintien du statu quo. Toutes les désaffectations ont lieu avant l’année 2015. Globalement, on met hors service une capacité de 7 248 MW et 21 groupes; ces désaffectations sont en grande partie entraînées par l’élimination progressive du charbon en Ontario, qui représente 6 459 MW et 15 groupes sur les 21 groupes mis hors service selon le scénario de maintien du statu quo. Le total des mises hors service représente 44 % de la capacité totale de charbon en 2010.

Tableau 5 : Mises hors service d’usines alimentées au charbon dans le scénario de maintien du statu quo

Région	Groupes	Année de mise hors service*	Capacité de charbon mise hors service (MW)	Capacité de charbon en 2010 (MW)	Mise hors service/ capacité en 2010 (%)
Alberta	2	2011	450	6 397	7 %
		2014
Ontario	15	2011	6 459	6 459	100 %
		2013
		2015
Saskatchewan	3	2014	282	1 822	15 %
Nouvelle-Écosse				1 308	0 %
Nouveau-Brunswick	1	2010	57	537	11 %
Manitoba				98	0 %
Total	21	-	7 248	16 621	44 %

* Les groupes alimentés au charbon ne fonctionnent pas au cours de l’année de mise hors service.

On présume que tous les autres groupes continuent à fonctionner au-delà de la fin de leur vie utile.

Comme il est mentionné ci-dessus, les prévisions reflètent un large éventail d’hypothèses qui sont fondées sur les connaissances d’experts et sur la disponibilité des données et des renseignements en septembre 2010. Ces hypothèses pourraient différer de la réalité au bout du compte. Par exemple, certains groupes précis alimentés au charbon, dont on suppose la fermeture dans le scénario de maintien du statu quo, ne fermeront peut-être pas si les entreprises provinciales de services publics décident de changer leurs plans actuels.

6.2 Groupes nouveaux ou remis à neuf de production d’électricité alimentés au charbon

Dans l’ensemble, une nouvelle capacité de charbon de 1 359 MW sera ajoutée ou remise en état, soit trois groupes nouveaux en Alberta (1 244 MW) (voir référence 21) et un groupe remis en état en Saskatchewan (115 MW) (voir référence 22). Tous les groupes nouveaux au charbon entreront en service ou seront remis en état d’ici 2015. Par conséquent, ils ne devront pas respecter la proposition de norme de rendement réglementée avant la fin de leur vie utile. Deux des groupes nouveaux (c’est-à-dire Keephills 3 et Boundary Dam 3) sont modélisés pour utiliser la technologie de captage et séquestration du carbone.

6.3 Groupes nouveaux à gaz

Globalement, selon le scénario de maintien du statu quo, une capacité de gaz supplémentaire de 3 213 MW (voir référence 23) sera ajoutée dans les quatre provinces possédant des groupes au charbon qui atteindront la fin de leur vie utile d’ici 2030. Ces ajouts auront principalement lieu en Alberta (1 813 MW) et en Saskatchewan (1 100 MW), tandis que la Nouvelle-Écosse et le Manitoba ajouteront une capacité de seulement 150 MW chacun (voir référence 24).

7. Scénario réglementaire

7.1 Mises hors service de groupes alimentés au charbon et options de souplesse en matière de conformité

Bien que cette analyse englobe les répercussions potentielles du projet de règlement sur les mises hors service des groupes au charbon, elle se fonde sur l’ensemble d’hypothèses défini relativement, entre autres, aux coûts de production et à la croissance économique, tel qu’il est mentionné précédemment pour le scénario de maintien du statu quo.

D’autres facteurs, notamment les changements imprévisibles dans les politiques gouvernementales provinciales ou les prix relatifs des options technologiques connues actuellement, peuvent donner des résultats différents dans le cadre du projet de règlement.

Selon le scénario réglementaire modélisé, les groupes au charbon sont mis hors service (ferment) à la fin de leur vie utile ou continuent à fonctionner s’ils ont recours au captage et à la séquestration du carbone. Bien que les options de souplesse en matière de conformité soient accessibles à tous les groupes qui répondent aux critères, à des fins de modélisation et en fonction des réponses attendues par rapport au projet de règlement, elles ont été représentées dans l’analyse comme suit :

• Groupe de soutien : Cette souplesse a été modélisée pour le Manitoba. On a considéré que le groupe de Brandon en était un de soutien. Par conséquent, il n’est pas tenu de respecter la norme.
• Substitution : Cette souplesse a été modélisée pour la Nouvelle-Écosse. Lingan 1 et Lingan 2 échangent leur date de mise hors service avec Point Tupper et Trenton 5.
• Reconnaissance de la mise en œuvre précoce du captage et de la séquestration du carbone : Cette souplesse a été modélisée pour l’Alberta. Le groupe Sundance 1 s’est vu accorder une année d’exploitation supplémentaire, étant donné que Keephills 3 entre en service avant 2025.
• Report de captage et de séquestration du carbone : La souplesse a été modélisée pour Boundary Dam 3, en Saskatchewan, où ce groupe ne sera pas tenu de respecter la norme de rendement avant 2025.

L’analyse englobe les répercussions potentielles de la souplesse en matière de conformité, mais sans pour autant refléter parfaitement les flexibilités et les résultats qui peuvent se concrétiser en conséquence du projet de règlement.

Le tableau 6 présente les groupes au charbon qui seront mis hors service d’ici 2030 en conséquence du projet de règlement. Il convient de noter que grâce à l’option de souplesse en matière de conformité, le Manitoba ne compte aucune fermeture, puisque Brandon est considéré comme un groupe en attente dans le cadre de ladite option. Dans l’ensemble, on mettra hors service une capacité de 6 003 MW et 22 groupes, principalement en Alberta (3 816 MW) et en Saskatchewan (1 235 MW), ce qui représente globalement 84 % de la capacité mise hors service.

Tableau 6 : Mises hors service de groupes alimentés au charbon en raison du projet de règlement — D’ici 2030

Région	Groupes	Capacité de production de charbon mise hors service (MW)	Année de mise hors service
Alberta	11	3 816	2016
			2017
			2019
			2021
			2022
			2023
			2024
			2026
			2027
			2029
			2029
Saskatchewan	5	1 235	2016
			2019
			2024
			2026
			2029
Nouvelle-Écosse	6	952	2016
			2019
			2025
			2026
			2029
			2030
Total	22	6 003	-

7.2 Groupes nouveaux de production d’électricité alimentés au charbon et au gaz

La nouvelle capacité de gaz et de charbon ajoutée selon le scénario de maintien du statu quo (section 6) sera également ajoutée dans le cadre du scénario réglementaire. La section 8.2 définit la capacité additionnelle requise dans le scénario réglementaire (au-delà du maintien du statu quo).

8. Répercussions dans le secteur de l’électricité

8.1 Demande

Comme il a été mentionné précédemment, la demande en électricité utilisée dans cette analyse provient du modèle E3MC d’Environnement Canada. Selon le scénario de maintien du statu quo, la demande totale en électricité va augmenter de 585 TWh en 2015 à 678 TWh d’ici 2030 (tableau 7). Cela représente une croissance moyenne de 1 % par an. Au niveau des secteurs, la croissance annuelle serait la plus importante pour le secteur commercial (1,4 %), suivi du secteur industriel (1,2 %) et, enfin, le secteur résidentiel (0,2 %).

Selon le scénario réglementaire, par rapport au scénario de maintien du statu quo, la demande en électricité ne devrait diminuer que légèrement d’ici 2030, en passant de 678 TWh à 677 TWh. Cette réduction de 1 TWh (0,2 %) viendrait principalement du secteur industriel, en réponse aux répercussions limitées du projet de règlement sur les prix.

Tableau 7 : Demande en électricité (TWh) par secteur — Canada

Secteur	2015			2030
	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart
Résidentiel	162	162	0,0 %	167	167	-0,1 %
Commercial	176	176	0,0 %	216	216	-0,1 %
Industriel	246	246	0,0 %	295	294	-0,3 %
Transports	0,7	0,7	0,0 %	0,6	0,6	-0,5 %
Total	585	585	0,0 %	678	677	-0,2 %

8.2 Capacité

Bien que le projet de règlement ne précise pas les exigences en matière de combustible, l’analyse indique que la production alimentée au gaz naturel sera la solution de remplacement la moins coûteuse par rapport à la production d’électricité actuelle alimentée au charbon.

Selon le scénario réglementaire, par rapport au scénario de maintien du statu quo, la capacité de production d’électricité alimentée au charbon sera réduite de 6 060 MW d’ici 2030 (tableau 8). Cette réduction est principalement due aux 22 groupes au charbon mis hors service (tableau 6). Dans l’ensemble, 3 300 MW de capacité de gaz naturel seront ajoutés d’ici 2030; les ajouts les plus importants auront lieu en Alberta, tandis que les ajouts restants seront répartis entre la Saskatchewan, la Nouvelle-Écosse et le Manitoba (voir le tableau 8). Plus de 80 % de la capacité supplémentaire de gaz naturel entreront en service de 2026 à 2030 (le reste entrera en service de 2021 à 2025). Des ajouts mineurs à la capacité renouvelable seraient également effectués. La réduction nette de la capacité (-2 692 MW) découle du fait que les provinces tirent parti de la capacité existante qui est sous-utilisée tout en respectant le projet de règlement, plus précisément :

• selon le scénario de maintien du statu quo, l’utilisation de la capacité dans les groupes alimentés au charbon au Canada sera à 75 % d’ici 2030 (bien qu’elle augmente à 82 % dans le cadre du scénario réglementaire);
• selon le scénario de maintien du statu quo, l’utilisation de la capacité dans les groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel (CCGN) sera à 41 % en 2030 (bien qu’elle augmente à 51 % dans le cadre du scénario réglementaire).

Tableau 8 : Changement dans la capacité de production d’électricité (MW) d’ici 2030

Région	Charbon	Gaz naturel	Autres*	Total
Alberta	-3 873	2 050	51	-1 772
Saskatchewan	-1 235	750	10	-474
Nouvelle-Écosse	-952	350	2	-600
Manitoba	0	150	3	154
Total	-6 060	3 300	68	-2 692

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme ne correspond peut-être pas au total indiqué.

*Autres : la biomasse, l’énergie éolienne, l’hydroélectricité, l’énergie solaire ainsi que les déchets.

8.3 Flux de production et d’échanges commerciaux

Selon le scénario de maintien du statu quo, la production d’électricité des groupes alimentés au charbon augmentera en passant de 58 TWh en 2015 à 65 TWh en 2025, et elle atteindra ensuite 68 TWh d’ici 2030 (tableau 9). Au cours de la même période, la production de gaz naturel devrait augmenter de 48 TWh à 63 TWh et atteindre 64 TWh d’ici 2030. Cette augmentation représente, en moyenne, une croissance du gaz plus élevée (1,9 %) que celle du charbon (1,1 %).

Selon le scénario réglementaire, la production d’électricité alimentée au charbon va diminuer à 50 TWh d’ici 2025 et devrait atteindre 30 TWh d’ici 2030 (baisse de 55 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). De plus, la production de gaz naturel devrait augmenter à 72 TWh d’ici 2025 et atteindre 93 TWh d’ici 2030 (hausse de 46 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). Il y aurait une incidence négligeable sur les sources production non émettrices.

Selon le scénario réglementaire, la production d’électricité alimentée au charbon va diminuer à 50 TWh d’ici 2025 et devrait atteindre 30 TWh d’ici 2030 (baisse de 55 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). De plus, la production au gaz naturel devrait augmenter à 72 TWh d’ici 2025 et atteindre 93 TWh d’ici 2030 (hausse de 46 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). Il y aurait une incidence négligeable sur les sources de production non émettrices.

Tableau 9 : Production d’électricité par type de combustible au Canada (en TWh)

Type	2015			2025
	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart
Charbon	58	58	0 %	65	50	-24 %
Gaz naturel	48	48	0 %	63	72	14 %
Pétrole	7	7	0 %	6	5	-7 %
Sources non émettrices*	545	545	0 %	605	605	0 %
Total	657	657	0 %	740	732	-1 %

Type	2030
	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart
Charbon	68	30	-55 %
Gaz naturel	64	93	46 %
Pétrole	6	6	-1 %
Sources non émettrices*	613	613	0 %
Total	751	743	-1 %

*Sources non émettrices = biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement/déchets + énergie nucléaire + énergie solaire + énergie des vagues + énergie éolienne

De 2015 à 2030, par rapport au scénario de maintien du statu quo, il y aura une réduction totale de 218 TWh dans la production alimentée au charbon (tableau 10) dans les provinces concernées par le projet de règlement (Alberta — 134, Saskatchewan — 54, Nouvelle-Écosse — 30). Ce remplacement de la production des groupes alimentés au charbon sera partiellement compensé par une augmentation de la production de gaz naturel de 145 TWh (Alberta — 90, Nouvelle-Écosse — 27, Saskatchewan — 23, Manitoba — 5). Ce déplacement engendre une réduction de la production de 74 TWh. Le restant sera essentiellement atteint par une hausse des importations, une réduction des exportations, ainsi qu’une baisse de la demande ayant découlé des répercussions sur les prix.

Tableau 10 : Variation de la production d’électricité et des débits par région de 2015 à 2030 (TWh)

Région	Production					Importations nettes**
	Charbon	Gaz naturel	Pétrole	Sources non émettrices*	Total	Des provinces	Des États-Unis
Alberta	-134	90	0	0,3	-44	31	0
Saskatchewan	-54	23	0	0,2	-30	18	10
Colombie-Britannique	0	0	0	0	0	-31	30
Manitoba	0	5	0	0	5	-17	12
Nouvelle-Écosse	-30	27	-2	0,2	-5	5	0
Canada	-218	145	-2	0,3	-74	0	57

*Sources non émettrices = biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement/déchets + énergie nucléaire + énergie solaire

**Importations nettes = importations – exportations. Une hausse des importations nettes signifie une augmentation des importations et une diminution des exportations.

8.3.1 Importations et exportations étrangères d’électricité

Selon le scénario de maintien du statu quo, les importations augmenteront de 25 TWh en 2015 à 30 TWh d’ici 2025, et elles devraient atteindre 35 TWh d’ici 2030 (tableau 11). Au cours de la même période, les exportations augmenteraient de 52 TWh en 2015 à 74 TWh en 2025, puis baisseraient à 55 TWh d’ici 2030. Cela représente, en moyenne, une croissance de 2,3 % par an pour les exportations et de 0,3 % pour les importations. La forte baisse des exportations après 2025 devrait se produire, car au fil du temps, selon le scénario de maintien du statu quo, on compte sur la capacité excédentaire exportée auparavant pour répondre à la demande du marché intérieur (par exemple la nouvelle capacité n’est pas destinée à soutenir le marché d’exportation).

Selon le scénario réglementaire, les importations augmenteront à 32 TWh d’ici 2025 et devraient atteindre 37 TWh d’ici 2030 (hausse de 4 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). De plus, les exportations vont augmenter à 70 TWh d’ici 2025, puis diminuer à 51 TWh d’ici 2030 (baisse de 7 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). En conséquence du projet de règlement, le Canada comptera davantage sur les importations tout en réduisant ses exportations, étant donné qu’une plus grande partie de sa capacité sera désormais requise pour répondre à la demande du marché intérieur. Lorsque les importations augmentent et que les exportations diminuent, les importations nettes augmentent, bien qu’il convienne de noter que les importations représenteront encore une petite part de la demande globale en électricité au Canada dans le cadre du projet de règlement (environ 5 % de la demande nationale totale, par rapport à environ 4 % selon le scénario de maintien du statu quo).

Tableau 11 : Exportations et importations — Canada (TWh)

Type	2015			2025
	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart
Importations	25	25	0 %	30	32	4 %
Exportations	52	52	0 %	74	70	-6 %
Importations nettes	-27	-27	0 %	-44	-38	-12 %

Type	2030
	Maintien du statu quo	Règlement	% d’écart
Importations	35	37	4 %
Exportations	55	51	-7 %
Importations nettes	-20	-14	-26 %

8.3.2 Flux commerciaux interprovinciaux

À la suite du projet de règlement, il y aura certains changements clés dans les échanges commerciaux interprovinciaux. Ces derniers seront nécessaires pour appuyer la production alimentée au charbon qui aura été remplacée dans les provinces concernées. Plus précisément, voici ce qui est prévu de 2015 à 2030 par rapport au scénario de maintien du statu quo :

• L’Alberta exporterait moins vers la Colombie-Britannique (14 TWh) et la Saskatchewan (1 TWh), mais importerait plus de la Colombie-Britannique (17 TWh) et moins de la Saskatchewan (1 TWh);
• La Saskatchewan exporterait moins vers l’Alberta (1 TWh) et le Manitoba (0,1 TWh), mais importerait plus du Manitoba (17 TWh) et moins de l’Alberta (1 TWh);
• La Nouvelle-Écosse exporterait moins vers le Nouveau-Brunswick (3 TWh), mais importerait plus de cette province (1 TWh);
• La Colombie-Britannique exporterait plus vers l’Alberta (17 TWh), mais importerait moins de cette province (14 TWh);
• Le Manitoba exporterait plus à la Saskatchewan (17 TWh), et importerait plus de l’Ontario (0,2 TWh) et moins de la Saskatchewan (0,1 TWh).

8.4 Coûts et coûts éludés pour le secteur de l’électricité

Le tableau 12 présente la valeur actualisée des divers coûts et coûts éludés majeurs dans le cadre du projet de règlement. De 2015 à 2030, les nouvelles dépenses en immobilisations augmenteront de 1 277 millions de dollars, les coûts liés au combustible (gaz naturel) augmenteront de 4 753 millions de dollars, et les coûts liés aux désaffectations augmenteront de 506 millions de dollars. L’ensemble de ces coûts engendrera un coût de production cumulatif de 6 535 millions de dollars au cours de la période comprise entre 2015 et 2030.

Lorsque la production d’électricité au gaz naturel se substituera à la production alimentée au charbon, on évitera le coût d’acquisition du charbon, certains coûts fixes et variables de fonctionnement et d’entretien (F et E) et le coût de la remise en état des groupes alimentés au charbon en fin de vie utile. On estime le coût éludé lié à l’acquisition de charbon à 2 144 millions de dollars, les coûts fixes et variables de fonctionnement et d’entretien à 958 millions de dollars et le coût de la remise en état des groupes à 731 millions de dollars. Au total, ces coûts éludés équivalent à 3 834 millions de dollars de 2015 à 2030.

Tableau 12 : Variation des coûts de production — Canada (Valeur actualisée, en millions de dollars de 2010)

Catégorie des coûts	2015	2020	2025	2030	Cumulative — 2015 à 2030
Immobilisations	830	-5	3	-1 330	545
Nouveau capital net	830	-5	49	-2 390	1 277
Nouveau capital	830	-5	49	459	4 126
Valeur résiduelle				-2 850	-2 850
Remise en état nette	0	0	-46	1 060	-731
Remise en état de groupes au charbon ‏en fin de vie utile	0	0	-46	-39	-1 831
Valeur résiduelle				1 100	1 100
Coûts des combustibles	2	8	202	517	2 609
Gaz naturel	2	89	358	824	4 753
Charbon	1	-82	-156	-308	-2 144
Coûts fixes de fonctionnement et d’entretien	0	-14	-15	-6	-163
Coûts variables de fonctionnement et d’entretien	-12	-34	-61	-92	-795
Mises hors service	0	0	13	11	506

Le tableau 13 présente la valeur actualisée liée à la variation des coûts de production d’électricité pour les provinces clés. De 2015 à 2030, la plus grande augmentation reviendra à la province de l’Alberta (2,2 milliards de dollars), suivie du Manitoba (253 millions de dollars), de la Nouvelle-Écosse (161 millions de dollars) et de la Saskatchewan (105 millions de dollars). Il convient de souligner que les coûts plus élevés en Alberta sont dus à la combinaison des facteurs principaux qui suivent :

• L’Alberta utilisera beaucoup plus de gaz naturel.
• En moyenne, de 2015 à 2030, les prix du gaz naturel sont 6,2 fois supérieurs à ceux du charbon en Alberta, par rapport à 4,7 en Saskatchewan et à 2,4 en Nouvelle-Écosse.
• L’Alberta désaffectera davantage de groupes alimentés au charbon et de capacité d’alimentation au charbon.

Il est à noter également que même si la Saskatchewan ajoutait une capacité de gaz naturel cumulative de 750 MW d’ici 2030, soit plus que la Nouvelle-Écosse (350 MW) et le Manitoba (150 MW) réunis, ses dépenses en immobilisations seraient inférieures. Ce résultat est dû au fait que la majorité de la nouvelle capacité sera ajoutée en Saskatchewan pendant la période comprise entre 2026 et 2030 (les quelques dernières années de l’analyse). À ce titre, la valeur résiduelle de cette nouvelle capacité est assez élevée, ce qui donne des dépenses en immobilisations faibles par rapport à celles de la Nouvelle-Écosse et du Manitoba. Par contre, la Nouvelle-Écosse et le Manitoba, qui requièrent moins de nouvelles immobilisations, auront une valeur résiduelle proportionnellement inférieure en 2030, étant donné que la nouvelle capacité de gaz naturel aura été ajoutée auparavant (c’est-à-dire entre 2021 et 2025). Les coûts nets éludés liés à la remise en état s’appliquent également en Saskatchewan, ce qui réduit les dépenses en immobilisations pour cette province.

Tableau 13 : Variation des coûts de production, par région (Valeur actualisée, en millions de dollars de 2010)

Région	Immobilisations	Combustible	Fonction- nement et entretien	Mises hors service	Total
Alberta	420	1 955	–524	322	2 173
Manitoba	80	182	–9	0	253
Nouvelle-Écosse	43	206	–169	81	161
Saskatchewan	2	254	–255	104	105
Total pour les régions ci-dessus	545	2 597	–957	506	2 691

8.5 Coûts d’importation et d’exportation étrangères

De 2015 à 2030, par rapport au scénario de maintien du statu quo, les importations des États-Unis augmenteraient de 13 TWh et les exportations diminueraient de 44 TWh (tableau 14). La réduction de la production de charbon pousserait les provinces à réduire leur approvisionnement aux États-Unis, étant donné que cette capacité serait désormais requise dans le marché intérieur. Il y aurait une hausse des importations en Saskatchewan et en Colombie-Britannique, et une baisse des exportations principalement en Colombie-Britannique et au Manitoba, avec des diminutions plus faibles en Saskatchewan, au Québec et au Nouveau-Brunswick.

La valeur des importations étrangères a été calculée en multipliant les changements dans les importations par leur prix. Le prix est le prix moyen payé pour l’électricité provenant des États-Unis dans la province respective pour 2010 (de l’Office national de l’énergie (voir référence 25)), ajusté pour les années à venir à l’aide de prévisions du changement dans les prix de l’électricité des États-Unis (de l’Energy Information Administration (voir référence 26)). De 2015 à 2030, la valeur actualisée totale des coûts des importations accrues serait de 300 millions de dollars, les plus grandes hausses étant en Saskatchewan (154 millions de dollars) et en Colombie-Britannique (141 millions de dollars). De même, la valeur de la réduction des exportations étrangères a été calculée en multipliant les changements dans les exportations par leur prix. Le prix est le prix moyen des États-Unis dans la province respective en 2010 (de l’Office national de l’énergie), ajusté pour les années à venir à l’aide de prévisions du changement dans les prix de l’électricité des États-Unis (de l’Energy Information Administration). Ce montant représente les revenus délaissés. De 2015 à 2030, la valeur totale des exportations réduites serait de 1,3 milliard de dollars, les plus grandes pertes survenant en Colombie-Britannique (730 millions de dollars) et au Manitoba (312 millions de dollars).

Tableau 14 : Variation des importations et des exportations étrangères, par région (Valeur actualisée, en millions de dollars de 2010)

Région	Variation des importations aux États-Unis (en TWh)	Valeur actualisée de la hausse des importations étrangères (millions de dollars de 2010)	Variation des exportations aux États-Unis (TWh)	Valeur actualisée de la réduction des exportations étrangères (millions de dollars de 2010)
Ontario	0	1	0,1	4
Québec	0	0	–3	–87
Saskatchewan	7	154	–4	–129
Colombie-Britannique	6	141	–24	–730
Manitoba	0	0	–12	–312
Nouveau-Brunswick	0	4	–2	–84
Canada	13	300	–44	–1 338

9.Coûts pour le gouvernement

Le gouvernement fédéral assumerait des coûts supplémentaires liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées, et aux activités de conformité et de promotion.

En ce qui concerne les coûts d’application, un montant unique de 142 millions de dollars sera requis pour la formation des agents d’application de la loi de même que 50 000 dollars pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information.

Les coûts annuels d’application de la loi sont évalués à environ 337 000 dollars, répartis comme suit : environ 298 000 dollars pour les inspections (y compris les coûts de fonctionnement et d’entretien, de transport et d’échantillonnage), 16 000 dollars pour les enquêtes, 2 000 dollars pour les mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et environ 21 000 dollars pour les poursuites.

En ce qui concerne la promotion de la conformité, on estime que les activités de promotion de la conformité coûteraient environ 170 000 dollars pendant les deux premières années suivant la mise en œuvre du projet de règlement et 20 000 dollars pour toutes les années ultérieures. Les activités de promotion de la conformité pourraient comprendre la formation d’agents de promotion de la conformité, la gestion de l’information, l’envoi du règlement final, l’élaboration et la distribution de matériel promotionnel (fiches d’information, documents Web), les réponses aux demandes de renseignements, la participation à des conférences d’associations commerciales, l’envoi de lettres de rappel, etc.

Outre les activités d’application de la loi et de conformité, on estime les coûts à environ 795 000 dollars au cours de la première année suivant la mise en œuvre du Règlement. Cette mise en œuvre comprend l’élaboration d’un système électronique de saisie de données pour satisfaire aux exigences en matière de production de rapports. Au cours des années suivantes, on estime que les coûts seront d’environ 575 000 dollars par année pour la gestion du Règlement.

De 2015 à 2030, la valeur actualisée totale des coûts pour le gouvernement sera d’environ 13 millions de dollars.

10. Avantages pour les Canadiens

10.1 Réductions des principaux contaminants atmosphériques provenant du secteur de l’électricité

Les principaux contaminants atmosphériques (PCA) désignent un groupe de polluants atmosphériques qui comprennent les oxydes de soufre (SO_x), les oxydes d’azote (NO_x), les matières particulaires (MP), les composés organiques volatils (COV), le monoxyde de carbone (CO) et l’ammoniac (NH₃), l’ozone troposphérique (O₃) et les matières particulaires secondaires (MP). Ces polluants atmosphériques provoquent du smog, des pluies acides, ainsi que d’autres dangers sanitaires.

À la suite du projet de règlement, les changements cumulatifs les plus importants en matière de production d’électricité au Canada de 2015 à 2030 seraient les suivants :

• La production d’électricité alimentée au charbon diminuerait de 218 TWh (sans compter l’augmentation de 37 TWh de la production du captage et de la séquestration du carbone).
• La production de gaz naturel augmenterait de 145 TWh.

Étant donné que les émissions des principaux contaminants atmosphériques (PCA) qui proviennent de la production d’électricité à partir du gaz naturel et du charbon avec captage et séquestration du carbone sont sensiblement inférieures à celles issues du charbon, cette diminution entraînera une réduction des émissions de principaux contaminants atmosphériques. Les émissions des principaux contaminants atmosphériques (et les changements qui en découlent) sont déterminés en utilisant des coefficients d’émissions basés sur l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) de 2007. Les coefficients d’émissions sont calculés en divisant une émission spécifique pour 2007 par un facteur économique pour la même année (par exemple le volume de combustible utilisé ou le volume d’extrants). Le coefficient est ensuite multiplié par le futur résultat (volume de combustible utilisé ou volume d’extrants) afin de déterminer les niveaux d’émissions prévus et les changements qui en découlent (voir référence 27).

À l’échelle nationale, le projet de règlement contribuera à une réduction des principaux contaminants atmosphériques issus du secteur de l’électricité, à l’exception des composés organiques volatils qui augmenteront légèrement. Le tableau 15 présente les changements cumulatifs de 2015 à 2030 (en termes absolus), qui correspondent aux changements suivants au fil du temps (en fait de pourcentage) :

• D’ici 2020, SO_x (-6 %), NO_x (-5 %), MP₁₀ (-4 %), matières particulières totales (MPT) [-4 %], MP_2,5 (-2 %), et CO et NH₃ (les deux, -1%).
• D’ici 2030, SO_x (-37 %), NO_x (-24 %), MP₁₀ (-17 %), MPT (-15 %), CO et MP_2,5 (les deux, -8 %) et enfin, NH₃ (-5 %).
• Les composés organiques volatiles augmenteraient de 0,3 % d’ici 2020, passant à 4 % d’ici 2030.

Tableau 15 : Variations cumulatives des émissions des
principaux contaminants atmosphériques

Principaux contaminants atmosphériques	2015-2030 (kilotonnes)
Oxydes de soufre (SOx)	-742
Oxydes d’azote (NOx)	-426
Matières particulaires totales (MPT)	-34
Matière particulaire < 10 microns (MP10)	-19
Monoxyde de carbone (CO)	-16
Matière particulaire < 2,5 microns (MP2,5)	-6
Ammoniac (NH3)	-0,1
Composés organiques volatils (COV)	2

La répartition géographique des changements cumulatifs est présentée à la figure 6. Les différences proportionnelles entre les provinces sont déterminées en grande partie par la quantité de production alimentée au charbon qui est déplacée, le type de charbon qui aura été brûlé, et le type de production de remplacement. En général, la diminution des principaux contaminants atmosphériques de loin la plus importante se produira en Alberta, à l’exception du SO_x, où la Saskatchewan connaîtra la baisse la plus importante en matière d’émissions.

Figure 6 : Répartition des variations cumulatives des émissions des principaux contaminants atmosphériques

 

10.2 Modélisation de la qualité de l’air

Pour estimer la façon dont la réduction de ces émissions toucherait la santé humaine et l’environnement, Environnement Canada a d’abord utilisé le modèle AURAMS afin de prévoir la façon dont les changements dans les émissions influeraient sur la qualité de l’air local. Il s’agit d’un modèle numérique de pointe entièrement tridimensionnel décrit dans la documentation scientifique passée en revue par les pairs. AURAMS a combiné les renseignements sur les changements prévus relatifs aux émissions et des données sur la vitesse du vent, les températures, les niveaux d’humidité et les niveaux de pollution existants, afin de prévoir la façon dont ces changements toucheraient la qualité de l’air local.

Le système de modélisation de la qualité de l’air AURAMS a été appliqué pendant une année complète pour quatre scénarios d’émissions anthropiques représentant deux années de prévisions différentes dans l’horizon prévisionnel : on a établi deux scénarios (un pour le scénario de maintien du statu quo et un pour le scénario réglementaire) pour l’année 2020, et les deux autres scénarios ont été établis pour 2030. Les données météorologiques utilisées pour ces quatre scénarios concernent l’année 2006 et elles ont été produites par le modèle de prévision météorologique d’Environnement Canada.

Les exécutions du modèle de la qualité de l’air ont donné des concentrations de polluants dans l’air ambiant en 2020 et 2030. Toutefois, les résultats de toutes les années comprises entre 2015 et 2030 étaient nécessaires pour terminer l’analyse. La méthode retenue pour recueillir des données pour ces années consistait à utiliser les résultats des modèles disponibles pour les années 2020 et 2030 et à interpoler de façon linéaire les mesures de la qualité de l’air afin d’obtenir les mesures pour 2021 jusqu’à 2029. La procédure était légèrement différente pour les années 2015 à 2020 étant donné qu’elle mettait en cause une extrapolation. Le scénario de maintien du statu quo a été extrapolé de façon linéaire de 2020 à 2015 à l’aide des résultats des modèles de 2020 et de 2030 (voir référence 28). Une fois les valeurs obtenues pour le scénario de maintien du statu quo de 2015 à 2019, le scénario réglementaire a été interpolé entre la valeur de 2020 et celle de 2015 pour le scénario de maintien du statu quo. En conséquence de cette procédure, le scénario réglementaire en 2015 aurait des mesures identiques à celles du scénario de maintien du statu quo.

10.3 Secteurs de l’extraction du charbon et du gaz naturel

Le changement dans la production d’électricité pourrait également avoir des répercussions sur les émissions provenant des secteurs de l’extraction du charbon et du gaz naturel (distribution et gazoduc). Toutefois, les changements dans ces émissions sont bien plus faibles que ceux provenant du secteur de l’électricité. Une analyse menée par Environnement Canada a indiqué que ces changements potentiels des émissions représentent moins de 1 % des émissions totales issues du secteur de l’électricité. De plus, étant donné que les répercussions des émissions prennent des chemins opposés (réductions des émissions issues de l’extraction du charbon, augmentations des émissions provenant de l’extraction et du transport de gaz naturel), l’effet net sera d’autant plus faible. Par conséquent, ces répercussions ont été exclues de l’analyse.

10.4 Sources ponctuelles et sources étendues

Les émissions dans le modèle de la qualité de l’air ont été établies en fonction de sources ponctuelles et de sources étendues. Les sources ponctuelles sont représentées par des emplacements géographiques précis (latitude et longitude), et les sources étendues indiquent des emplacements géographiques inconnus. Tous les groupes électriques alimentés au charbon étaient des sources ponctuelles (puisque leur emplacement était connu), mais dans les cas où on prévoyait qu’une nouvelle capacité de gaz devait entrer en service en raison du projet de règlement, l’emplacement géographique était inconnu; dès lors, ces émissions ont été modélisées comme si elles provenaient de sources étendues. Pour les sources étendues, les données « services publics » de Statistique Canada (voir référence 29)ont été utilisées pour répartir géographiquement les émissions, activité s’appuyant sur des données sur l’emploi.

Un des résultats tirés de la préparation de données pour les travaux de modélisation de la qualité de l’air et la répartition dans l’espace indiquait que, pour la Nouvelle-Écosse, il y a une augmentation des émissions d’oxydes de soufre (So_x). Ce résultat n’est pas conforme aux résultats du modèle E3MC, qui montrent une réduction des émissions de SO_x (voir le tableau 15 et la figure 6). En raison de cette incohérence, les résultats modélisés sur la qualité de l’air en Nouvelle-Écosse ont été omis. Cette omission causerait probablement une sous-estimation des avantages découlant du projet de règlement.

10.5 Avantages environnementaux

10.5.1 Réductions des gaz à effet de serre provenant du secteur de l’électricité

Étant donné que les émissions de gaz à effet de serre provenant à la fois du gaz naturel ainsi que du captage et de la séquestration du carbone issu du charbon sont bien plus faibles que pour le charbon, cela entraînerait une diminution des émissions de gaz à effet de serre. Les facteurs d’émissions de charbon diffèrent selon la province du fait que différents types de charbon sont disponibles dans diverses régions du pays. Ces facteurs d’émission sont présumés constants au cours de la période de prévision. Les facteurs d’émission de gaz naturel ne varient pas selon les provinces ou sur la période de prévision.

De 2015 à 2030, il y aura des réductions cumulatives des gaz à effet de serre provenant de l’ensemble du secteur de l’électricité, par rapport au scénario de maintien du statu quo, à concurrence d’environ 175 Mt (tableau 16). Les réductions les plus importantes seraient en Alberta (65 % du total), en Saskatchewan (23 %) et en Nouvelle-Écosse (13 %), respectivement. D’ici 2020, cela représentera une réduction de 6 % du total du secteur de l’électricité, qui augmentera à 29 % d’ici 2030. Ces réductions vont au-delà des mesures fédérales et provinciales existantes et présumées. La figure 7 montre les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de l’électricité en prenant comme hypothèse uniquement des mesures provinciales (pas de mesures gouvernementales) et la combinaison de mesures fédérales et provinciales (pour illustrer le résultat progressif du projet de règlement en soi).

Tableau 16 : Réductions des émissions de gaz à effet de serre

Région	Réductions cumulatives 2015-2030 (Mt, équivalents en CO2)	Valeur actualisée des réductions de gaz à effet de serre (en millions de dollars)
Alberta	112	2 813
Saskatchewan	41	1 016
Nouvelle-Écosse	22	558
Canada	175	4 338

La valeur des réductions de gaz à effet de serre dépend essentiellement de l’évitement des dommages relativement aux changements climatiques à l’échelle mondiale. Ces dommages sont habituellement appelés coût social du carbone (CSC). Les estimations de ce coût varient considérablement. Par exemple, des experts comme Tol, Nordhaus et Hope ont relevé des valeurs moyennes du coût social du carbone allant de 10 $ à 25 $ par tonne d’équivalents en CO₂, tandis que Stern a enregistré une valeur plus proche des 100 $. Cette variabilité est en grande partie liée aux incertitudes relatives aux choix de paramètres clés dans l’estimation du coût social du carbone, par exemple le taux d’actualisation approprié à utiliser dans les calculs. Il est généralement reconnu que les estimations, même si elles sont issues du même modèle, varient considérablement selon le niveau choisi des variables clés. Alors qu’Environnement Canada poursuit ses recherches dans le but de déterminer le coût social du carbone approprié à utiliser dans l’analyse coûts-avantages, il a adopté une valeur estimée de 25 $ par tonne d’équivalents en CO₂ pour cette analyse, qui augmente de 2 % par année. Cette valeur concorde avec le prix des États-Unis attendu en matière de carbone et la valeur commerciale des permis dans la Bourse européenne du carbone. Dans l’ensemble, cette valeur est aussi généralement en accord avec les valeurs utilisées actuellement par le gouvernement américain ainsi que par la Commission européenne. D’après cette estimation, la valeur actualisée des réductions progressives des émissions de gaz à effet de serre en vertu du projet de règlement est évaluée à 4,3 milliards de dollars (tableau 16).

Figure 7 : Profil des émissions de gaz à effet de serre (GES)

10.5.2 Réductions des émissions de principaux polluants atmosphériques provenant du secteur de l’électricité

Les réductions des émissions des principaux contaminants atmosphériques entraîneraient des avantages pour l’environnement. Ceux-ci ont été estimés à l’aide du modèle d’évaluation de la qualité de l’air (MEQA2) d’Environnement Canada et les estimations ont été renforcées par d’autres estimations environnementales afin d’intégrer les éléments non pris en compte par le modèle MEQA2.

10.5.2.1 Estimations relatives aux souillures, à la visibilité et à l’agriculture

Les estimations des avantages découlant du modèle MEQA2 sont présentées dans le tableau 17 et sont abordées ci-après. De 2015 à 2030, la valeur actualisée totale des avantages pour le Canada est estimée à 81,9 millions de dollars.

Tableau 17 : Estimations des avantages pour
l’environnement au Canada (2015-2030)
Valeur actualisée, en millions de dollars de 2010*

Région	Effets des souillures sur les ménages	Visibilité touchant les ménages	Ozone sur les cultures	Total MEQA2	Autres avantages**
Terre-Neuve-et-Labrador	49 000	651 000	27 000	727 000
Île-du-Prince- Édouard	9 000	60 000	197 000	266 000
Nouvelle-Écosse	-	-	-	-
Nouveau-Brunswick	0	-142 000	86 000	-56 000
Québec	185 000	1 165 000	693 000	2 043 000
Ontario	692 000	3 173 000	1 271 000	5 136 000
Manitoba	843 000	4 899 000	3 929 000	9 671 000
Saskatchewan	1 109 000	6 744 000	17 915 000	25 768 000
Alberta	2 127 000	8 568 000	27 183 000	37 878 000
Colombie-Britannique	-84 000	-206 000	738 000	448 000
Yukon	0	0	s.o.	0
Territoires du Nord-Ouest	1 000	5 000	s.o.	6 000
Nunavut	0	3 000	s.o.	3 000
Canada	4 931 000	24 920 000	52 039 000	81 890 000	8 873 000

* Des évaluations fiables des améliorations de la qualité de l’air à l’échelle provinciale pour la Nouvelle-Écosse ne sont pas disponibles actuellement en raison des limitations des données qui ont empêché une évaluation des impacts robustes pour la province.

** La récolte du bois, l’usage récréatif des forêts et les coûts d’entretien du matériel.

Réduction des souillures

Les souillures issues des changements dans les concentrations ambiantes de matières particulaires entraîneront des coûts de nettoyage. Le modèle SCSIE (modèle d’estimation des répercussions des économies en matière de nettoyage des souillures) estime les coûts de nettoyage éludés pour les ménages canadiens touchés par différents niveaux de MP₁₀. Au cours des années 2015 à 2030, le projet de règlement devrait réduire la valeur actualisée des coûts de nettoyage des ménages de 4,9 millions de dollars. On peut considérer que cette estimation est prudente, car elle se limite au secteur résidentiel et ne tient pas compte des dépenses de nettoyage dans les secteurs commerciaux et institutionnels. Comme prévu, les deux provinces affichant les plus fortes réductions de la production d’électricité alimentée au charbon, à savoir l’Alberta et la Saskatchewan, affichent également les gains les plus significatifs grâce à la réduction des souillures.

Amélioration de la visibilité

Comme les concentrations ambiantes de matières particulaires augmentent, la visibilité diminue, toutes choses étant égales par ailleurs. En fonction de la volonté de payer pour l’amélioration de l’aire de répartition visuelle, le modèle VIEW R2 (modèle d’estimation du bien-être lié à la visibilité) estime le changement monétaire dans le bien-être pour différents niveaux de deciviews (voir référence 30). La valeur actualisée des gains en matière de bien-être issue d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel devrait être de 24,9 millions de dollars; l’Alberta et la Saskatchewan réunies constituent 61 % des avantages totaux.

Augmentation de la productivité agricole

Le projet de règlement se traduirait par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. D’après les fonctions exposition-réponse pour 20 différentes cultures, le modèle VOECCE (modèle d’estimation de la valeur des effets de l’ozone sur les cultures canadiennes) donne des changements dans la production (en tonnes) et les revenus totaux des ventes par région agricole de recensement (RAR), en raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages nationaux issus de la hausse de la productivité agricole, exprimés dans la valeur actualisée des revenus des ventes, devraient être de 52 millions de dollars (voir référence 31). Les contributions de l’Alberta constituent environ la moitié des avantages nationaux, tandis que la Saskatchewan contribue au tiers. C’est le secteur du blé qui devrait engranger la majeure partie des avantages (30 %); il sera suivi du secteur des pois, des haricots et des lentilles (24 %) et de celui du canola (17 %) (voir référence 32).

10.5.2.2 Estimations relatives à la récolte du bois, à l’usage récréatif des forêts et aux coûts d’entretien du matériel

Pour prendre en considération les avantages pour l’environnement qui ne sont pas représentés dans le modèle MEQA2, on met au point une méthode de transfert des avantages afin d’évaluer les répercussions économiques de l’oxyde d’azote (NO_x) sur la récolte du bois et l’utilisation récréative des écosystèmes forestiers, ainsi que celles du dioxyde de soufre (SO₂) sur les frais d’entretien du matériel. L’application des estimations moyennes de Muller et Mendelsohn (voir référence 33) aux réductions d’oxyde d’azote (NO_x) et de dioxyde de soufre (SO₂) donne lieu à des avantages supplémentaires de 8,9 millions de dollars (en termes de valeur actualisée).

10.5.2.3 Avantages non quantifiés

Les avantages nationaux prévus pour l’évaluation des répercussions sur l’environnement avoisinent 90,8 millions de dollars. Toutefois, les avantages généraux peuvent être jugés prudents, car de nombreux avantages pour l’environnement demeurent non quantifiés en raison de données ou de méthodologies limitées. Parmi ces répercussions, on retrouve les effets de la visibilité accrue concernant les recettes du tourisme, la réduction des dépôts acides dans les forêts, les cultures et les écosystèmes, la réduction des dépôts de mercure dans la pêche sportive, ainsi que les avantages liés à la réduction des matières particulaires (MP_2,5) et de l’ozone sur la mortalité du bétail et des espèces sauvages.

10.6 Avantages pour la santé

10.6.1 Réductions des émissions de principaux polluants atmosphériques provenant du secteur de l’électricité

Du point de vue de la santé humaine, les principales émissions de polluants atmosphériques issues du secteur de l’électricité comprennent les émissions de NO_x, SO_x et de MP_2,5.

À l’échelle nationale, le projet de règlement devrait réduire les émissions de NO_x, de SO_x et de MP_2,5 provenant du secteur de l’électricité d’environ 5 %, 6 % et 2 %, respectivement, d’ici 2020, par rapport au scénario de maintien du statu quo. D’ici 2030, les émissions de NO_x, de SO_x et de MP_2,5 provenant de la production d’électricité devraient diminuer de 24 %, 37 % et 8 %, respectivement, par rapport au schéma de maintien du statu quo.

Bien que ces réductions d’émissions soient importantes, elles ne seront pas réparties de manière uniforme dans tout le pays. Les changements des niveaux des émissions dans l’air ambiant à l’échelle régionale constitueront les principaux facteurs déterminants des répercussions du projet de règlement sur la santé humaine.

Du point de vue de la santé humaine, les améliorations de la qualité de l’air les plus importantes sont les réductions dans les taux de MP_2,5 et d’ozone dans l’air ambiant. Les réductions de MP_2,5 sont particulièrement importantes, car elles représentent plus de 63 % des avantages pour la santé découlant du projet de règlement en 2030, tandis que les améliorations de l’ozone constituent 35 % des avantages pour la santé. Il est à noter que les réductions des niveaux de matières particulaires dans l’air ambiant sont en grande partie dues à la réduction de polluants précurseurs, comme l’oxyde d’azote et l’oxyde de soufre. Ces deux composés interagissent avec l’atmosphère pour créer des matières particulaires. Par conséquent, bien que les émissions de matières particulaires primaires issues du secteur de l’électricité soient importantes, ce sont les matières particulaires secondaires, provenant des émissions de NO_x et de SO_x qui ont la plus forte incidence sur la santé humaine.

10.6.1.1 Améliorations moyennes de la qualité de l’air ambiant

Les plus importantes améliorations dans la qualité de l’air sont prévues en Alberta, en Saskatchewan et au Manitoba. Cela est vrai pour les matières particulaires et l’ozone. En fait, pour les matières particulaires, les 40 divisions de recensement canadiennes qui devraient connaître les plus grandes réductions de matières particulaires (en termes absolus et de pourcentage) sont toutes situées dans ces trois provinces. Pour l’ozone, les améliorations de la qualité de l’air sont quelque peu plus dispersées, mais la tendance demeure dominante dans les Prairies.

D’ici 2030, les matières particulaires (MP_2,5) dans certaines régions de la Saskatchewan devraient diminuer jusqu’à 8,8 %, tandis qu’on relève des réductions de 2 % à 5 % dans une bonne partie de l’Alberta, de la Saskatchewan et du Manitoba. Les niveaux d’ozone ne diminuent pas autant que ceux des matières particulaires, mais on s’attend à ce qu’ils diminuent jusqu’à 1,6 % dans le sud de la Saskatchewan et de 0,2 % à 0,6 % dans une bonne partie des Prairies d’ici 2030.

Même si certaines zones connaîtront certainement plus d’améliorations de la qualité de l’air que d’autres, au niveau provincial, la qualité de l’air devrait s’améliorer pour la plupart des provinces. Les améliorations de la qualité de l’air ressenties par les résidents habituels dans chaque province pour 2030 sont présentées dans le tableau 18. La qualité de l’air « moyenne » pour la province signifie qu’elle est pondérée selon les régions de recensement de la population.

Tableau 18 : Estimation des améliorations de la qualité de l’air
moyenne à l’échelle provinciale en 2030*

Région	Population prévue	Niveau de MP2,5 (pondération selon la population)
		Maintien du statu quo (ug/m3)	Politique (ug/m3)	Réduction en pourcentage
Terre-Neuve-et-Labrador	519 330	2,385	2,378	0,30 %
Île-du-Prince-Édouard	154 655	4,641	4,632	0,19 %
Nouvelle-Écosse	-	-	-	-
Nouveau-Brunswick	777 980	2,563	2,561	0,06 %
Québec	8 755 900	7,211	7,208	0,04 %
Ontario	16 643 455	7,711	7,705	0,08 %
Manitoba	1 398 290	3,747	3,686	1,62 %
Saskatchewan	1 001 015	2,959	2,847	3,77 %
Alberta	4 359 995	4,828	4,768	1,24 %
Colombie-Britannique	5 649 820	6,958	6,959	-0,01 %
Yukon	35 790	0,509	0,509	0,02 %
Territoires du Nord-Ouest	53 570	0,950	0,948	0,18 %
Nunavut	36 620	1,895	1,894	0,07 %
Canada	40 389 730	6,621	6,607	0,21 %

Région	Niveau d’ozone annuels (pondération selon la population)
	Maintien du statu quo (ppm)	Politique (ppm)	Réduction en pourcentage
Terre-Neuve-et-Labrador	32,025	31,888	0,43 %
Île-du-Prince-Édouard	32,280	32,138	0,44 %
Nouvelle-Écosse	-	-	-
Nouveau-Brunswick	32,092	32,044	0,15 %
Québec	32,360	32,348	0,04 %
Ontario	36,632	36,625	0,02 %
Manitoba	30,895	30,817	0,25 %
Saskatchewan	33,387	33,218	0,51 %
Alberta	37,253	37,112	0,38 %
Colombie-Britannique	39,376	39,377	0,00 %
Yukon	35,059	35,058	0,00 %
Territoires du Nord-Ouest	30,904	30,900	0,01 %
Nunavut	30,435	30,434	0,01 %
Canada	35,612	35,578	0,09 %

* Des évaluations fiables des améliorations de la qualité de l’air à l’échelle provinciale pour la Nouvelle-Écosse ne sont pas disponibles actuellement en raison des limitations des données qui ont empêché une évaluation des impacts robustes pour la province.

10.6.1.2 Résultats améliorés pour la santé

Les incidences sur la santé humaine et les avantages socioéconomiques qui en découlent dépendent considérablement de la proximité de la population par rapport à la source des émissions issues de la production d’électricité au charbon. C’est l’exposition de la population aux changements de la qualité de l’air, et pas simplement les changements absolus dans les niveaux de matières particulaires et d’ozone en eux-mêmes, qui détermine les avantages du projet de règlement pour la santé. Pour cette raison, les régions qui connaissent les plus grands avantages sur la santé et les régions qui connaissent les plus importantes améliorations de la qualité de l’air ne sont pas nécessairement les mêmes.

Santé Canada a utilisé l’outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) pour estimer le changement dans les risques et les impacts pour la santé.

Les avantages pour la santé visés par l’analyse comprennent un vaste éventail de résultats pour la santé liés à la pollution atmosphérique. Ces résultats peuvent aller de crises d’asthme et de difficultés respiratoires mineures à des effets beaucoup plus graves, comme les visites en salle d’urgence et l’hospitalisation pour des problèmes respiratoires ou cardiovasculaires. La pollution atmosphérique augmente même le risque moyen de décès par habitant. Même si les changements relatifs à chaque niveau de risque sont faibles, la réduction de chacun de ces risques procure un avantage social important, en ce qui concerne l’estimation des réductions dans les taux de mortalité annuels ainsi que l’important avantage social lié au risque réduit de mortalité.

Le tableau 19 présente certains des changements estimés dans les résultats cumulatifs pour la santé en 2030 à la suite du projet de règlement. Le tableau affiche également l’estimation de la valeur actualisée totale des améliorations en matière de bien-être social, exprimée en termes économiques (dollars), pour toutes les répercussions sur la santé de 2015 à 2030 (voir référence 34). Les avantages totaux pour la santé ont été évalués à 1,4 milliard de dollars, les plus grands avantages étant notés en Alberta (42 % du total), en Saskatchewan (22 %) et au Manitoba (15 %), respectivement.

Tableau 19 : Répercussions cumulatives évitées sur la santé,
de 2015 à 2030, résultats sélectionnés pour la santé*

Région	Mortalité prématurée	Visites en salle d’urgence et hospitali- sation	Crises d’asthme	Jours durant lesquels on éprouve des difficultés à respirer et on réduit ses activités	Valeur actualisée du total des résultats pour la santé (en millions de dollars de 2010)
Terre-Neuve-et-Labrador	10	15	3 254	36 590	49 $
Île-du-Prince-Édouard	2	4	757	8 146	10 $
Nouvelle-Écosse	-	-	-	-	-
Nouveau-Brunswick	3	7	1 241	11 374	15 $
Québec	13	22	3 811	60 442	66 $
Ontario	32	37	4 743	163 932	167 $
Manitoba	39	49	6 572	183 834	207 $
Saskatchewan	58	76	9 425	236 138	306 $
Alberta	113	147	28 038	580 307	587 $
Colombie-Britannique	-4	-4	-578	-17 284	-23 $
Yukon	0	0	0	7	< 1 $
Territoires du Nord-Ouest	0	0	8	180	< 1 $
Nunavut	0	37	2	77	< 1 $
Canada	265	321	57 276	1 263 741	1 385 $

* Des évaluations fiables des améliorations de la qualité de l’air à l’échelle provinciale pour la Nouvelle-Écosse ne sont pas accessibles actuellement en raison des limitations des données qui ont empêché une évaluation des impacts robustes pour la province.

10.6.2 Réductions du mercure provenant du secteur de l’électricité

Le mercure est un métal lourd qui peut être libéré dans l’envi-ronnement à la suite d’une activité humaine (par exemple des activités anthropiques primaires), y compris par l’intermédiaire de la combustion du charbon. La plus importante source anthropique d’émissions de mercure au Canada provient des groupes électriques, qui représentaient environ 30 % des émissions en 2007.

Une fois qu’il est rejeté dans l’environnement, le mercure peut se transformer de plusieurs manières. Ainsi, il peut se transformer en un composé hautement toxique appelé méthylmercure. Celui-ci peut s’accumuler dans les organismes vivants et s’y amplifier (c’est-à-dire que sa concentration y augmente) au fur et à mesure qu’il remonte la chaîne alimentaire. Il s’agit de la forme de mercure à laquelle les humains sont les plus souvent exposés, surtout par la consommation de poisson et de fruits de mer.

Des études ont examiné le lien entre l’exposition au mercure et les effets sur le quotient intellectuel (QI). Des dommages neurologiques entraînant l’altération du développement prénatal du cerveau peuvent réduire les points de QI; ainsi, la société peut avoir à prendre en charge les coûts connexes liés à la perte directe ou indirecte de gains, d’éducation et de bien-être.

Le projet de règlement devrait entraîner la réduction cumulative de 3 982 kg de mercure rejetés dans l’environnement par rapport au scénario de maintien de statu quo d’ici 2030 (tableau 20). La majorité de ces réductions sont prévues en Saskatchewan (54 % du total), suivie de l’Alberta (36 %) et de la Nouvelle-Écosse (10 %). Bien que la réduction de la production d’électricité alimentée au charbon soit plus importante en Alberta qu’en Saskatchewan pour la période allant de 2015 à 2030, la réduction des émissions de mercure est plus faible. Cela est dû à l’intensité de l’émission de mercure qui est considérablement plus importante en Saskatchewan qu’en Alberta.

Tableau 20 : Réductions du mercure
(valeur actuelle en millions de dollars de 2010)

Région	Réductions cumulatives 2015-2030 (kg)	Valeur actuelle des réductions de mercure (en millions de dollars)
Saskatchewan	2 143	9
Alberta	1 433	6
Nouvelle-Écosse	406	2
Canada	3 982	17

Plusieurs écrits issus d’études économiques ont estimé et monétisé la valeur socioéconomique des effets du mercure sur la santé. En 2005, Rice et Hammit ont estimé la valeur des avantages pour la santé à partir des plafonnements proposés pour les émissions de mercure libérées par les groupes électriques des États-Unis. En 2008, Spadaro et Rabl ont estimé les effets mondiaux totaux sur la diminution du QI en raison des émissions de mercure mondiales. En l’absence de principales recherches canadiennes, les estimations de la valeur des répercussions du mercure aux États-Unis seront utilisées dans cette analyse et appliquées au Canada (voir référence 35).

En ce qui a trait aux répercussions du mercure sur le développement du cerveau, Rice et Hammit (2005) ont estimé que les répercussions sur le QI représentaient une valeur de 10 000 $ à 11 000 $ par kilogramme d’émissions, en supposant qu’il n’y a pas de seuil inférieur pour les répercussions liées à l’exposition. Si l’on utilise un seuil non nul des répercussions, alors Rice et Hammit estiment que la valeur des répercussions est inférieure à un montant allant de 3 900 $ à 4 500 $ par kilogramme (en dollars américains de 2000) (voir référence 36).

La faible valeur de 3 900 $ par kilogramme d’émissions sera utilisée pour cette analyse. Si l’on ajuste la valeur de 3 900 $ en dollars américains de 2000, cela nous donne une valeur de 5 780 $ en dollars canadiens de 2010. En utilisant cette valeur pour mesurer les avantages issus de la réduction des 3 982 kg de mercure qui devraient se produire en vertu du projet de règlement, on obtient une valeur actuelle de 17 millions de dollars (tableau 20) (voir référence 37).

10.6.3 Réductions du plomb provenant du secteur de l’électricité

En matière de répercussions sur la santé, les effets sur la neurotoxicité développementale qui ont été les plus étudiés et pour les-quels il existe le plus de preuves d’une relation causale sont les effets néfastes qu’a l’exposition précoce au plomb (les enfants de moins de six ans) sur les tests d’intelligence psychométriques (QI) chez les enfants d’âge scolaire.

Lorsque l’exposition au plomb touche le QI, elle se traduit par une paie et une productivité futures amoindries, car les individus touchés ne peuvent pas travailler au maximum de leur potentiel dans leur emploi lorsqu’ils deviennent adultes.

Des études montrent que certains effets de l’exposition chronique au plomb peuvent également se manifester chez les adultes. La coronaropathie, l’hypertension et les accidents vasculaires cérébraux représentent certains des principaux effets sur la santé des adultes qui ont été quantifiés dans les analyses économiques précédentes.

Selon les groupes alimentés au charbon signalés dans l’Inventaire national des rejets de polluants de 2005, le projet de règlement devrait réduire les émissions annuelles de plomb de 418 kg d’ici 2030 (voir référence 38). Cela ne représente que 0,15 % de la totalité des rejets de plomb signalés dans l’Inventaire national des rejets de polluants 2005 (à l’exception des sources naturelles et à ciel ouvert). Bien que certains avantages pour la santé soient prévus, les répercussions n’ont pas été quantifiées étant donné que la réduction ne représenterait qu’une faible proportion de la totalité des rejets de plomb.

11. Résumé

Les résultats de l’analyse coûts-avantages sont résumés dans le tableau 21 pour différentes années de référence au cours de la période d’étude. Les valeurs ont été actualisées à 3 % et sont classées en fonction des coûts quantifiés (production, hausse des importations, diminution des exportations, gouvernement) et des avantages quantifiés (coûts de production évités, avantages pour l’environnement et pour la santé). Les valeurs indiquées pour le nouveau capital et les remises en état sont toutes les deux nettes de la valeur résiduelle (VR), étant donné que des ajustements ont été apportés afin de tenir compte de la valeur utile des actifs à la fin de la période d’étude. La valeur actualisée nette (VAN) mesure les avantages nets (avantages moins coûts) pour l’année de référence indiquée.

Dans l’ensemble, de 2015 à 2030, la valeur actualisée nette du projet de règlement est estimée à 1,5 milliard de dollars. Cela suppose un coût social du carbone (CSC) de 25 $/tonne (autrement, à un coût social du carbone de 100 $/tonne, la valeur actualisée nette augmenterait à 14,5 milliards de dollars). Les avantages totaux sont estimés à 9,7 milliards de dollars, ce qui est grandement dû au coût social du carbone évité (4,3 milliards de dollars), aux coûts de production évités (3,8 milliards de dollars), et aux avantages pour la santé provenant de la réduction de l’exposition au smog (1,4 milliard de dollars). Les coûts totaux sont estimés à 8,2 milliards de dollars, principalement à cause de l’augmentation des coûts du gaz naturel (4,8 milliards de dollars), de la diminution des exportations et du nouveau capital (tous les deux à 1,3 milliard de dollars).

Tableau 21 : Énoncé des coûts-avantages
supplémentaires (2015-2030)
[En millions de dollars de 2010]

Catégorie	Année de référence : 2015	2020	2025	2030	Total année 16 (2015-2030)	Moyenne annuelle
A. Coûts quantifiés
Nouveau capital (net de la valeur résiduelle)	830	–5	49	–2 390	1 277	80
Coûts du gaz naturel liés au carburant	2	89	358	824	4 753	297
Mises hors service des groupes au charbon	0	0	13	11	506	32
Total partiel : Coûts de production	832	84	419	–1 555	6 535	408
Hausse des importations	0	21	28	27	300	19
Baisse des exportations	0	82	121	104	1 338	84
Coûts pour le gouvernement	1	1	1	1	13	1
COÛTS TOTAUX	833	188	569	–1 424	8 185	512
B. Avantages quantifiés
B1. Coûts de production évités
Remise en état de groupes au charbon (net de la valeur résiduelle)	0	0	46	–1 060	731	46
Coûts fixes de fonctionnement et d’entretien	0	14	15	6	163	10
Coûts variables de fonctionnement et d’entretien	12	34	61	92	795	50
Coûts de l’alimentation au charbon	–1	82	156	308	2 144	134
Total	11	129	278	–654	3 834	240
B2. Avantages pour l’environnement
Coûts sociaux du carbone évités (coûts sociaux du carbone à 25 $/tonne)	25	138	319	648	4 338	271
Souillure, visibilité, agriculture, bois d’œuvre et loisirs	0	2	8	13	91	6
Total	25	140	327	661	4 429	277
B3. Avantages pour la santé
Avantages de la réduction des niveaux de smog	0	33	123	195	1 385	87
Mercure	0	1	1	2	17	1
Total	0	34	124	197	1 402	88
AVANTAGES TOTAUX	37	304	730	204	9 665	604
E. VALEUR ACTUALISÉE NETTE	–796	116	160	1 628	1 479	92
E1. Valeur actualisée nette — coûts sociaux du carbone évités à 100 $/tonne	–720	530	1 118	3 572	14 493	906

Le tableau ci-dessous présente des mesures sommaires clés pour l’analyse coûts-avantages. Le coût socioéconomique par tonne d’émissions de gaz à effet de serre est d’environ 18 $/tonne. Le coût socioéconomique par tonne permet d’effectuer une comparaison avec les autres mesures de gaz à effet de serre, comme les règlements et les programmes. Les coûts devraient représenter 85 % des avantages. Le ratio coûts-avantages permet d’effectuer une comparaison avec les autres règlements.

Tableau 22 : Résumé des mesures
(2015-2030)

Catégorie	Année de référence : 2015	2020	2025	2030	Total année 16 (2015-2030)	Moyenne annuelle
Réduction des émissions de gaz à effet de serre (Mt d’équivalent en CO2)	0,9	5,3	12,7	27,2	174,7	11
Ratio coûts-avantages					0,85
Coût socioéconomique par tonne de gaz à effet de serre ($/T) (voir référence 39)					18,20

12. Analyse de sensibilité

Une analyse de sensibilité a été effectuée pour des variables clés afin d’évaluer la variabilité des répercussions. Cela nécessite le changement d’une variable à la fois (tout en maintenant les autres variables/répercussions constantes). Le tableau 23 présente les résultats de l’analyse de sensibilité qui sont abordés ci-après. Il est à noter que, bien que la valeur actualisée nette soit extrêmement sensible à certaines variables, elle demeure positive dans tous les cas (excepté un).

Tableau 23 : Résultats de l’analyse de sensibilité
(En millions de dollars de 2010)

Variables de sensibilité	Valeur actualisée nette
	Inférieure	Moyenne	Supérieure
1. Taux d’actualisation : 7 %, 0 %	763	1 479	2 363
2. Sensibilité à l’hypothèse sur le prix du gaz naturel : +20 %, –20%	529	1 479	2 430
3. Sensibilité à l’hypothèse sur le prix du charbon : –20 %, +20 %	1 050	1 479	1 908
4. Remise en état des groupes alimentés au charbon en fin de vie utile — 50 %	1 114	1 479	s.o.
5. Coût social du charbon (en $/tonne) — 10 $, 25 $, 100 $	–1 124	1 479	14 493

12.1 Taux d’actualisation

L’utilisation d’un taux d’actualisation plus élevé (7 %) diminuerait la valeur actualisée nette à 763 millions de dollars. À l’inverse, le fait de n’appliquer aucun taux d’actualisation (0 %) augmenterait la valeur actualisée nette à 2,4 milliards de dollars.

12.2 Prix du gaz naturel

Le prix du gaz naturel est une variable clé, étant donné que les coûts supplémentaires du gaz naturel représentent près de 60 % des coûts totaux. Ressources naturelles Canada est également en train de réviser ses prévisions et, sur une base préliminaire, a suggéré qu’elles pourraient diminuer d’au moins 20 % par rapport aux prix que sous-entend cette analyse. Par conséquent, pour l’analyse de sensibilité, une fourchette de ±20 % a été appliquée aux prévisions de Ressources naturelles Canada relatives au prix du gaz naturel en 2010. Cette fourchette a été évaluée en comparant les prévisions du scénario de référence de 2011 de l’Annual Energy Outlook (AEO), publié par l’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis. Sur une base annuelle moyenne, de 2015 à 2030, les prévisions nationales de l’Energy Information Administration étaient comprises entre -19 % et +13 % des prix de Ressources naturelles Canada pour des provinces clés.

L’utilisation de prix du gaz inférieurs augmenterait la valeur actualisée nette à 2,4 milliards de dollars. À l’inverse, l’utilisation de prix du gaz supérieurs diminuerait la valeur actualisée nette à 529 millions de dollars. Cela correspond à une valeur de « seuil de rentabilité » de 31 % (c’est-à-dire la valeur actualisée nette demeure positive tant que les prix du gaz naturel n’augmentent pas de 31 % ou plus). Cela met en évidence la très grande importance des externalités positives découlant du projet de règlement.

12.3 Prix du charbon

Le prix du charbon constitue une variable clé, étant donné que les coûts évités issus du charbon représentent plus de 20 % des avantages. Aux fins de l’analyse de sensibilité, une plage de ±20 % a également été utilisée sur les prix du charbon de Ressources naturelles Canada.

L’utilisation de prix du charbon supérieurs augmenterait la valeur actualisée nette à 1,9 milliard de dollars. À l’inverse, l’utilisation de prix du charbon inférieurs diminuerait la valeur actualisée nette à 1,1 milliard de dollars. Les prix du charbon sont moins sensibles que les prix du gaz, comme le montre la valeur du « seuil de rentabilité » plus élevée de -69 % (c’est-à-dire la valeur actualisée nette demeure positive tant que les prix du charbon ne chutent pas de 69 % ou plus par rapport aux prévisions).

12.4 Groupes de production d’électricité alimentés au charbon nécessitant une remise en état

Selon le scénario de maintien du statu quo, on a supposé que tous les groupes au charbon fonctionnant au-delà de leur vie utile (45 ans) exigeaient une remise en état. Une analyse de sensibilité a été réalisée en supposant que seulement 50 % des groupes alimentés au charbon devraient être remis à neuf. Cela réduirait la valeur actualisée nette de 25 %, soit à près de 1,1 milliard de dollars, tout en la maintenant positive avec une marge importante.

12.5 Coût social du carbone

Tel qu’il est mentionné dans la section 10.5.1, les estimations du coût social du carbone dépendent fortement des hypothèses employées. Bien que l’estimation centrale ait utilisé un coût social du carbone de 25 $/tonne, le résultat était plutôt sensible à ce coût. Par exemple, si l’on utilise un coût social du carbone de 100 $/tonne, la valeur nette actualisée augmente de 1,5 milliard de dollars à 14,5 milliards de dollars.

13. Analyse de répartition

Industries du charbon et du gaz naturel

Secteur du charbon

En 2008, le Canada a produit environ 68 Mt de charbon (voir référence 40). Près de 50 % de la production totale du Canada est constituée d’exportations de charbon métallurgique et thermique (vapeur) à valeur élevée, qui ne seront pas touchées par le projet de règlement. Les exportations canadiennes de charbon thermique (de vapeur) représentent actuellement environ 8 % de la production et ont crû au cours des dernières années.

La production d’électricité représente près de 90 % de la consommation totale de charbon au Canada. D’ici 2030, la totalité du charbon utilisé pour produire de l’électricité devrait diminuer de 21,6 Mt. La réduction de la demande provient de l’Alberta (13,5 Mt), suivie de la Saskatchewan (6,1 Mt) et de la Nouvelle-Écosse (2 Mt). En 2008, l’Alberta a produit environ 32 Mt de charbon et en a exporté 6 Mt, tandis que la Saskatchewan en a produit 10 Mt et en a exporté un montant négligeable (0,001 Mt) (voir référence 41).

Les données de Statistique Canada (voir référence 42) indiquent que le charbon utilisé par le secteur de l’électricité en Alberta et en Saskatchewan est entièrement approvisionné par les producteurs de charbon régionaux. En Alberta, près de la totalité du charbon utilisé dans les installations est subbitumineux et, depuis 2008, il existe cinq mines subbitumineuses avec une capacité totale de 28 Mt/an (voir référence 43). En Saskatchewan, tout le charbon est lignite et, depuis 2008, il existe trois mines lignites avec une capacité totale de 13 Mt/an. En revanche, la Nouvelle-Écosse s’appuie sur ses importations pour près de 85 % de sa production totale d’électricité, de sorte que la production de charbon intérieure serait moins touchée.

Secteur du gaz naturel

Le marché du gaz en Amérique du Nord est un marché très compétitif, dans le sens où le gaz naturel est vendu par de nombreuses sources d’approvisionnement et livré à n’importe quel marché grâce à des réseaux et pipelines étendus. Le prix du gaz est établi en fonction des indicateurs de base du marché, comme l’augmentation de la demande industrielle, des niveaux de production du gaz et des quantités importantes de gaz entreposé. Étant donné la forte concurrence du marché, le prix du gaz varie d’une région à une autre en fonction du coût du transport uniquement.

De 2015 à 2030, la quantité totale de gaz naturel utilisée pour produire de l’électricité augmenterait de 1 165 PJ. L’augmentation de la demande surviendrait principalement en Alberta (762 PJ), en Nouvelle-Écosse (192 PJ) et en Saskatchewan (176 PJ), respectivement. Cela se traduirait par une hausse de 16 % dans le secteur de l’électricité.

Environnement Canada a commandé un rapport de Ziff Energy concernant les répercussions attendues du projet de règlement sur les marchés et les prix du gaz naturel. Le rapport a confirmé que l’augmentation de la demande de gaz en raison du projet de règlement devrait avoir une faible incidence sur le fonctionnement du marché gazier nord-américain. Plus précisément :

• la hausse de la demande représenterait moins de 1 % de l’ensemble du marché nord-américain;
• l’impact annuel moyen sur le prix pourrait être inférieure à 0,01 $/MBtu au cours de la période prise en compte.

Consommateurs

On s’attend à ce que l’augmentation du coût issue du projet de règlement soit assumée par les consommateurs proportionnellement à leur consommation.

Entre 2015 et 2030, les coûts (non actualisés) cumulatifs de la production d’électricité pour le Canada augmenteraient de 3,5 milliards de dollars dans les provinces clés suivantes : en Alberta (2,8 milliards de dollars), au Manitoba (306 millions de dollars), en Nouvelle-Écosse (216 millions de dollars) et en Saskatchewan (179 millions de dollars). L’estimation d’augmentation de coût devrait représenter environ 0,63 % de la facture d’électricité moyenne totale sur 16 ans.

L’attribution de ces coûts au client résidentiel en 2007 en fonction de la part des revenus résidentiels par rapport aux revenus totaux, puis sur la base du client en utilisant une consommation moyenne, donne les estimations d’augmentation de coûts suivantes dans chaque province sur une période de 16 ans :

• Alberta — 2,14 $/mois (basé sur 5 814 kWh/an);
• Manitoba — 1,58 $/mois (basé sur 16 488 kWh/an);
• Nouvelle-Écosse — 1,20 $/mois (basé sur 10 382 kWh/an);
• Saskatchewan — 0,73 $/mois (basé sur 9 848 kWh/an).

Les estimations d’augmentation de coût reflètent la consommation moyenne et le nombre de consommateurs. Par conséquent, bien que les coûts de l’Alberta (2,8 milliards de dollars) soient considérablement supérieurs à ceux du Manitoba, de la Nouvelle-Écosse et de la Saskatchewan, la province attribuerait les coûts sur une clientèle qui est environ quatre fois plus importante, ce qui réduit son coût relatif par consommateur.

Les ménages qui consomment plus (ou moins) que la consommation moyenne paieraient proportionnellement plus (ou moins) des coûts totaux. Il est à noter que ces coûts excluent l’incidence des importations, des exportations et des coûts pour le gouvernement, étant donné qu’il serait difficile de les attribuer aux consommateurs d’une province particulière.

Emploi

Le projet de règlement aurait des répercussions sur les emplois en raison de la fermeture des installations de production d’électricité alimentées au charbon, de même que la fermeture éventuelle des mines de charbon, si celles-ci sont liées à ces installations. Toutefois, on s’attend à ce que ces répercussions soient minimes pour diverses raisons. Tout d’abord, le secteur de l’électricité est très capitalistique et serait en quelque sorte compensé en Alberta et en Saskatchewan par l’augmentation de l’activité de production de gaz dans l’Ouest qui serait stimulée par le projet de règlement. Ensuite, les répercussions sur l’emploi ne devraient être que transitoires et les personnes sans emploi finiront par trouver un nouvel emploi dans l’économie. Dans cette optique, les répercussions du projet de règlement sur l’emploi à l’échelle nationale et régionale devraient être négligeables.

Répercussions sur la compétitivité

Électricité

On s’attend à ce que le projet de règlement entraîne une augmentation des prix de l’électricité payée par les secteurs industriels. Toutefois, ces répercussions devraient être minimes. Par exemple, l’augmentation des coûts pour les secteurs de la fabrication de pâtes et papiers et des produits chimiques sur une période de 16 ans devrait être d’environ un dixième de un pour cent des coûts totaux de l’industrie. En règle générale, les répercussions sur la compétitivité devraient être atténuées par la possibilité de transposer certains de ces coûts aux consommateurs.

Prix du gaz naturel

L’une des préoccupations soulevées par les intervenants concerne l’incidence du projet de règlement sur le prix du gaz naturel et, plus précisément, les secteurs consommant beaucoup de gaz naturel. Les secteurs les plus sensibles aux variations des prix du carburant comprennent :

• les fabricants d’engrais (environ 85 % du coût des intrants provient du gaz naturel);
• le secteur des produits chimiques qui recourt au gaz en tant que matière première et combustible, qui sont importants en termes de coûts généraux;
• le secteur des pâtes et papiers — Industrie Canada estime que l’énergie compte pour 15 % de l’ensemble des coûts des pâtes et papiers. En outre, l’Energy Information Administration estime que 50 % des exigences énergétiques de ce secteur sont autoproduites en utilisant des résidus et des sous-produits ligneux (liqueur noire).

Comme il a été mentionné précédemment, l’étude de Ziff Energy a indiqué que l’incidence du projet de règlement sur les prix du gaz ne serait pas importante, avec un impact moyen annuel sur le prix de moins de 0,01 $/MBtu au cours de la période de référence.

Justification

Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport à ses niveaux de 2005 d’ici 2020, un objectif qui est inscrit dans l’Accord de Copenhague et qui est harmonisé avec celui des États-Unis. En 2008, les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité ont contribué à environ 16 % de l’inventaire des émissions du Canada. Ces émissions provenaient principalement de la production d’électricité au charbon, qui représente 78 % du total des émissions du secteur de l’électricité.

En ce qui concerne la lutte contre les changements climatiques, l’approche du gouvernement du Canada est fondée sur le principe qu’il faut assurer un équilibre entre les considérations environnementales et économiques. L’approche de la norme de rendement réglementée offre la certitude réglementaire nécessaire pour le secteur de l’électricité à un moment où le secteur fait face à une considérable variation des stocks de capital, elle est plus simple et plus efficace (sur le plan administratif) que le système de plafonnement et d’échange et elle offre plus de signaux économiques certains aux décideurs qui envisagent de construire ou de remplacer des installations de production d’électricité. Par ailleurs, grâce à des consultations, des intervenants de l’industrie et des provinces ont exprimé leur appui général de la proposition d’approche de norme de rendement réglementée.

Par conséquent, une analyse coûts-avantages a été réalisée pour l’instrument réglementaire choisi, laquelle a indiqué que celui-ci entraînerait une réduction d’environ 175 Mt de CO₂e provenant des émissions de gaz à effet de serre sur 16 ans. Le coût différentiel pour parvenir à ces réductions est estimé à 8,2 milliards de dollars sur la même période avec des avantages connexes de 9,7 milliards de dollars ou un avantage net d’environ 1,5 milliard de dollars. Selon la province concernée, les coûts de production supplémentaires devraient être minimes, allant de 0,73 $/mois à 2,14 $/mois pour un ménage moyen typique sur la période de 16 ans. À l’échelle nationale, le coût socioéconomique par tonne de gaz à effet de serre réduit en vertu du projet de règlement devrait s’élever à 18 $/tonne.

En vertu de ce qui vient d’être mentionné, le projet de règlement est considéré comme un moyen efficace et efficient de respecter l’engagement du gouvernement du Canada en ce qui concerne la réduction des émissions totales de gaz à effet de serre.

Consultation

L’année dernière, le gouvernement du Canada a tenu des consultations avec le secteur des groupes électriques alimentés au charbon et des représentants des gouvernements de l’Alberta, de la Saskatchewan, du Manitoba, de l’Ontario, de la Nouvelle-Écosse et du Nouveau-Brunswick, c’est-à-dire les provinces les plus dépendantes en matière de production d’électricité à partir du charbon. Les discussions ont porté sur l’intention du gouvernement d’élaborer un règlement pour réduire les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’électricité au charbon. Le gouvernement du Canada a de nouveau rencontré les intervenants au cours d’une série de réunions individuelles pendant l’été et l’automne 2010 afin d’obtenir les renseignements supplémentaires qui ont permis d’éclairer la rédaction du projet de règlement. Les consultations ciblées ont eu lieu avec les gouvernements provinciaux, l’industrie, des organisations non gouvernementales, des groupes tels que le groupe de travail fédéral-provincial-territorial sur les changements climatiques nationaux, le Conseil canadien des chefs d’entreprise et l’Association canadienne de l’électricité.

Dans l’ensemble, les intervenants provinciaux et ceux de l’industrie ont exprimé leur soutien à l’approche de la norme de rendement réglementée, mais avaient des questions concernant la façon dont le projet de règlement aurait une incidence sur des groupes précis ou sur la façon dont il serait harmonisé avec les programmes de réglementation provinciaux existants. Parmi les organisations non gouvernementales consultées, certaines avaient des questions concernant l’exclusion de la biomasse, les émissions de CO₂ et sur la nécessité de veiller à ce que les dispositions sur le captage et la séquestration du CO₂ ne soient pas utilisées de façon abusive. En ce qui concerne les groupes d’utilisateurs consultés, des questions ont été soulevées par rapport aux répercussions secondaires sur la production de gaz naturel et sur les prix de l’électricité. Voici un résumé des principaux enjeux soulevés par les intervenants pendant les consultations; il décrit la réflexion actuelle concernant les approches pour répondre à ces enjeux.

14. Niveau de norme de rendement

Le gouvernement a mentionné qu’il envisageait d’établir une norme de rendement pour la plage allant de 360 tonnes de CO₂/GWh à 420 tonnes de CO₂/GWh. La valeur inférieure de la plage (360 tonnes de CO₂/GWh) montre que le rendement des émissions d’un groupe à cycle combiné alimenté au gaz naturel (CCGN) en exploitation dans des conditions optimales, c’est-à-dire un grand groupe hautement efficace qui atteint un haut niveau de conversion de combustible, qui est exploité à un facteur de capacité élevé et qui est situé au niveau de la mer.

Il a été souligné que la majorité des groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel (CCGN) qui sont exploités au Canada ne répondent pas à ces conditions et ne peuvent pas atteindre les taux d’émissions de CO₂ de 360 tonnes/GWh; par conséquent, la majorité des intervenants de l’industrie sont en faveur d’une norme de rendement de 420 tonnes de CO₂/GWh. Lorsque les groupes de production d’électricité alimentés au charbon doivent composer avec un niveau de norme se situant dans la plage définie, leurs options de réponse ne changent pas puisqu’ils devront soit fermer, soit procéder à des investissements importants. Toutefois, en ce qui concerne les groupes qui continuent ou commencent leur exploitation, une norme inférieure garantira des émissions annuelles de CO₂ encore plus faibles (par exemple, les groupes de captage et de séquestration du carbone devront intercepter plus d’émissions de CO₂ pour répondre à une norme inférieure). En outre, le niveau de norme utilisé deviendra un point à prendre en considération dans les discussions futures possibles concernant une norme de rendement pour les groupes à gaz naturel. Par conséquent, le gouvernement propose d’aller de l’avant avec une norme de rendement de 375 tonnes de CO₂/GWh.

15. Définition de groupe en fin de vie utile

Certains membres de l’industrie ont soulevé des préoccupations quant à des éléments de la définition de la fin de vie utile. En particulier, des préoccupations ont été émises par rapport à la fa-çon dont le projet de règlement gèrera les ententes d’achat d’électricité existantes et s’il sera flexible sur la date à laquelle les groupes commencent à être alimentés au charbon au lieu de la date à laquelle ils commencent à être exploités (par exemple avec un autre combustible).

15.1 Ententes d’achat d’électricité

En ce qui concerne les ententes d’achat d’électricité, les intervenants affirment qu’à la signature d’une telle entente, ils s’attendent à pouvoir exploiter le groupe dans un marché compétitif pendant un certain nombre d’années après l’expiration de l’entente et à générer des profits supplémentaires; le projet de règlement pourrait limiter ou annuler cette capacité.

Pour le gouvernement, les ententes d’achat d’électricité, dans le cadre de leur établissement, tiennent compte de l’amortissement de l’actif (c’est-à-dire le recouvrement des coûts d’investissement). Afin de limiter principalement les investissements non recouvrables et les répercussions économiques, la définition proposée pour la fin de vie utile permet l’exploitation d’un groupe pendant 45 ans à partir de sa date d’exploitation commerciale ou à la fin de l’entente d’achat d’énergie, selon la dernière de ces éventualités. Cette clause serait limitée par l’expiration des ententes d’achat d’électricité d’ici 2020. Toutefois, dans le cas où une entente d’achat d’électricité se terminera précocement, une disposition transitoire sera incluse selon laquelle un groupe en fin de vie utile qui est assujetti à une entente d’achat d’électricité aura droit à un report de la norme de rendement pour une période allant jusqu’à trois ans suivant la date d’expiration de l’entente d’achat d’électricité, jusqu’au 31 décembre 2016.

15.2 Rétablir la base de la vie utile des groupes

Certains intervenants ont exprimé leurs préoccupations quant au fait qu’ils ont un groupe qui a commencé ses activités en tant que groupe au pétrole, mais qui a ensuite été converti en groupe au charbon. Par conséquent, ils affirmaient que la date de fin de vie utile de 45 ans devrait commencer lorsque le groupe a démarré ses activités avec la combustion de charbon au lieu de sa date d’exploitation initiale.

Le gouvernement est conscient de leur inquiétude quant au rétablissement de la date de début d’exploitation d’un groupe, mais il reconnaît également que le groupe a commencé à générer des revenus et à recouvrir ses coûts d’investissement au moment où il a démarré ses activités, et non lorsqu’il a commencé à recourir à la combustion de charbon. Ainsi, le projet de règlement accordera une prolongation de 18 mois aux groupes qui se sont couvertis du pétrole au charbon avant le 23 juin 2010.

16. Problèmes liés au captage et à la séquestration du carbone

16.1 Exigences de report pour les groupes nouveaux

La démarche présentée en juin 2010 propose une exemption jusqu’en 2025 pour les groupes nouveaux qui intègrent la technologie pour le captage et la séquestration du carbone. Dans le cadre des consultations avec les intervenants, ceux-ci étaient largement en faveur de cette disposition.

On considère qu’il est raisonnable d’offrir un report jusqu’en 2025, car on s’attend à ce que la technologie de captage et de séquestration du carbone soit viable sur le plan commercial d’ici là.

Il est reconnu que le risque que court un groupe nouveau après avoir été exempté est jugé faible, mais il n’empêche que des jalons de construction seront requis dans le cadre du projet de règlement. En résumé, pour qu’un groupe nouveau se voie accorder un report temporaire de la norme de rendement, le demandeur doit présenter des documents démontrant son engagement et sa capacité de respecter les jalons de construction réglementaires. Afin de maintenir le report, ces groupes doivent respecter chacun des jalons réglementaires, notamment, mais sans s’y limiter, la réalisation d’études d’ici le 1^er janvier 2020, le captage de CO₂ d’ici le 1^er janvier 2024 et le respect de la norme de rendement le 1^er janvier 2025 ou avant cette date.

16.2 Exigences de report pour les groupes en fin de vie utile

Un certain nombre d’entreprises recommandaient le fait que le report soit également accessible aux groupes en fin de vie utile. Contrairement aux groupes nouveaux, la possibilité de tirer parti du système est plus élevée pour les groupes en fin de vie utile, étant donné que les investissements en capital dans ces groupes ont déjà été recouverts et qu’un groupe en fin de vie utile pourrait simplement se servir de cette disposition pour reporter sa fermeture jusqu’en 2025. Par conséquent, les critères de report pour les groupes en fin de vie utile seront plus rigoureux que pour les groupes nouveaux; ces critères exigeront que les jalons de construction règlementaires soient terminés dans les six ans suivant la fin de vie utile du groupe. À ce moment, les groupes concernés devront procéder au captage à un taux de 30 % jusqu’au 1^er janvier 2025, puis respecter la norme de rendement par la suite.

16.3 Autres problèmes liés au captage et à la séquestration du carbone

16.3.1 Incitation pour les projets de captage et de séquestration du carbone

Certains membres de l’industrie et des provinces affirment que leurs projets de captage et de séquestration du carbone ne seront pas économiques dans le cadre de l’approche réglementaire proposée, car ils dépendent d’un marché d’échange de crédits compensatoires pour être viables. En outre, certains groupes commenceront leur exploitation bien avant le 1^er juillet 2015 et, par conséquent, seront en mesure de fonctionner pendant un nombre important d’années jusqu’à la fin de leur vie utile de 45 ans, ce qui, dans le cadre du projet de règlement, ne laisse place à aucune mesure incitative pour aller de l’avant avec le captage et la séquestration du carbone.

Ainsi, si un groupe existant utilise des technologies de captage et de séquestration de carbone à un taux de 30 % pendant 5 ans avant de devoir respecter la norme de rendement, ils peuvent demander un transfert du report de 18 mois de la norme de rendement vers le groupe en fin de vie utile en reconnaissance de leurs mesures précoces. Ces groupes doivent être de tailles similaires, avoir un même propriétaire et se situer dans la même province. Les émissions de CO₂ rejetées par le groupe en fin de vie utile pendant les 18 mois supplémentaires d’exploitation sont compensées par le fait que le groupe existant devra procéder au captage à un taux de 30 % pendant 5 ans.

D’autres intervenants ont demandé de la flexibilité dans le projet de règlement leur permettant d’intégrer les leçons apprises sur la modernisation de leurs groupes avec le captage et la séquestration du carbone dans leur prise de décisions pour des modernisations supplémentaires de leurs groupes à l’avenir. La disposition précédemment évoquée, qui pourrait autoriser des groupes en fin de vie utile à être admissibles à un report s’ils intègrent la technologie de captage et de séquestration du carbone, tiendrait compte de telles demandes.

16.3.2 Abus relatif aux dispositions sur le captage et la séquestration du carbone

Le fait que la disposition de report de captage et de séquestration du carbone puisse être utilisée comme moyen d’éviter la norme de rendement fait partie des enjeux évoqués pendant les consultations.

Le gouvernement partage cette préoccupation et a élaboré des jalons rigoureux et réglementés dans le projet de règlement afin de veiller à ce que les groupes qui se voient accorder un report de captage et séquestration du carbone prennent vraiment des mesures pour mettre en place le captage et la séquestration du carbone et afin qu’ils respectent la norme de rendement.

En outre, le projet de règlement reconnaît explicitement que le risque d’abus est plus important pour les groupes en fin de vie utile qui se voient accorder un report de captage et séquestration du carbone. Par conséquent, ces groupes devront respecter les mêmes jalons règlementaires, mais devront s’y plier avant les groupes nouveaux.

17. Substitution de groupes

Certains intervenants ont demandé la possibilité d’une disposition de « substitution » qui leur permettrait de choisir le groupe qui doit fermer ses portes. Leur raisonnement est que, pour des raisons d’efficacité du système, il est préférable de fermer un groupe récent qui n’est pas encore assujetti au projet de règlement.

Le projet de règlement inclut une disposition selon laquelle un groupe existant peut respecter l’obligation de la norme de rendement pour un groupe en fin de vie utile tant que les groupes substitués sont de taille similaire (réduisant ainsi des quantités équivalentes d’émissions), qu’ils ont un même propriétaire et qu’ils sont situés dans la même province. L’exemption du groupe en fin de vie utile durera jusqu’à la date à laquelle le groupe existant atteindra sa propre fin de vie utile de 45 ans.

18. Coke de pétrole

La proposition annoncée en juin 2010 concerne seulement les groupes fonctionnant au charbon. Cependant, les intervenants ont soulevé le problème étant que le coke de pétrole génère plus d’émissions de gaz à effet de serre et de dioxyde de soufre qu’en génère la combustion du charbon, et que l’abandon du charbon au profit du coke de pétrole pourrait servir à contourner le projet de règlement.

Le gouvernement pense que permettre un tel échange de combustible favoriserait le contournement du projet de règlement; il a donc explicitement inclus le coke de pétrole comme combustible couvert par le projet de règlement.

19. Groupes de soutien

Certains intervenants ont souligné que des groupes spécifiques sont conçus pour fonctionner « en attente » afin de répondre à des circonstances exceptionnelles où l’approvisionnement en électricité peut être compromis. Pour que ces groupes soient disponibles à cette fin, ils doivent constamment être exploités à bas niveau.

Les groupes de soutien devront maintenir une exploitation égale ou inférieure à 7 % de leur capacité. La norme de rendement entrera en vigueur pour les groupes de soutien le 1^er janvier 2020.

20. Autres enjeux soulevés

20.1 Accords en matière d’équivalence

Certaines provinces ont exprimé leur souhait d’une mise en place d’accords d’équivalence. Leur raisonnement est que certains règlements provinciaux permettront des réductions des émissions de gaz à effet de serre à moindre coût par rapport à la réglementation fédérale.

Des accords d’équivalence avec les provinces, en vertu desquels la réglementation provinciale prime sur la réglementation fédérale, pourraient être établis conformément à la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE (1999)] s’il existe un régime provincial applicable qui permettrait d’obtenir un résultat environnemental équivalent. Cela pourra être envisagé une fois que le projet de règlement sera en vigueur.

20.2 Élaboration d’une norme pour les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel

Il y a eu un consensus virtuel parmi les intervenants selon lequel il est souhaitable que le gouvernement fédéral fournisse des éclaircissements quant aux exigences réglementaires pour les groupes nouveaux alimentés au gaz naturel. L’argument qu’ils avancent est que le projet de règlement sur les groupes au charbon stimulera probablement la construction de groupes nouveaux alimentés au gaz naturel, ce qui renforcerait d’autres facteurs tels que la baisse des prix du gaz naturel. Il serait donc préférable de savoir dans les plus brefs délais quelles sont les attentes concernant le rendement de tels groupes.

En réponse, le gouvernement a indiqué qu’il concentre actuellement ses efforts sur l’élaboration de la norme de rendement pour les groupes alimentés au charbon.

20.3 Exclusion des émissions de CO₂ provenant de la biomasse

L’exclusion des émissions de CO₂ provenant de la biomasse de la norme de rendement fait partie des enjeux évoqués pendant les consultations.

La méthode de comptabilisation des gaz à effet de serre pour le rapport d’inventaire national est fondée sur les lignes directrices du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) de 2006. Selon ces lignes directrices, les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ne sont pas prises en compte, car elles seraient réabsorbées par la végétation pendant la saison de croissance suivante. Le projet de règlement est conforme au traitement de la combustion de la biomasse du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat.

20.4 Répercussions sur les prix de l’électricité et du gaz naturel

Le projet de règlement a pour but d’entraîner une augmentation de l’approvisionnement en électricité provenant de sources de production d’énergie à faibles émissions ou non émettrices, y compris une production supplémentaire de gaz naturel. En outre, au fur et à mesure que les entités réglementées répondent au projet de règlement, elles peuvent transposer les coûts aux consommateurs sous la forme de prix de l’électricité plus élevés. Ces deux points font partie des enjeux évoqués pendant les consultations avec les intervenants des groupes d’utilisateurs.

En ce qui concerne le gaz naturel, le projet de règlement devrait augmenter de 16 % la demande de cette ressource dans le secteur de l’électricité, ce qui devrait représenter moins de 1 % de l’ensemble du marché en Amérique du Nord.

Le gouvernement du Canada a rencontré les représentants des secteurs de la sidérurgie, des engrais et des produits chimiques afin de discuter du projet de règlement. Les principaux enjeux et préoccupations évoqués au cours de ces réunions et la réponse du gouvernement sont résumés ci-dessous.

20.4.1 Produits chimiques

• L’électricité représente une part importante des coûts assumés par les entreprises de produits chimiques inorganiques. Des prix élevés de l’électricité auront donc une incidence.
• Le gaz naturel représente la matière première numéro un pour le polyéthanol, ce qui constitue un problème en ce qui concerne l’incidence sur les prix du gaz naturel.
• La modification du prix du gaz naturel aurait des répercussions sur la demande en gaz naturel (et sur l’endroit où l’approvisionnement est vendu), ce qui à son tour aurait des répercussions sur la possibilité de capter les liquides.
• La cogénération est importante pour le secteur de la pétrochimie, étant donné qu’il a besoin de vapeur industrielle. Étant donné que la production d’énergie se tourne vers le gaz naturel, le charbon n’est plus une option pour la production de vapeur. Le secteur de la pétrochimie a besoin de cogénération ou il passera aux combustibles de soute.

20.4.2 Engrais

• L’utilisation du gaz naturel est un facteur de production important pour la fabrication d’engrais et elle représente une grande partie des coûts lorsqu’on se base sur le coût de production.
• Toute augmentation des prix du gaz naturel en résultant sera transférée à l’industrie des engrais, qui ne sera peut-être pas en mesure de la transférer aux consommateurs.
• Les prix absolus du gaz naturel ne sont pas importants — ce qui importe est le prix en Amérique du Nord par rapport à celui d’autres régions concurrentielles du monde (Trinité, Amérique du Sud, Russie, etc.).

En réponse aux enjeux évoqués par les intervenants des produits chimiques et des engrais, comme il a été mentionné précédemment, l’étude de Ziff Energy a indiqué que l’incidence du projet de règlement sur les prix du gaz naturel ne serait pas importante, avec un impact moyen annuel sur les prix de moins de 0,01 $/MBTU au cours de la période de référence. Par conséquent, le projet de règlement ne devrait pas avoir une incidence importante sur la compétitivité de ces secteurs.

20.4.3 Acier

L’industrie sidérurgique a exprimé certaines préoccupations concernant l’incidence qu’aurait une augmentation du prix de l’électricité sur la production d’acier, plus particulièrement l’incidence sur la production d’acier utilisant des fours électriques à arc.

L’industrie sidérurgique, tout comme d’autres gros utilisateurs industriels d’électricité, paie souvent des tarifs inférieurs. Après avoir examiné ce problème, le Ministère a réparti les coûts différentiels du projet de règlement proportionnellement à la part des coûts totaux d’électricité d’un secteur. La mesure dans laquelle l’industrie est touchée par l’augmentation du prix de l’électricité dépend également de ses coûts d’électricité relatifs à d’autres éléments. Dans le cas de l’industrie sidérurgique, l’augmentation du coût a été estimée à 0,07 % des coûts totaux. Il s’agit d’un pourcentage plus faible que la moyenne, mais le Ministère reconnaît que le problème peut toujours être d’actualité pour certains producteurs d’acier.

21. Dans l’ensemble

Les dispositions établies dans le cadre du projet de règlement répondent aux préoccupations soulevées lors des consultations, mais elles sont trop limitées quant à la disponibilité et à la durée pour favoriser leur utilisation comme mesures de transition, tout en maintenant les objectifs environnementaux et la rigueur du projet de règlement.

Ces dispositions :

• maintiennent la conformité d’une approche réglementaire nationale et de l’accent mis sur les réductions d’émissions;
• traitent les régions et les entités réglementées de façon équitable;
• réduisent au minimum les investissements de capitaux non recouvrables;
• évitent de fixer un précédent indésirable pour les autres secteurs.

Mise en œuvre, application et normes de service

22. Application

La collectivité réglementée est peu nombreuse et bien connue et a déjà été largement consultée dans l’élaboration de ce projet de règlement, ainsi que dans le cadre d’efforts précédents visant à réglementer les gaz à effet de serre de ce secteur. Ainsi, il a une prise de conscience et un intérêt accrus de la part des entités réglementées relativement au règlement à venir.

Afin d’atteindre les objectifs du projet de règlement, des activités de promotion de la conformité ciblant les propriétaires et les exploitants des groupes alimentés au charbon seront mises en œuvre en vue de garantir un haut niveau de conformité dès que possible pendant le processus de mise en œuvre du règlement.

Les activités de promotion de la conformité, avant leur publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, incluraient la période de commentaires obligatoire de 60 jours à la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada. Cette période de commentaires ainsi que la période suivante offriront l’occasion d’obtenir des précisions sur la structure réglementaire et sa mise en œuvre.

En outre, la première année à laquelle certaines entités réglementées seront tenues de se déclarer en vertu du projet de règlement sera en 2013, tandis que l’obligation de se conformer à la norme de rendement entrera en vigueur le 1^er janvier 2015. Les activités de promotion de la conformité seront aussi menées avant l’entrée en vigueur de ces deux exigences et au fur et à mesure que les groupes feront l’objet d’exigences réglementaires en fonction de leur date de fin de vie utile respective.

Les entités réglementées devront soumettre un rapport de rendement contenant les renseignements requis précisés par l’entremise d’un outil de production de rapports en ligne. Environnement Canada surveillera le rendement lié aux émissions de gaz à effet de serre provenant des groupes de production d’électricité, ainsi que la conformité au projet de règlement. Un rapport précoce permettra la mise en œuvre d’activités de promotion de la conformité pour les entités réglementées qui ne soumettraient pas les données tel qu’il est requis, tâche effectuée avant que la conformité avec la norme de rendement ne soit requise. Par ailleurs, cela aidera Environnement Canada à répondre à toutes les préoccupations liées aux rapports ou à la quantification qui pourraient être soulevées.

Il faut également tenir compte du fait que le nombre d’entités réglementées devant se conformer à la norme de rendement et aux exigences de déclaration augmente au fil du temps puisque ces exigences sont en rapport avec l’âge du groupe de production d’électricité. La transition progressive des entités réglementées faciliterait également la mise en œuvre d’activités de promotion de la conformité ainsi que la surveillance de la conformité.

Dans le cas où l’on jugerait qu’un groupe dépasse les normes applicables, la procédure normale consisterait à effectuer une vérification d’ingénierie dans le cadre d’une inspection d’application de la loi, afin de déterminer si une ordonnance d’exécution doit être émise à l’intention des propriétaires ou des exploitants du groupe.

23. Application de la loi

Le projet de règlement est élaboré en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Par conséquent, les agents d’application de la loi devront appliquer, au moment de vérifier la conformité au projet de règlement, la Politique d’observation et d’application de la LCPE (1999) (voir référence 44). La Politique décrit la gamme de mesures pouvant être prises en cas d’infraction présumée : avertissements, directives, ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, contraventions, arrêtés ministériels, injonctions, poursuites et mesures de rechange en matière de protection de l’environnement [qui remplacent les poursuites judiciaires une fois des accusations portées pour une infraction à la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)]. En outre, la Politique précise les cas où Environnement Canada a recours à des poursuites au civil intentées par la Couronne pour recouvrer des frais.

Les agents d’application de la loi peuvent procéder à une inspection dans le but de vérifier s’il y a conformité. Une inspection peut permettre de déceler des infractions présumées et ces infractions peuvent aussi être décelées par le personnel technique d’Environnement Canada, par l’entremise de renseignements fournis au Ministère par l’Agence des services frontaliers du Canada ou de plaintes émanant du public. Les agents d’application de la loi peuvent procéder à une enquête chaque fois qu’une infraction présumée au projet de règlement est décelée.

Si, au terme d’une inspection ou d’une enquête, l’agent d’application de la loi découvre une infraction présumée, il doit choisir la mesure d’exécution appropriée en fonction des facteurs suivants :

• La nature de l’infraction présumée : Il convient notamment de déterminer la gravité des dommages, s’il y a eu action délibérée de la part du contrevenant, s’il s’agit d’une récidive et s’il y a eu tentative de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon ou d’une autre, les objectifs et les exigences de la Loi;
• L’efficacité du moyen employé pour obliger le présumé contrevenant à obtempérer : Le but visé consiste à faire respecter le règlement dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Les facteurs à considérer comprennent le dossier du contrevenant en ce qui concerne l’observation de la Loi, sa volonté de collaborer avec les agents d’application de la loi et la preuve qu’il a déjà pris des mesures correctives;
• L’uniformité dans l’application : Les agents doivent tenir compte de ce qui a été fait antérieurement dans des cas semblables lorsqu’ils déterminent les mesures à prendre pour faire respecter la Loi.

23.1 Sanctions

L’auteur d’une infraction à la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE (1999)] encourt : a) par mise en accusation, une amende maximale d’un million de dollars et un emprisonnement maximal de trois ans, ou l’une de ces peines; b) par procédure sommaire, une amende maximale de 300 000 $ et un emprisonnement maximal de six mois, ou l’une de ces peines.

Il peut être compté une infraction distincte à la présente loi pour chacun des jours au cours desquels se commet ou se continue l’infraction.

24. Normes de service

Des normes de service sont proposées en ce qui a trait à la mise en œuvre des diverses dispositions relatives à la souplesse en matière de conformité. Plus particulièrement, pour les entités réglementées qui ont recours aux dispositions relatives à la souplesse en matière de conformité (par exemple en cas de circonstances exceptionnelles, du statut « en attente », de substitution, d’exemption temporaire pour avoir intégré le captage et la séquestration du carbone ou de reconnaissance de la mise en œuvre précoce du captage et de la séquestration du carbone), il y aurait des exigences précises en matière de demande et d’approbation, ainsi que des exigences de rapports avec des échéances correspondantes.

Le projet de règlement exigera des rapports annuels sur l’énergie et les émissions, mais ne requerra pas directement un permis, une licence ou une certification par le gouvernement fédéral. L’utilisation d’appareils de mesure certifiés sera requise, mais la certification de ces appareils n’entre pas dans le cadre du projet de règlement. Dans ce contexte, il n’y aura pas de problèmes de normes de service.

Mesures de rendement et évaluation

Le plan d’évaluation et de mesure du rendement (PEMR) décrit les résultats souhaités du projet de règlement et établit des indicateurs pour évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte de ces objectifs. La trousse de ce plan se compose de trois documents :

• le PEMR, qui décrit en détail le processus d’évaluation réglementaire;
• le modèle logique, qui offre une révision visuelle simplifiée du processus d’évaluation réglementaire;
• le tableau des indicateurs, qui énumère les indicateurs de rendement clairs et les cibles associées, s’il y a lieu, afin d’effectuer un suivi des progrès de chaque résultat du projet de règlement.

Ces trois documents se complètent et permettent au lecteur de bien comprendre les résultats du projet de règlement, les indicateurs de rendement, ainsi que le processus d’évaluation.

1. Résultats

Le PEMR présente de façon détaillée l’ensemble des résultats pour chaque groupe à mesure qu’ils se conforment au projet de règlement. Ces résultats comprennent :

• Dès la publication du projet de règlement, la collectivité réglementée prendra conscience du projet de règlement et répondra aux exigences en matière de déclaration, s’il y a lieu (résultat immédiat).
• Ensuite, alors que la norme de rendement entre en vigueur pour un groupe d’une génération donnée, le propriétaire ou exploitant de ce groupe répondra à la norme de rendement, utilisera des mécanismes de souplesse limités dans le temps, investira dans la technologie de captage et de séquestration du carbone ou cessera d’utiliser le groupe (résultat intermédiaire).
• Dans tous les cas, ces mesures cumulatives contribueront progressivement aux résultats finaux et à l’objectif du projet de règlement : la réduction des émissions de gaz à effet de serre causées par la production d’électricité à partir du charbon et la réduction de la proportion d’électricité produite à partir de sources alimentées au charbon à fortes émissions (résultat final).

L’une des caractéristiques clés du projet de règlement est que les groupes sont graduellement soumis aux exigences de la norme de rendement, de même qu’aux activités de conformité et de promotion qui dépendent du moment où ils atteignent leur date de fin de vie utile. Par conséquent, les résultats, comme les réductions prévues des émissions de gaz à effet de serre, auront lieu progressivement et s’accumuleront au fil du temps.

2. Indicateurs de rendement et évaluation

Des indicateurs et des objectifs clairs et quantitatifs, le cas échéant, ont été définis pour chaque résultat — immédiat, intermédiaire et final — et seront suivis sur une base annuelle. De plus, une évaluation de la compilation sera effectuée tous les cinq ans dès 2020 afin d’évaluer le rendement de chaque indicateur par rapport aux objectifs définis. Ce processus d’examen régulier permettra au Ministère de documenter clairement l’effet du projet de règlement sur le secteur de la production d’électricité à partir du charbon à mesure qu’un plus grand nombre de groupes seront soumis aux exigences réglementaires, de même que d’évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte des cibles prévues. L’examen de la compilation quinquennale respecte également les délais de rotation du stock de capital pour cette industrie.

Ces indicateurs de rendement sont présentés dans le tableau des indicateurs et renvoient directement aux résultats énumérés dans le modèle logique.

Personnes-ressources

Caroline Blais
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Environnement Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-994-6272
Télécopieur : 819-994-9938
Courriel : caroline.blais@ec.gc.ca

Luis Leigh
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et du choix d’instrument
Environnement Canada
10, rue Wellington
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-953-1170
Télécopieur : 819-997-2769
Courriel : luis.leigh@ec.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), que le gouverneur en conseil, en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2) (voir référence c) de cette loi, se propose de prendre le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Gazette du Canada Partie I, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à Caroline Blais, directrice, Division de l’électricité et de la combustion, Direction générale de l’intendance environnementale, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3, par la poste, par télécopieur au 819-994-9938 ou par courriel à ecd-dec@ec.gc.ca.

Quiconque fournit des renseignements au ministre peut en même temps présenter une demande de traitement confidentiel aux termes de l’article 313 de cette loi.

Ottawa, le 23 juin 2011

Le greffier adjoint du Conseil privé
JURICA ČAPKUN

TABLE DES MATIÈRES

(La présente table ne fait pas partie du règlement.)

RÈGLEMENT SUR LA RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE DIOXYDE DE CARBONE — SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ THERMIQUE AU CHARBON

APERÇU

1  Objet

DÉFINITIONS

2  Définitions

PARTIE 1

GROUPES RÉGLEMENTÉS ET LIMITE D’ÉMISSIONS

LIMITE DE L’INTENSITÉ DES ÉMISSIONS

3  375t/GWh

ENREGISTREMENT

4  Enregistrement

SUBSTITUTION DE GROUPES

5  Application du paragraphe 3(1)

SITUATIONS D’URGENCE

6  Conditions de la demande

7  Demande de prolongation

CAPTAGE ET SÉQUESTRATION DE CARBONE

Exemption temporaire — système à construire

8  Demande

9  Exigences rattachées à l’exemption

10  Rapport de mise en œuvre

11  Mise à jour des renseignements

12  Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs

Exemption de dix-huit mois — groupe existant avec système construit

13  Exemption

PARTIE 2

RAPPORTS, TRANSMISSION ET CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS

14  Rapport annuel

15  Rapports, avis et demandes électroniques

16  Conservation

17  Conservation des renseignements et des rapports

PARTIE 3

RÈGLES DE QUANTIFICATION

PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

18  Quantité

ÉMISSIONS DE CO₂

Méthodes de quantification

19  Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou méthode fondée sur le type de combustible

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

20  Quantification

Quantification fondée sur le type de combustible brûlé

21  Calcul

22  Contenu en carbone mesuré

23  Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur

EXACTITUDE DES DONNÉES

24  Instruments de mesure autres qu’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

25  Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

EXIGENCES EN MATIÈRE D’ÉCHANTILLONNAGE ET D’ANALYSE

26  Échantillonnage

27  Données manquantes

PARTIE 4

ENTRÉE EN VIGUEUR

28  1^er janvier 2013

ANNEXE 1

ANNEXE 2

ANNEXE 3

ANNEXE 4

ANNEXE 5

PARTIE 1

COMBUSTIBLES SOLIDES

PARTIE 2

COMBUSTIBLES LIQUIDES

PARTIE 3

COMBUSTIBLE GAZEUX

PARTIE 4

LISTE DE COMBUSTIBLES POUR L’APPLICATION DU PARAGRAPHE 23(2)

ANNEXE 6

RÈGLEMENT SUR LA RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE DIOXYDE DE CARBONE — SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ THERMIQUE AU CHARBON

APERÇU

Objet

1. (1) Le présent règlement établit un régime visant la réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO₂) provenant de la production thermique d’électricité à partir de charbon seul ou combiné avec d’autres combustibles.

Contenu

(2) Le présent règlement est divisé en quatre parties :

• a) la partie 1 établit une norme de performance applicable à l’intensité des émissions de CO₂ provenant des groupes réglementés. Elle prévoit les exceptions autorisant la substitution de groupes et établit les exemptions temporaires en cas de situation d’urgence ou d’intégration au groupe d’un système de captage et de séquestration de carbone;
  
• b) la partie 2 prévoit les exigences relatives aux rapports annuels et à la transmission, la consignation et la conservation des renseignements;
  
• c) la partie 3 précise les règles de quantification permettant de déterminer l’intensité des émissions de CO₂ provenant des groupes réglementés;
  
• d) la partie 4 prévoit les dates d’entrée en vigueur du présent règlement et fixe une date d’entrée en vigueur différée pour la norme de performance à l’égard des groupes de réserve, soit le 1^er janvier 2020.

DÉFINITIONS

Définitions

2. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

« accord d’achat d’électricité »
“power purchase agreement”

« accord d’achat d’électricité » Accord conclu entre la personne responsable d’un groupe et un distributeur d’électricité à l’égard de la vente d’électricité à ce dernier.

« agent autorisé »
“authorized official”

« agent autorisé » S’entend :

• a) dans le cas où la personne responsable est une personne morale, de celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
  
• b) dans le cas où elle est une personne physique, de celle-ci ou de la personne qui est autorisée à agir en son nom;
  
• c) dans le cas où elle est une autre entité, de la personne autorisée à agir en son nom.
  

« année civile »
“calendar year”

« année civile » S’entend :

• a) dans le cas de l’année 2015, de la période de six mois consécutifs débutant le 1^er juillet 2015;
  
• b) dans les autres cas, de la période de douze mois consécutifs débutant le 1^er janvier.
  

« ASTM »
“ASTM”

« ASTM » L’ASTM International, auparavant connue sous le nom de American Society for Testing and Materials.

« biomasse »
“biomass”

« biomasse » Combustible constitué uniquement de plantes, matières végétales ou de déchets d’origine animale, ou de tout produit dérivé de l’un ou l’autre de ceux-ci. La biomasse comprend le bois et les produits du bois, les résidus et les déchets agricoles, les matières organiques d’origine biologique contenues dans les déchets municipaux et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur résiduaire, les gaz de boues d’épuration et les huiles d’origine animale ou végétale.

« capacité de production »
“production capacity”

« capacité de production » À l’égard d’un groupe, s’entend :

• a) soit de la puissance maximale continue, exprimée en MW, déclarée au cours d’une année civile donnée aux autorités provinciales compétentes ou à un opérateur de réseau électrique, conformément aux lois de la province où le groupe est situé;
  
• b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, de la quantité maximale d’électricité, exprimée en MW, destinée à la vente qui est produite de façon continue pendant deux heures au cours de cette année.
  

« centrale »
“facility”

« centrale » Tous les groupes, bâtiments et autres structures ainsi que les équipements fixes — notamment ceux utilisés pour la séparation et la pressurisation initiale du CO₂ de l’élément de captage d’un système de captage et de séquestration de carbone — situés sur un seul site ou sur des sites adjacents fonctionnant de façon intégrée pour la production d’électricité.

« charbon »
“coal”

« charbon » Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole.

« combustible fossile »
“fossil fuel”

« combustible fossile » Combustible autre que la biomasse.

« date de mise en service »
“commissioning date”

« date de mise en service » :

• a) Dans le cas du générateur qui produit de l’électricité thermique à la suite de la combustion d’un combustible autre que le charbon ou d’un mélange de combustibles sans charbon et qui devient un groupe avant le 23 juin 2010, la date qui suit de dix-huit mois celle à laquelle ce générateur a commencé à produire de l’électricité pour la vente par suite de la combustion d’un tel combustible ou mélange;
  
• b) dans les autres cas, la date à laquelle un groupe commence à produire de l’électricité pour la vente.
  

« équipement majeur »
“major equipment”

« équipement majeur » Chaudière, gazéifieur, convertisseur, turbine, instrument de contrôle de la pollution atmosphérique, colonne de distillation d’air, compresseur, système de séparation de CO₂ ou toute autre pièce d’équipement, dont, selon le cas :

• a) la fabrication répond aux spécifications de la commande et le temps de fabrication et de livraison dépasse douze mois après la date de commande;
  
• b) le coût d’achat est d’au moins dix millions de dollars.
  

« étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé »
“front end engineering design study”

« étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé » Ensemble des études permettant de fournir les détails nécessaires à la réalisation d’un projet de construction de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone, notamment :

• a) les dessins techniques et les documents décrivant l’élément de captage de façon suffisamment détaillée pour permettre le lancement d’un processus d’appel d’offres pour sa construction;
  
• b) une estimation du coût des investissements reliés à la construction de cet élément, avec une marge d’erreur de 20 %;
  
• c) une évaluation de la sécurité de l’élément de captage;
  
• d) une évaluation des risques relatifs au système de captage et de séquestration de carbone, notamment les risques susceptibles de ralentir ou d’empêcher la réalisation du projet de construction, ainsi que les risques techniques, économiques, environnementaux, juridiques et reliés à la main d’œuvre;
  
• e) une stratégie visant à limiter ces risques;
  
• f) un plan détaillé du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, y compris un échéancier des principales étapes.

« exploitant »
“operator”

« exploitant » À l’égard d’un groupe, toute personne qui l’exploite ou en a la responsabilité ou la maîtrise.

« facteur de capacité »
“capacity factor”

« facteur de capacité » À l’égard d’un groupe pour une année civile donnée, la proportion de la quantité d’électricité produite par le groupe calculée selon l’article 18 par rapport à la quantité d’électricité que celui-ci produirait au cours de l’année s’il produisait de l’électricité à sa pleine capacité de production de façon continue pendant cette année.

« GPA »
“GPA”

« GPA » La Gas Processors Association des États-Unis.

« groupe »
“unit”

« groupe » Ensemble de l’équipement, notamment chaudières ou autre dispositif de combustion, turbines, générateurs et dispositifs de contrôle de la pollution atmosphérique, qui produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de charbon ou d’un mélange de charbon et d’autres combustibles.

« groupe en fin de vie utile »
“old unit”

« groupe en fin de vie utile » Groupe ayant atteint la fin de sa vie utile et qui continue à produire de l’électricité.

« groupe existant »
“existing unit”

« groupe existant » Groupe autre qu’un groupe nouveau ou un groupe en fin de vie utile.

« groupe nouveau »
“new unit”

« groupe nouveau » Groupe, autre qu’un groupe en fin de vie utile, dont la date de mise en service est au plus tôt le 1^er juillet 2015.

« groupe de réserve »
“standby unit”

« groupe de réserve » Groupe en fin de vie utile qui fonctionne selon un facteur de capacité de 7 % ou moins au cours d’une année civile donnée.

« Loi »
“Act”

« Loi » La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

« Méthode de référence »
“Reference Method”

« Méthode de référence » Le document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone provenant de centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, laquelle est publiée en juin 2011 par Sa Majesté la Reine du chef du Canada, représentée par le ministre de l’Environnement.

« mètre cube normalisé » ou « m³ normalisé »
“standard cubic metre” or “standard m³”

« mètre cube normalisé » ou « m³ normalisé » S’entend de l’expression mètre cube à la pression normale et à la température normale au sens de « volume normal », au paragraphe 2(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz.

« personne responsable »
“responsible person”

« personne responsable » Le propriétaire ou l’exploitant d’un groupe.

« système de gazéification »
“gasification system”

« système de gazéification » S’entend notamment d’un système de gazéification qui est en partie souterrain.

« vérificateur »
“auditor”

« vérificateur » Personne qui, à la fois :

• a) est indépendante de la personne responsable;
  
• b) est accréditée à ce titre par un organisme d’accréditation reconnu par le Conseil canadien des normes;
  
• c) a une bonne connaissance des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.
  

« vie utile »
“useful life”

« vie utile » À l’égard d’un groupe, période commençant à la date de mise en service et se terminant à la plus tardive des dates suivantes :

• a) le 31 décembre de la quarante-cinquième année civile suivant cette date;
  
• b) sous réserve de l’alinéa c), dans le cas où un accord d’achat d’électricité, à l’égard de ce groupe, était en vigueur le 23 juin 2010, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
  
  • (i) le 31 décembre 2020,
    
  • (ii) le 31 décembre de l’année civile où cet accord prend fin;
    
• c) dans le cas où la plus tardive des dates mentionnées aux alinéas a) et b) est celle mentionnée au sous-alinéa b)(ii) et dans le cas où l’accord d’achat d’électricité, à l’égard de ce groupe, prend fin au plus tard le 31 décembre 2016, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
  
  • (i) le 31 décembre 2016,
    
  • (ii) le 31 décembre de la troisième année civile suivant celle où l’accord prend fin.
    

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, toute mention de « should » ainsi que les recommandations et suggestions expriment une obligation.

Normes incorporées par renvoi

(3) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme de l’ASTM, du GPA et de l’Organisation internationale de normalisation s’entend de sa version éventuellement modifiée.

PARTIE 1

GROUPES RÉGLEMENTÉS ET LIMITE D’ÉMISSIONS

LIMITE DE L’INTENSITÉ DES ÉMISSIONS

375t/GWh

3. (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile d’émettre à une intensité moyenne de plus de 375 tonnes d’émissions de CO₂ provenant de la combustion par le groupe de combustibles fossiles, pour chaque gigawattheure d’électricité produite par le groupe, au cours d’une année civile donnée.

Quantification de l’électricité produite et des émissions

(2) Pour l’application du paragraphe (1) :

• a) la quantité d’électricité produite est calculée selon l’article 18;
  
• b) la quantité des émissions de CO₂ est calculée selon celui des articles 19 à 23 qui s’applique.
  

Émissions de CO₂ provenant de sorbant

(3) Les émissions de CO₂ attribuables au sorbant utilisé pour contrôler celles de dioxyde de soufre provenant du groupe en cause sont inclues dans le calcul des émissions de CO₂ visées au paragraphe (1).

Système de gazéification du charbon

(4) Pour l’application du paragraphe (1), les émissions d’un système de gazéification qui fournit du gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole utilisé pour la production d’électricité par un groupe visé au paragraphe (1) entrent dans le calcul des émissions du groupe en cause, si au moins une personne responsable de ce groupe est aussi une personne responsable du système de gazéification du charbon.

Exclusion

(5) Sont exclues du calcul des émissions de CO₂ provenant d’un groupe visé au paragraphe (1) les émissions qui sont captées conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées.

Période d’exemption de moins de douze mois

(6) Il est entendu que, dans le cas où la personne responsable d’un groupe est exemptée, en vertu des paragraphes 6(4), 7(3) ou 13(4), de l’application du paragraphe (1) pour une période donnée au cours d’une année civile, la limite d’intensité moyenne des émissions prévue à ce paragraphe s’applique pendant la période qui reste au cours de cette même année civile.

ENREGISTREMENT

Enregistrement

4. (1) La personne responsable d’un groupe enregistre ce dernier en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements énumérés à l’annexe 1, dans le délai suivant :

• a) s’il s’agit d’un groupe existant ou d’un groupe en fin de vie utile, au plus tard le 1^er février 2013;
  
• b) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard trente jours après sa date de mise en service.
  

Numéro d’enregistrement

(2) Sur réception du rapport d’enregistrement, le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et en informe la personne responsable.

Modification des renseignements

(3) En cas de modification des renseignements fournis dans le rapport d’enregistrement, la personne responsable transmet au ministre un avis indiquant les nouveaux renseignements dans les trente jours suivant la modification.

SUBSTITUTION DE GROUPES

Application du paragraphe 3(1)

5. (1) Pour l’application du paragraphe 3(1), la personne responsable d’un groupe qui atteint la fin de sa vie utile au cours d’une année civile précédant l’année 2020 peut, sur demande présentée au ministre, être autorisée à substituer au groupe en cause un autre groupe — ci-après « le groupe substitutif » — si les conditions suivantes sont remplies :

• a) le groupe substitutif est un groupe existant;
  
• b) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans le groupe substitutif;
  
• c) le groupe en cause et le groupe substitutif sont situés dans la même province;
  
• d) la capacité de production du groupe substitutif, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à la capacité de production du groupe en cause au cours de cette année civile.
  

Date de présentation

(2) La demande est présentée :

• a) dans le cas d’un groupe en fin de vie utile qui atteint la fin de sa vie utile avant 2015, au plus tôt le 1^er janvier 2014 et au plus tard le 1^er juin 2014;
  
• b) dans le cas d’un groupe existant qui atteindra la fin de sa vie utile au cours d’une année civile précédant l’année 2020, au plus tôt le 1^er janvier et au plus tard le 1^er juin de cette année civile précédant l’année 2020.
  

Demande

(3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe substitutif et du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (1)b) à d) sont remplies.

Autorisation

(4) Le ministre autorise la substitution, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions suivantes sont remplies :

• a) le groupe substitutif n’est pas mis en cause dans une exemption accordée conformément au paragraphe 13(4);
  
• b) il est convaincu que les conditions visées aux alinéas (1)a) à d) sont remplies.
  

Effet

(5) L’autorisation de la substitution entraîne l’application du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe substitutif au lieu du groupe en cause visé au paragraphe (1) à compter de la plus éloignée des dates suivantes :

• a) le début de l’année civile suivant celle de la présentation de la demande;
  
• b) le 1^er juillet 2015.
  

Cessation d’effet

(6) La substitution visée au paragraphe (5) prend fin à la plus rapprochée des années civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard du groupe en cause visé au paragraphe (1) :

• a) l’année civile qui débute après la date de la réception par le ministre d’un avis de la personne responsable indiquant qu’elle renonce à se prévaloir de l’autorisation visée au paragraphe (4);
  
• b) l’année civile qui débute après la date à laquelle la condition visée à l’alinéa (1)b) n’est plus remplie;
  
• c) l’année civile qui débute après une année civile au cours de laquelle la capacité de production du groupe en cause est supérieure à celle du groupe substitutif visé à l’alinéa (1)d);
  
• d) l’année civile qui débute après la fin de la vie utile du groupe substitutif;
  
• e) l’année civile au cours de laquelle le groupe substitutif a produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de combustibles fossiles autres que le charbon ou un mélange de charbon et d’autres combustibles.
  

SITUATIONS D’URGENCE

Conditions de la demande

6. (1) Une personne responsable d’un groupe peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présenter au ministre une demande d’exemption de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe si les conditions suivantes sont réunies :

• a) la situation d’urgence entraîne une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité, dans la province où ce groupe est situé;
  
• b) l’exploitation du groupe permettra de réduire le risque d’une telle interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas.
  

Définition de situations d’urgence

(2) Une situation d’urgence résulte de l’une ou l’autre des circonstances suivantes :

• a) un cas de force majeure;
  
• b) une circonstance dans laquelle l’une ou l’autre des mesures visées à l’alinéa 1a) du Règlement prévoyant les circonstances donnant ouverture à une exemption en vertu de l’article 147 de la Loi a été prise au préalable dans la province où le groupe est situé.
  

Demande

(3) La personne responsable présente au ministre, dans les quinze jours suivant la survenance de la situation d’urgence, la demande d’exemption comportant le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (1)a) et b) sont réunies.

Décision du ministre

(4) S’il est convaincu que les conditions visées aux alinéas (1)a) et b) sont réunies, le ministre accorde l’exemption, dans les trente jours suivant la réception de la demande.

Durée de l’exemption

(5) L’exemption est valide à compter de la date à laquelle la situation d’urgence est survenue jusqu’à la plus rapprochée des dates suivantes :

• a) le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date;
  
• b) la date fixée par le ministre;
  
• c) celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
  
  • (i) la date à laquelle la circonstance visée à l’alinéa (2)a) cesse d’entraîner l’interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité dans la province où ce groupe est situé,
    
  • (ii) la date à laquelle la mesure visée à l’alinéa (2)b) cesse de s’appliquer.
    

Demande de prolongation

7. (1) Si les conditions visées aux alinéas 6(1)a) et b) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre du paragraphe 6(4), la personne responsable peut, avant l’expiration de l’exemption, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci.

Demande de prolongation

(2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les éléments suivants sont établis :

• a) les alinéas 6(1)a) et b) continueront de s’appliquer après l’expiration de l’exemption accordée au titre du paragraphe 6(4);
  
• b) des mesures — autres que l’exploitation du groupe pendant la durée de l’exemption — ont été et sont prises afin de réduire le risque de l’interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas.
  

Décision du ministre

(3) S’il est convaincu que les éléments visés aux alinéas (2)a) à b) sont établis, le ministre autorise la prolongation de l’exemption dans les quinze jours suivant la réception de la demande.

Durée de la prolongation

(4) La prolongation est valide jusqu’à la plus rapprochée des dates suivantes :

• a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la demande a été présentée;
  
• b) la date fixée par le ministre;
  
• c) la date visée à l’alinéa 6(5)c).
  

CAPTAGE ET SÉQUESTRATION DE CARBONE

Exemption temporaire — système à construire

Demande

8. (1) La personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile peut présenter au ministre une demande d’exemption temporaire de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe en cause si :

• a) s’agissant d’un groupe nouveau, celui-ci est conçu pour permettre l’intégration d’un système de captage et de séquestration de carbone;
  
• b) s’agissant d’un groupe en fin de vie utile, celui-ci peut être adapté pour permettre l’intégration d’un système de captage et de séquestration de carbone.
  

Demande et autorisation

(2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements et documents suivants :

• a) une copie de la résolution du conseil d’administration du propriétaire du groupe nouveau ou du groupe en fin de vie utile approuvant la construction du système de captage et de séquestration de carbone du groupe en cause;
  
• b) une déclaration comportant les éléments suivants :
  
  • (i) une mention portant, qu’à la connaissance de la personne responsable et selon ce qu’elle tient pour véridique, l’étude visée à l’alinéa c) démontre la viabilité économique du groupe auquel sera intégré le système de captage et de séquestration de carbone,
    
  • (ii) une mention portant que, selon l’étude de faisabilité visée à l’alinéa d) et le plan de mise en œuvre visé à l’alinéa f), elle prévoit remplir les exigences prévues à l’article 9 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1^er janvier 2025;
    
• c) une étude de faisabilité démontrant la viabilité économique du groupe auquel sera intégré le système de captage et de séquestration de carbone comportant les éléments suivants :
  
  • (i) une estimation des coûts du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe, y compris la marge d’erreur applicable à cette estimation,
    
  • (ii) les sources de financement;
    
• d) une étude de faisabilité technique démontrant, à l’aide des renseignements prévus à l’annexe 2 portant sur les éléments de captage, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone, qu’aucun obstacle technique insurmontable n’empêche la réalisation des activités suivantes :
  
  • (i) capter un volume suffisant d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles à partir du groupe pour permettre à la personne responsable de se conformer au paragraphe 3(1),
    
  • (ii) transporter vers des sites de séquestration géologique adéquats les émissions de CO₂ captées,
    
  • (iii) séquestrer dans ces sites les émissions de CO₂ captées;
    
• e) une description des travaux réalisés afin de respecter les exigences visées à l’article 9, accompagnée des renseignements énumérés à l’annexe 3 reliés à la réalisation de ces travaux;
  
• f) un plan de mise en œuvre comportant une description des travaux à réaliser, ainsi qu’un échéancier des principales étapes de leur réalisation, pour permettre d’atteindre les objectifs suivants :
  
  • (i) le respect des exigences prévues à l’article 9,
    
  • (ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1^er janvier 2025, une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois applicables des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées.
    
  Autorisation

(3) Le ministre autorise l’exemption temporaire dans les cent vingt jours suivant la réception de la demande si les conditions suivantes sont réunies :

• a) la construction est approuvée sans condition par la résolution visée à l’alinéa (2)a);
  
• b) la personne responsable a fourni les documents visés au paragraphe (2);
  
• c) les renseignements contenus dans ces documents peuvent raisonnablement être considérés comme établissant :
  
  • (i) la viabilité économique du groupe auquel sera intégré le système de captage et de séquestration de carbone,
    
  • (ii) la faisabilité technique des éléments de captage, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone,
    
  • (iii) le cas échéant, le respect d’une exigence prévue à l’article 9 à la suite de travaux achevés avant la demande,
    
  • (iv) la conformité de la personne responsable avec les exigences prévues à l’article 9 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1^er janvier 2025.
    

Durée

(4) L’exemption temporaire est levée le 31 décembre 2024, sauf si elle est antérieurement révoquée conformément à l’article 12.

Exigences rattachées à l’exemption

9. La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire accordée, à l’égard d’un groupe, en vertu du paragraphe 8(3) doit :

• a) réaliser une étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé dans le délai suivant :
  
  • (i) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard le 1^er janvier 2020,
    
  • (ii) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile :
    
    • (A) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2016,
      
    • (B) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
      
      • (I) la date qui suit d’un an celle de la fin de sa vie utile,
        
      • (II) le 1^er janvier 2020;
        
• b) acheter tous les équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage dans le délai suivant :
  
  • (i) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard le 1^er janvier 2021,
    
  • (ii) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile :
    
    • (A) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2017,
      
    • (B) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
      
      • (I) la date qui suit de deux ans celle de la fin de sa vie utile,
        
      • (II) le 1^er janvier 2021;
        
• c) conclure tout contrat nécessaire au transport et à la séquestration des émissions de CO₂ dans le délai suivant :
  
  • (i) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard le 1^er janvier 2022,
    
  • (ii) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile :
    
    • (A) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2018,
      
    • (B) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
      
      • (I) la date qui suit de trois ans celle de la fin de sa vie utile,
        
      • (II) le 1^er janvier 2022;
        
• d) prendre toutes les dispositions nécessaires afin d’obtenir les permis ou autorisations préalables à la construction de l’élément de captage dans le délai suivant :
  
  • (i) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard le 1^er janvier 2022,
    
  • (ii) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile :
    
    • (A) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2018,
      
    • (B) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
      
      • (I) la date qui suit de trois ans celle de la fin de sa vie utile,
        
      • (II) le 1^er janvier 2022;
        
• e) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile, prendre toutes les dispositions nécessaires afin de voir à ce que chaque équipement majeur visé à l’alinéa b) soit livré dans le délai suivant :
  
  • (i) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2019,
    
  • (ii) dans les autres cas, à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
    
    • (A) la date qui suit de quatre ans celle de la fin de sa vie utile,
      
    • (B) le 1^er janvier 2023;
      
• f) veiller à ce que le système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe capte les émissions de CO₂ provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et les séquestre conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois applicables des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, dans le délai suivant :
  
  • (i) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard le 1^er janvier 2024,
    
  • (ii) s’il s’agit d’un groupe en fin de vie utile :
    
    • (A) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2020,
      
    • (B) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
      
      • (I) la date qui suit de cinq ans celle de la fin de sa vie utile,
        
      • (II) le 1^er janvier 2024;
        
• g) dans le cas d’un groupe en fin de vie utile auquel est intégré le système de captage et de séquestration de carbone, veiller à ce qu’au moins 30 % des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe soit, au cours d’une année civile, capté conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transporté et séquestré conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois applicables des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, dans le délai suivant :
  
  • (i) dans le cas où la fin de sa vie utile est atteinte avant le 1^er juillet 2015, au plus tard le 1^er juillet 2021,
    
  • (ii) dans les autres cas, au plus tard à celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
    
    • (A) la date qui suit de six ans celle de la fin de sa vie utile,
      
    • (B) le 1^er janvier 2024.
      

Rapport de mise en œuvre

10. (1) La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire à l’égard d’un groupe fournit au ministre, pour chaque année civile suivant la date à laquelle l’exemption a été accordée, un rapport comportant le numéro d’enregistrement de ce groupe ainsi que les renseignements ci-après, documents à l’appui :

• a) une mention des étapes de la construction des éléments de capture, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone et de leur intégration au groupe, réalisées au cours de l’année en cause;
  
• b) une mention des exigences prévues à l’article 9 qui ont été respectées au cours de cette année accompagnée des renseignements ou documents énumérés à l’annexe 3;
  
• c) une description des mesures prises pour réaliser ces étapes et de celles prises pour respecter ces exigences;
  
• d) toute modification aux renseignements fournis préalablement au ministre à l’égard de la conception technique proposée de l’élément de captage ou des méthodes ou des routes privilégiées pour le transport ou des sites de séquestration privilégiés du système de captage et séquestration de carbone;
  
• e) une description des mesures à prendre, ainsi qu’un échéancier, pour permettre d’atteindre les objectifs suivants :
  
  • (i) le respect des exigences visées à l’article 9 et non encore respectées,
    
  • (ii) la conformité avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1^er janvier 2025 une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois applicables des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées.
    

Date de présentation

(2) Le rapport de mise en œuvre est fourni au ministre au plus tard le 31 mars de l’année civile suivant l’année civile en cause.

Mise à jour des renseignements

11. En cas de circonstance ou d’événement pouvant limiter la capacité de la personne responsable d’atteindre les objectifs visés à l’alinéa 10(1)e), la personne responsable transmet, sans délai, un avis au ministre comportant le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements suivants :

• a) une description de toute circonstance ou de tout événement qui en est la cause et la nature de la limitation;
  
• b) une explication des solutions envisagées par la personne responsable qui permettront d’atteindre ces objectifs;
  
• c) à l’égard de cette explication, une mise à jour des renseignements visés aux alinéas 10(1)c) à e) qui ont été fournis au ministre, documents à l’appui.
  

Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs

12. (1) Le ministre révoque l’exemption temporaire accordée conformément au paragraphe 8(3) dans les cas suivants :

• a) la personne responsable ne respecte pas l’une ou l’autre des exigences prévues à l’article 9;
  
• b) les renseignements fournis lors de la demande, ceux fournis dans le rapport de mise en œuvre visé à l’article 10 ou dans l’avis visé à l’article 11 sont faux ou trompeurs.
  

Révocation — rapport non fourni ou motifs raisonnables

(2) Le ministre peut révoquer l’exemption temporaire dans les cas suivants :

• a) la personne responsable n’a pas fourni le rapport de mise en œuvre conformément à l’article 10;
  
• b) le ministre a des motifs raisonnables de croire que le système de captage et de séquestration de carbone du groupe ne sera pas en mesure de capter, transporter et séquestrer les émissions de CO₂ provenant du groupe en cause conformément à l’alinéa 9f) dans le délai qui y est prévu;
  
• c) le ministre a des motifs raisonnables de croire que la personne responsable ne sera pas en mesure, au 1^er janvier 2025, d’émettre des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément au paragraphe 3(1).
  

Avis préalable et observations

(3) Le ministre ne peut révoquer l’exemption temporaire au titre des paragraphes (1) ou (2) sans :

• a) avoir avisé par écrit la personne responsable des motifs de la révocation projetée;
  
• b) lui avoir donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
  

Exemption de dix-huit mois — Groupe existant avec système construit

Exemption

13. (1) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile peut être exemptée, sur demande présentée au ministre avant le 1^er septembre 2021, de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe pour une période de dix-huit mois consécutifs débutant le 1^er janvier de l’année civile suivant celle de la présentation de la demande si les conditions suivantes sont réunies :

• a) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans un groupe existant;
  
• b) la capacité de production du groupe existant, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à celle du groupe en fin de vie utile;
  
• c) le groupe en fin de vie utile et le groupe existant sont situés dans la même province;
  
• d) les émissions de CO₂ provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe existant sont captées conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux lois applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois applicables des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées;
  
• e) elles sont en outre captées, transportées et séquestrées dans une proportion d’au moins 30 % pendant une période de cinq années civiles consécutives;
  
• f) le groupe existant n’atteint pas la fin de sa vie utile au cours de cette période.
  

Demande

(2) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile présente la demande d’exemption avant le 1^er septembre de l’année civile précédant celle pour laquelle l’exemption est demandée.

Renseignements et documents

(3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en fin de vie utile et du groupe existant ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui :

• a) que les conditions visées aux alinéas (1)a) à d) et f) sont remplies;
  
• b) qu’au moins 30 % des émissions de CO₂ provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe existant ont été captées, transportées et séquestrées conformément à l’alinéa (1)d) au cours d’une période de six mois consécutifs se terminant avant la date à laquelle la demande est présentée.
  

Autorisation

(4) Le ministre accorde l’exemption, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions suivantes sont remplies :

• a) le groupe en fin de vie utile n’a pas précédemment fait l’objet d’une exemption visée au paragraphe (1);
  
• b) le groupe existant n’a pas été mis en cause dans une exemption visée au paragraphe (1) accordée précédemment;
  
• c) le groupe existant visé au paragraphe (1) n’est pas un groupe substitutif visé au paragraphe 5(5);
  
• d) il est convaincu que les conditions visées au paragraphe (3) sont remplies.
  

Obligation de capter 30 % des émissions de CO₂

(5) La personne responsable d’un groupe existant qui bénéficie d’une exemption au titre du paragraphe (4) veille à ce que les conditions visées aux alinéas (1)d) et e) soient remplies pour le reste de la période des cinq années civiles consécutives commençant au plus tard le 1^er janvier de l’année civile au cours de laquelle la demande est présentée.

PARTIE 2

RAPPORTS, TRANSMISSION ET CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS

Rapport annuel

14. (1) Pour chaque année civile, la personne responsable de l’un ou l’autre des groupes ci-après transmet au ministre un rapport comportant les renseignements énumérés à l’annexe 4 pour l’année civile en cause, au plus tard le 1^er juin suivant la fin de cette année :

• a) un groupe nouveau;
  
• b) un groupe en fin de vie utile;
  
• c) un groupe substitutif visé au paragraphe 5(1);
  
• d) un groupe existant visé au paragraphe 13(1), si cette année civile est comprise dans le reste de la période visée au paragraphe 13(5).
  

Groupe existant

(2) Dans le cas d’un groupe existant, la personne responsable transmet le rapport conformément au paragraphe (1) pour l’année civile au cours de laquelle sa vie utile prendra fin et pour l’année civile précédente.

Rapports, avis et demandes électroniques

15. (1) Les rapports et avis exigés par le présent règlement ainsi que les demandes présentées au ministre sont transmis électroniquement selon la forme et le format précisés par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme ni de format électronique ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet un rapport ou avis ou qui présente une demande n’est pas en mesure de le faire conformément au paragraphe (1), elle le transmet ou la présente sur support papier, signé par son agent autorisé et selon la forme et le format précisés par le ministre, le cas échéant.

Conservation

16. (1) La personne responsable d’un groupe verse aux dossiers les renseignements et documents suivants :

• a) une copie de toute demande visée aux paragraphes 5(3), 6(3), 7(2), 8(2) ou 13(3) et des renseignements qu’elle comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;
  
• b) le cas échéant, une copie de l’avis visé à l’article 11 transmis au ministre et des renseignements qu’il comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;
  
• c) à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 19(1)a), les renseignements et les documents visés à la section 8 de la Méthode de référence;
  
• d) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 26;
  
• e) les mesures et calculs effectués pour déterminer la valeur de chacune des variables mentionnées dans les formules prévues aux articles 18 et 20 à 23;
  
• f) la démonstration établissant que l’installation, l’entretien et l’étalonnage des instruments de mesure visés au paragraphe 24(1) sont conformes à ce paragraphe et au paragraphe (3) de cet article, y compris les résultats de l’étalonnage effectués à la fréquence applicable visée au paragraphe (2) de cet article;
  
• g) la démonstration que les compteurs visés à l’article 18 répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, y compris une copie des documents à l’appui.
  

Consignation

(2) Les renseignements et documents visés aux alinéas (1)c) à g) sont versés aux dossiers dès que possible, mais au plus tard quinze jours après le moment où ils sont accessibles.

Conservation des renseignements et des rapports

17. Toute personne responsable tenue de verser aux dossiers des renseignements ou documents ou de transmettre un rapport en application du présent règlement doit conserver les renseignements en cause ou la copie du rapport, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins sept ans après les avoir versés aux dossiers ou avoir transmis les rapports. Les renseignements, les documents et les copies sont conservés à l’établissement principal de la personne au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, la personne informe le ministre de l’adresse municipale du lieu.

PARTIE 3

RÈGLES DE QUANTIFICATION

PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

Quantité

18. (1) La quantité d’électricité visée à l’alinéa 3(2)a) est calculée conformément à la formule suivante :

G_brute – G_aux

où :

G_brute représente la quantité brute d’électricité produite par ce groupe au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques de tous les générateurs du groupe à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz;

G_aux la quantité d’électricité, exprimée en GWh, — utilisée par la centrale où le groupe est situé, au cours de l’année civile en cause, pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement reliés à ce groupe pour la production d’électricité et la séparation de CO₂, autres que les équipements de pressurisation — et déterminée selon la méthode d’attribution que la personne responsable estime la plus appropriée, à partir de données fournies à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz.

Méthode d’attribution — années civiles subséquentes

(2) Dès que la personne responsable a choisi la méthode d’attribution, selon la variable G_aux à l’égard d’une année civile, qu’elle estime la plus appropriée, elle utilise cette méthode pour les années civiles subséquentes, sauf si, au cours d’une de celles-ci :

• a) un groupe qui se trouve à la centrale cesse de produire de l’électricité ou un groupe nouveau y est ajouté;
  
• b) un système de captage et de séquestration de carbone est intégré à un groupe qui se trouve à la centrale.
  

Changement de méthode d’attribution

(3) Dans le cas où l’un des alinéas (2)a) et b) s’applique au cours d’une année civile subséquente, la personne responsable utilise — pour le calcul de la variable G_aux à l’égard de cette année subséquente — la méthode d’attribution jugée la plus appropriée qui prend en considération le changement visé à l’alinéa en cause. Le paragraphe (2) s’applique à l’égard de cette méthode d’attribution et de cette année subséquente comme si elles étaient, respectivement, la méthode d’attribution et l’année civile visées à ce paragraphe.

ÉMISSIONS DE CO₂

Méthodes de quantification

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou méthode fondée sur le type de combustible

19. (1) Pour l’application des articles 3 et 14, la quantité des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe au cours d’une année civile donnée est déterminée :

• a) soit à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à l’article 20;
  
• b) soit à l’aide d’une méthode fondée sur la quantité de carbone contenue dans le type de combustible fossile utilisé pour alimenter le groupe, précisée aux articles 21 et 22 ou 23.
  

Émissions provenant du système de gazéification

(2) Lorsqu’un système de gazéification du charbon visé au paragraphe 3(4) est utilisé pour produire du combustible pour un groupe, la quantité des émissions provenant du groupe visé au paragraphe (1) est déterminée conformément à l’alinéa (1)a). Dans la mesure où les émissions provenant de ce système ne sont pas captées, transportées et séquestrées conformément au paragraphe 3(5), leur quantité est calculée, pour l’application du paragraphe 3(1), à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO₂.

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Quantification

20. (1) Dans le cas visé à l’alinéa 19(1)a), la quantité d’émissions de CO₂ visée au paragraphe 19(1) est calculée conformément à la formule suivante :

E_g – E_bio + E_{non scs}

où :

E_g représente la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence;

E_bio la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause calculée :

• a) soit à l’aide d’une des méthodes de quantification ci-après fondée sur le type de combustible :
  
  • (i) si la quantité de biomasse solide brûlée est inférieure à un taux quotidien moyen de 3t/jour au cours de l’année civile en cause, celle visée aux alinéas 23(1)a) ou b),
    
  • (ii) dans les autres cas, celle utilisée conformément à l’une des formules visées aux alinéas 22a) à c) qui s’applique, selon le type de biomasse en cause,
    
• b) soit à l’aide de la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, prévue au paragraphe (2);
  

E_{non scs} la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause, y compris les émissions visées au paragraphe 3(4) — à l’exclusion de la quantité visée par la variable E_g et mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions — qui est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO₂ et qui n’est pas captée, transportée et séquestrée conformément au paragraphe 3(5).

E_bio selon la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

(2) Pour la détermination de la variable E_bio, la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions vise à effectuer dans l’ordre ci-après les calculs suivants :

• a) calculer le volume de CO₂ émis à partir du groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de combustibles au cours de l’année civile, selon la formule suivante :
  

0,01 × %CO_2w,h × Q_w,h × t_h

où :

%CO_2w,h la concentration moyenne d’émissions de CO₂ émis par la combustion de combustibles par le groupe pour chaque heure « h » de production d’électricité au cours de l’année civile, mesurée à partir des gaz de cheminée — ou, selon le cas, calculée conformément à l’article 7.4 de la Méthode de référence à partir d’une mesure de la concen-tration d’oxygène (O₂) dans ces gaz de cheminée — exprimée en pourcentage de CO₂ sur une base humide,

Q_w,h le débit volumétrique moyen durant cette heure, exprimé en m³ normalisés, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée,

t_h la période au cours de laquelle le groupe a produit de l’électricité, exprimée en heures décimales au centième près, les résultats ayant au moins cinq en troisième décimale étant arrondis au centième supérieur;

• b) calculer le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile, identifié par la variable V_cf, exprimé en m³ normalisés, selon la formule suivante :
  

où :

Q_i  la quantité de chaque combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile, déterminée :

• a) pour les combustibles solides, de la même façon que la variable M_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
  
• b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
  
• c) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)c), cette quantité étant exprimée en m³ normalisés,
  

i  le i^e type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces combustibles,

F_c,i  le facteur de carbone propre au combustible fossile de type « i », soit, selon le cas, le facteur F par défaut qui figure à la colonne 3 du tableau du paragra-phe (3) pour le type de combustible visé à la colonne 2 ou celui déterminé conformément à l’annexe A de la Méthode de référence, exprimé en m³ normalisés de CO₂/GJ,

HHV_d,i  le pouvoir calorifique ci-après, exprimé en GJ/tonne pour les combustibles solides, en GJ/kL pour les combustibles liquides et en GJ/m³ normalisés pour les combustibles gazeux :

• a) le pouvoir calorifique supérieur par défaut prévu à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le combustible fossile « i » visé à la colonne 1,
  
• b) en l’absence d’un tel pouvoir calorifique, le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le combustible fossile « i » établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoir calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles;
  
• c) calculer le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, exprimée en m³ normalisés et identifiée par la variable V_bio, selon la formule suivante :
  

V_T – V_cf

où :

V_T  représente la somme des volumes de CO₂ émis par le groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de combustibles au cours de l’année civile en cause cal-culés selon l’alinéa a),

V_cf  la variable calculée selon la formule prévue à l’alinéa b);

• d) calculer la quantité des émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, soit la variable E_bio de la formule prévue au paragraphe (1), conformément aux deux calculs suivants :
  
  • (i) calculer la fraction du volume des émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause, identifiée par la variable Bio_fr, selon la formule suivante :
    
    

où :

V_bio  le volume des émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause calculé conformément à la formule visée à l’alinéa c),

V_T  la valeur de la variable V_T calculée conformément à la formule visée à l’alinéa c),

• (i) calculer la quantité des émissions de CO₂ identifiée par la variable E_bio selon la formule suivante :
  

(Bio_fr × E_g) – E_s

où :

Bio_fr  la fraction du volume des émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause déterminée conformément à la formule visée au sous-alinéa (i),

E_g  la valeur de la variable E_g déterminée conformément à la formule prévue au paragraphe (1),

E_s  la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO₂ provenant du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile en cause et mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, calculée selon la formule suivante :

où :

S  représente la quantité de sorbant — notamment carbonate de calcium (CaCO₃) — ainsi utilisée, exprimée en tonnes,

R  le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO₂ attribuable à une mole de sorbant, où R=1 lorsque le sorbant est du CaCO₃,

MW_s  la masse moléculaire du sorbant, exprimée en grammes, où MW_s = 100 g lorsqu’il s’agit de CaCO₃.

Facteur F par défaut

(3) Le facteur F de carbone par défaut propre à certains types de combustibles fossiles est celui prévu à la colonne 3 du tableau :

TABLEAU

Article	Colonne 1 Combustible fossile	Colonne 2 Type	Colonne 3 Facteur F (m3 normalisés/GJ)
1.	Charbon	Anthracite	54,2
		Bitumineux	49,2
		Sous-bitumineux	49,2
		Lignite	53,0
2.	Huile	Brute, résiduaire, distillée	39,3
3.	Gaz	Naturel	28,4
		Propane	32,5

Cheminée commune — désagrégation

(4) Malgré le paragraphe (1), dans le cas où plusieurs groupes sont situés à une centrale où se trouve le groupe en cause et où un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé pour mesurer les émissions provenant de certains de ces groupes au point de rejet d’une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes vers la cheminée commune, la quantité d’émissions attribuable au groupe en cause, pour l’application du paragraphe (1), est calculée en fonction de la proportion du flux calorifique à l’alimentation du groupe par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui partagent une cheminée commune, selon la formule suivante :

où :

Q_gj  représente la quantité du combustible du type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée :

• a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable M_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
  
• b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
  
• c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)c), cette quantité étant exprimée en m³ normalisés;

HHV_gj  le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, calculé conformément à l’article 23 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;

i  le i^e groupe situé à la centrale, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces groupes qui partagent une cheminée commune;

j  le j^e type de combustible, y compris tout type de biomasse, brûlé au cours de l’année civile en cause par un groupe situé à la centrale et « j » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de types de combustible;

Q_ij  représente la quantité du combustible du type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminée pour un combustible solide, liquide ou gazeux, respectivement, de la manière décrite pour la variable Q_gj;

HHV_ij  le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « i » au cours de l’année civile en cause, calculé conformément à l’article 23 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;

E  la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO₂ provenant de tous les groupes par suite de la combustion de combustibles, mesurée par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions sur la cheminée commune au cours de l’année civile en cause conformément au paragraphe 20(1).

Quantification fondée sur le type de combustible brûlé

Calcul

21. Dans le cas visé à l’alinéa 19(1)b), la quantité des émissions de CO₂ visée au paragraphe 19(1) est calculée conformément à la formule suivante :

où :

E_i  représente la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustible fossile de type « i » qui a été brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, et est calculée conformément à l’article 22 ou 23;

i  le i^e type de combustible fossile qui a été ainsi brûlé par le groupe au cours de cette année, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de types de combustibles fossiles brûlés;

E_s  la variable E_s de la formule prévue au sous-alinéa 20(2)d)(ii);

E_scs  la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, contenue dans les émissions provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause qui sont captées conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou aux lois des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées et qui est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit de ces émissions et de leur concentration en CO₂.

Contenu en carbone mesuré

22. (1) Sous réserve de l’article 23, la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combustible par le groupe en cause au cours d’une année civile donnée est calculée selon celle des formules suivantes qui s’applique :

• a) dans le cas de combustibles solides :
  

M_c × CC_M × 3,664

où :

M_c  représente la masse du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause déterminée, selon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure et exprimée en tonnes,

CC_M  la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, déterminée conformément au paragraphe (2), sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer M_c;

• b) dans le cas de combustibles liquides :
  

V_c × CC_M × 3,664

où :

V_c  représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimée en kL, calculé à l’aide de débitmètres,

CC_M  la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible, déterminée conformément au paragraphe (2), à la même température que celle choisie pour déterminer V_c;

• c) dans le cas de combustibles gazeux :
  

où :

V_c  représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause, exprimé en m³ normalisés, calculé à l’aide de débitmètres,

CC_M  la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, calculée conformément au paragraphe (2),

MM_M  la masse moléculaire moyenne du combustible, exprimé en kg par kg-mole de combustible, déterminée selon les échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 26,

MV_fc  le facteur de conversion du volume molaire soit 23,645 m³ normalisés par kg-mole de combustible aux conditions normalisées de 15 °C et 101,325 kPa.

Moyenne pondérée

(2) La moyenne pondérée, « CC_M » visée aux alinéas (1)a) à c) est calculée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 26, selon la formule suivante :

où :

CC_i  représente le contenu en carbone, selon le cas, de chaque échantillon ou échantillon composite du type de combustible pour la période d’échantillonnage « i », exprimé pour un combustible solide, liquide ou gazeux, respectivement, selon la même unité de mesure applicable que celle mentionnée pour la variable CC_M — et fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible ou établi par la personne responsable — déterminé :

• a) dans le cas des combustibles solides, conformément à :
  
  • (i) s’agissant du charbon, de biomasse ou de dérivés de matières résiduaires, la norme ASTM D5373-08 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal,
    
  • (ii) s’agissant d’autres combustibles solides, la norme ASTM applicable au type de combustible en cause qui permet d’en mesurer le contenu en carbone,
    
• b) dans le cas des combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes applicables suivantes qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
  
  • (i) la norme ASTM D3238-95 (2005) intitulée Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method accompagnée de l’une ou l’autre des normes applicables suivantes :
    
    • (A) la norme ASTM D2503-92 (2007) intitulée Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermœlectric Measurement of Vapor Pressure,
      
    • (B) la norme ASTM D2502-04 (2009) intitulée Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements,
      
  • (ii) la norme ASTM D5291-10 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants,
    
• c) dans le cas des combustibles gazeux :
  
  • (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes applicables suivantes qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
    
    • (A) la norme ASTM D1945-03 (2010) intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,
      
    • (B) la norme ASTM D1946-90 (2006) intitulée Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography,
      
  • (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le contenu en carbone du type de combustible en cause;

i  le i^e période d’échantillonnage visée à l’article 26, « i » équivalant au chiffre 1 à « n » et « n » équivalant au nombre de ces périodes d’échantillonnage;

Q_i  la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la période d’échantillonnage « i », exprimée :

• a) en tonnes, pour les combustibles solides,
  
• b) en kL pour les combustibles liquides,
  
• c) en m³ normalisés, pour les combustibles gazeux.

Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur

23. (1) La quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combustible visé au paragraphe (2) par un groupe, au cours d’une année civile donnée, peut être déterminée, conformément au paragraphe (4), à l’aide de la valeur du pouvoir calorifique supérieur applicable suivante :

• a) la mesure du pouvoir calorifique supérieur déterminée conformément au paragraphe (6), dans le cas où elle est fournie par le fournisseur du combustible à la personne responsable, ou si elle ne l’est pas, celle ainsi déterminée par la personne responsable;
  
• b) en l’absence de la mesure visée à l’alinéa a), le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, à défaut d’un tel pouvoir calorifique, celui établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoirs calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles.
  

Critères

(2) Les combustibles pour lesquels la quantité des émissions de CO₂ peut être déterminée conformément au paragraphe (4) sont les suivants :

• a) un combustible brûlé par un groupe à l’égard duquel une exemption de l’application du paragraphe 3(1) a été accordée conformément au paragraphe 6(4);
  
• b) chaque combustible visé à l’article 22 brûlé à un taux inférieur à l’un ou l’autre des taux quotidiens moyens visés au paragraphe (3);
  
• c) un combustible visé à la partie 4 de l’annexe 5;
  
• d) un combustible brûlé par un groupe de réserve.
  

Taux quotidiens moyens

(3) Les taux quotidiens moyens sont :

• a) dans le cas des combustibles solides, 3 t/jour;
  
• b) dans le cas des combustibles liquides, 1900 L/jour;
  
• c) dans le cas des combustibles gazeux, 500 m³ normalisés/jour.
  

Quantité des émissions

(4) La quantité des émissions est calculée selon la formule suivante :

Q × HHV × EF × 0,001

où :

Q  représente la quantité du combustible brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, déterminée :

• a) pour un combustible solide, de la même manière que la variable M_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
  
• b) pour un combustible liquide, de la même manière que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
  
• c) pour un combustible gazeux, de la même manière que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)c), cette quantité étant exprimée en m³ normalisés;
  

HHV  la valeur ci-après — exprimée en GJ/ tonne pour les combustibles solides, en GJ/kL pour les combustibles liquides et en GJ/m³ normalisé pour les combustibles gazeux :

• a) dans le cas visé à l’alinéa (1)a), la moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur de ce combustible déterminée conformément au paragraphe (5), à partir des échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 26,
  
• b) dans le cas visé à l’alinéa (1)b), le pouvoir calorifique supérieur par défaut prévu à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, en l’absence d’un tel pouvoir calorifique, celui établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoirs calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles;

EF  le facteur d’émissions de CO₂ par défaut prévu à la colonne 3 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, en l’absence d’un tel facteur, celui établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles.

Moyenne pondérée

(5) La moyenne pondérée est calculée conformément à la formule suivante :

où :

HHV_i  représente la mesure du pouvoir calorifique supérieur, selon le cas, de chaque échantillon ou échantillon composite du combustible pour la période d’échantillonnage « i », déterminée conformément au paragraphe (6), dans le cas où elle est fournie par le fournisseur du combustible à la personne responsable, ou si elle ne l’est pas, celle ainsi déterminée par la personne responsable;

i  le i^e période d’échantillonnage visée à l’article 26, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de périodes d’échantillonnage;

Q_i  la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la période d’échantillonnage « i », exprimée :

• a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable M_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)a), et en tonnes,
  
• b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)b), et en kL,
  
• c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable V_c de la formule prévue à l’alinéa 22(1)c), et en m³ normalisés.
  

Mesure du pouvoir calorifique supérieur

(6) Le pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminé :

• a) dans le cas des combustibles solides suivants :
  
  • (i) charbon ou biomasse, conformément à la norme ASTM D5865-10a intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke,
    
  • (ii) dérivés de matières résiduaires, conformément à la norme ASTM D5865-10a ou à la norme ASTM D5468-02(2007) intitulée Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials,
    
  • (iii) autres combustibles solides, conformément à la norme ASTM applicable au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur;
    
• b) dans le cas des combustibles liquides suivants :
  
  • (i) distillats intermédiaires, huile et dérivés de matières résiduaires, conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
    
    • (A) la norme ASTM D240-09 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter,
      
    • (B) la norme ASTM D4809-09a intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method),
      
  • (ii) autres combustibles liquides, conformément à la norme ASTM applicable au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur;
    
• c) dans le cas des combustibles gazeux :
  
  • (i) conformément à l’une ou l’autre des normes ci-après applicables au combustible en cause :
    
    • (A) la norme ASTM D1826-94 (2010) intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter,
      
    • (B) la norme ASTM D3588-98 (2003) intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels,
      
    • (C) la norme ASTM D4891-89 (2006) intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion,
      
    • (D) la norme 2172-09 de la GPA intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer,
      
    • (E) la norme 2261-00 de la GPA intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
      
  • (ii) à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le pouvoir calorifique supérieur du combustible en cause; s’il ne détermine que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci converti en pouvoir calorifique supérieur.
    

EXACTITUDE DES DONNÉES

Instruments de mesure autres qu’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

24. (1) La personne responsable du groupe installe, entretient et étalonne les instruments de mesure, autres que le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 19(1)a), utilisés pour l’application des articles 3 ou 14 conformément aux instructions recommandées par le fabricant ou à une norme généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.

Fréquence de l’étalonnage

(2) La personne responsable étalonne les instruments de mesure selon la plus exigeante des fréquences suivantes :

• a) au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle;
  
• b) à la fréquence minimale recommandée par le fabricant.
  

Exactitude des mesures

(3) Les instruments de mesures permettent une détermination des mesures selon une marge d’erreur de ± 5 %.

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

25. (1) Le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 19(1)a) qui est utilisé pour l’application des articles 3 ou 14 par la personne responsable doit être conforme à la Méthode de référence.

Homologation

(2) Avant son utilisation par la personne responsable pour l’application de l’alinéa 19(1)a), le système est homologué conformément à la section 5 de la Méthode de référence.

Vérification annuelle de qualité

(3) Pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise le système, le vérificateur :

• a) évalue, à partir des éléments devant faire l’objet de son examen aux termes de la section 6.5.2 de la Méthode de référence si, à son avis, l’utilisation de ce système par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de référence;
  
• b) veille à ce que ce manuel a été mis à jour conformément à la section 6.5.2 de la Méthode de référence;
  
• c) évalue si, à son avis, le système répondait aux spécifications prévues à la Méthode de référence, notamment celles mentionnées aux sections 3 et 4 de cette méthode.
  

Rapport du vérificateur

(4) La personne responsable obtient du vérificateur un rapport, signé par ce dernier, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 6 et le transmet au ministre avec le rapport visé au paragraphe 14(1).

EXIGENCES EN MATIÈRE D’ÉCHANTILLONNAGE ET D’ANALYSE

Échantillonnage

26. (1) La valeur des variables relatives au contenu en carbone et au pouvoir calorifique supérieur visées aux articles 20 à 23 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.

Fréquence

(2) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible permettant de fournir l’échantillon représentatif ci-après du combustible brûlé, à la fréquence minimale suivante :

• a) s’il s’agit de charbon, autre que du gaz de synthèse provenant de charbon ou de coke de pétrole, un échantillon composite pour chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité, préparé conformément à la norme ASTM D2013 / D2013M-09 intitulée Standard Practice for Preparing Coal Samples for Analysis et établi à partir de sous-échantillons du charbon ayant servi à la combustion prélevés au moins deux fois au cours de la semaine et à au moins 48 heures d’intervalle conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
  
  • (i) la norme ASTM D2234/D2234M-10 intitulée Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal;
    
  • (ii) la norme ASTM D7430-10b intitulée Standard Practice for Mechanical Sampling of Coal;
    
• b) s’il s’agit d’un type de combustible solide autre que le charbon, un échantillon composite par mois établi à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion, prélevés à chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité et qui commence au cours du mois et à au moins 48 heures d’intervalle, après tout traitement du combustible mais avant qu’il ne soit mélangé à d’autres combustibles;
  
• c) s’il s’agit d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz naturel, un échantillon à chaque trimestre, avec au moins un mois d’intervalle entre chaque prélèvement;
  
• d) s’il s’agit du gaz naturel, un échantillon deux fois par année civile, avec un intervalle d’au moins quatre mois entre les deux prélèvements.
  

Échantillons additionnels

(3) Il est entendu que la personne responsable qui prélève, pour l’application du présent règlement, plus d’échantillons que le nombre minimal prévu au paragraphe (2), doit tenir compte de tous les échantillons ou, s’il s’agit d’échantillons composites, de tous les sous-échantillons prélevés aux fins de la détermination prévue au paragraphe (1).

Données manquantes

27. (1) Si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque une donnée pour déterminer l’intensité des émissions visée au paragraphe 3(1), au cours d’une période donnée de l’année civile en cause, conformément aux formules prévues à l’article 18 ou à l’un des articles 20 à 23, une donnée de remplacement établie, pour cette période, conformément au présent article, est utilisée à cette fin.

Donnée de remplacement — système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

(2) Dans le cas où le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 19(1)a) est utilisé pour déterminer une quelconque variable d’une formule visée à l’article 20 et où une donnée n’a pu être obtenue à l’aide de ce système, la donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.5.2 de la Méthode de référence.

Donnée de remplacement — méthode fondée sur le type de combustible

(3) Dans le cas où la méthode fondée sur le type de combustible, visée à l’alinéa 19(1)b), est utilisée pour déterminer une quelconque variable d’une formule visée à l’un des articles 20 à 23 visant, selon le cas, le pouvoir calorifique supérieur, le contenu en carbone ou la masse moléculaire d’un combustible et où une donnée nécessaire au calcul de la variable ne peut être fournie pour une période donnée d’au plus vingt-huit jours, la donnée de remplacement est obtenue par l’établissement de la moyenne des données disponibles pour cette variable, en utilisant la méthode fondée sur le type de combustible applicable, pendant la période équivalente précédant cette période donnée et, selon le cas, la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cette variable pendant la période équivalente précédant la période donnée, la donnée de remplacement pour cette variable est la valeur établie pour celle-ci, en utilisant la méthode fondée sur le type de combustible applicable, au cours de la période équivalente qui suit cette période.

Limites d’utilisation de données de remplacement

(4) Une donnée de remplacement ne peut être fournie que pour un maximum de vingt-huit jours, au cours d’une année civile donnée, répartis sur un maximum de six périodes données aux termes du paragraphe (3).

PARTIE 4

ENTRÉE EN VIGUEUR

1^er janvier 2013

28. (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1^er janvier 2013.

1^er juillet 2015

(2) L’article 3, à l’égard des groupes nouveaux et des groupes en fin de vie utile autres que les groupes de réserve, les paragraphes 5(1) et (6) et les articles 6 à 13 entrent en vigueur le 1 ^er juillet 2015.

1^er janvier 2020

(3) L’article 3, à l’égard des groupes de réserve, entre en vigueur le 1 ^er janvier 2020.

ANNEXE 1
(paragraphe 4(1))

RAPPORT D’ENREGISTREMENT — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Renseignements sur la personne responsable :

• a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse municipale;
  
• b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
  
• c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
  

2. Renseignements sur le groupe :

• a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne responsable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) :
  
  • (i) ses nom et adresse municipale,
    
  • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant,
    
  • (iii) dans le cas où elle est le propriétaire, le pourcentage du titre de participation dans ce groupe;
    
• b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant;
  
• c) le cas échéant, le numéro d’identification que lui a attribué le ministre aux fins de l’inventaire national des rejets de polluants établi aux termes de l’article 48 de la Loi;
  
• d) s’il s’agit d’un groupe existant ou d’un groupe en fin de vie utile :
  
  • (i) l’année civile durant laquelle il a atteint ou atteindra la fin de sa vie utile,
    
  • (ii) la mention qu’il cessera de produire de l’électricité pour la vente à une date antérieure au 1^er juillet 2015, le cas échéant, et, si elle est connue, cette date;
    
• e) sa date de mise en service;
  
• f) dans le cas où un accord d’achat d’électricité, à l’égard du groupe, était en vigueur le 23 juin 2010, la date de la cessation d’effet.
  

ANNEXE 2
(alinéa 8(2)d))

ÉTUDE DE FAISABILITÉ TECHNIQUE — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Renseignements sur l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone :

• a) une description de la méthode qui sera utilisée pour capter les émissions, y compris un avant-projet de conception technique et une description de la technologie et du procédé privilégiés qui seront utilisés;
  
• b) une explication de tous les changements qui devront être apportés au groupe pour permettre l’intégration de l’élément de captage;
  
• c) la mention de toutes les pièces d’équipement majeur devant être installées et de tout autre équipement d’importance devant être modifié ou remplacé;
  
• d) les schémas des processus et les bilans massique et énergétique, y compris les intrants énergétiques externes;
  
• e) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires;
  
• f) une estimation de la capacité de production du groupe une fois l’élément de captage intégré;
  
• g) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par ce groupe, au cours d’une année civile — selon la variable G_brute visée au paragraphe 18(1) du présent règlement — une fois l’élément de captage intégré;
  
• h) une estimation du taux de captage d’émissions de CO₂ et du volume d’émissions de CO₂ à capter par année civile et de celles à capter au cours de la période de fonctionnement du groupe;
  
• i) une analyse préliminaire des ressources qui seront utilisées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles;
  
• j) les documents établissant qu’un espace et un accès adéquats ont été prévus à la centrale où le groupe est situé pour l’installation de l’équipement nécessaire au captage, y compris les plans du site qui comportent :
  
  • (i) le dessin graphique et l’emplacement des principales pièces d’équipement de la production d’électricité, et de captage et de compression de carbone, ainsi que de tout équipement accessoire de la dimension appropriée pour capter le volume suffisant de CO₂ visé au sous-alinéa 8(2)d)(i) du présent règlement,
    
  • (ii) l’espace qui sera utilisé pour procéder à la construction de l’élément de captage du système,
    
  • (iii) le point de sortie du pipeline qui transporte les émissions de CO₂ captées, à partir de la centrale où le groupe est situé jusqu’au site de séquestration, si elles ne sont pas séquestrées à cette centrale;
    
• k) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction du système de captage et à son exploitation une fois qu’il sera intégré au groupe, compte tenu de la technologie de captage privilégiée;
  
• l) la liste des approbations et des permis requis pour la construction et le fonctionnement du groupe auquel est intégré l’élément de captage, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
  
• m) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et au fonctionnement du groupe auquel est intégré l’élément de captage.
  

2. Renseignements sur l’élément de transport du système de captage et de séquestration de carbone :

• a) la mention d’une ou de plusieurs méthodes de transport et des routes privilégiées menant au site de séquestration géologique visé à l’alinéa 3b) et la justification de ces choix, y compris les parcours et les fichiers du système d’information géographique (SIG) à l’appui, pour chaque méthode et chaque route choisie;
  
• b) l’emplacement prévu et la taille des stations de pompage, y compris l’emplacement des points de réception et de livraison ainsi que des interconnexions du pipeline pour chaque route privilégiée;
  
• c) pour chaque route privilégiée, une estimation du diamètre du pipeline qui est requis pour transporter le volume suffisant de CO₂ visé au sous-alinéa 8(2)d)(i) du présent règlement;
  
• d) le cas échéant, une description détaillée de la façon d’obtenir les navires-citernes requis pour le transport des émissions de CO₂ captées ou de les mettre en service, accompagnée d’un plan détaillé de l’infrastructure portuaire à aménager pour permettre l’expédition de ces émissions de CO₂ à bord de ces navires-citernes;
  
• e) une mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction et au fonctionnement, pour chacune des routes privilégiées, du pipeline ou du réseau d’expédition, selon le cas, y compris ceux reliés à l’utilisation des terres de surface ou souterraines à ces fins, accompagnée d’une indication de la façon de surmonter ces risques et obstacles;
  
• f) la liste des approbations et des permis requis pour construire et exploiter l’élément de transport, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
  
• g) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et au fonctionnement de l’élément de transport.
  

3. Renseignements sur l’élément de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone :

• a) une estimation du volume de CO₂ devant être capté et séquestré au cours d’une année civile et pendant la période de fonctionnement envisagée du groupe;
  
• b) la mention du ou des sites potentiels pour la séquestration des émissions de CO₂ captées, accompagnée de la délimitation de l’étendue géographique de chacun de ces sites et d’au moins une étude, effectuée selon une méthode d’estimation de la capacité de séquestration généralement reconnue au plan national ou international, démontrant que la capacité requise pour capter le volume suffisant de CO₂ visé au sous-alinéa 8(2)d)(i) du présent règlement est disponible;
  
• c) une mention des exigences imposées par les lois fédérales ou provinciales à l’égard de la pureté des émissions de CO₂ captées, accompagnée d’une explication de la façon dont elles seront respectées;
  
• d) une évaluation préliminaire de l’intégrité de l’élément de séquestration, notamment de son étanchéité, et de tout risque susceptible de porter atteinte à cette intégrité à chacun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une stratégie préliminaire pour limiter ces risques;
  
• e) un plan préliminaire de mesure et de vérification du volume des émissions de CO₂ séquestrées et de surveillance de toute fuite de CO₂ provenant de l’élément de séquestration;
  
• f) la mention de toute utilisation des terres de surface ou souterraines qui sont susceptibles d’entrer en conflit avec le fonctionnement de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une explication des solutions envisagées pour régler ce conflit et permettre l’accès à chacun de ces sites;
  
• g) la liste des autorisations et des permis requis pour construire et exploiter l’élément de séquestration, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
  
• h) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et au fonctionnement de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus.
  

ANNEXE 3
(alinéas 8(2)e) et 10(1)b))

RENSEIGNEMENTS RELATIFS AUX EXIGENCES DE L’ARTICLE 9

1. Si l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé visée à l’alinéa 9a) du présent règlement est achevée, les renseignements ci-après qui résument cette étude :

• a) une description générale du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, accompagnée des dessins et documents techniques décrivant :
  
  • (i) la configuration et la disposition de la centrale où est situé le groupe auquel l’élément de captage sera intégré,
    
  • (ii) l’élément de transport du système,
    
  • (iii) le site de séquestration du système;
    
• b) une estimation des coûts des investissements, accompagnée d’un résumé de l’analyse menant à cette estimation et d’une explication de la marge d’erreur de cette estimation;
  
• c) un résumé de l’évaluation de la sécurité de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone;
  
• d) un résumé de l’évaluation des risques relatifs au système de captage et de séquestration de carbone;
  
• e) un résumé de la stratégie visant à limiter ces risques;
  
• f) un résumé du plan relatif au projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, y compris un échéancier des principales étapes;
  
• g) l’identification des personnes qui seront potentiellement les parties contractantes aux accords établis pour la construction du système de captage et de séquestration de carbone;
  
• h) les nom et adresse d’affaires des personnes ayant contribué à l’élaboration de l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, ainsi qu’une description de leur contribution;
  
• i) dans le cadre de l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, une description de la technologie qui sera utilisée pour le captage des émissions de CO₂ et une indication de la façon dont l’élément de captage sera intégré au groupe;
  
• j) la mention de tout équipement majeur à acquérir pour la construction de l’élément de captage;
  
• k) les prévisions quant à la performance du groupe une fois le système de captage et de séquestration de carbone intégré, accompagnées des schémas des processus et des bilans massique et énergétique, y compris une estimation des éléments suivants :
  
  • (i) le taux de captage d’émissions de CO₂ et le volume d’émissions de CO₂ à capter par année civile et de celles à capter au cours de la période de fonctionnement du groupe,
    
  • (ii) la capacité de production du groupe,
    
  • (iii) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par ce groupe au cours d’une année civile — selon la variable G_brute visée au paragraphe 18(1) du présent règlement — une fois l’élément de captage intégré,
    
  • (iv) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires,
    
  • (v) la période au cours d’une année civile pendant laquelle le groupe devrait être disponible pour produire de l’électricité,
    
  • (vi) à l’égard d’une année civile, la quantité, visée au paragraphe 3(1) du présent règlement, des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles et la quantité des émissions d’oxyde d’azote, d’oxyde de soufre, de particules, de mercure et s’il y a lieu, d’ammoniac provenant du groupe;
    
• l) un résumé de l’analyse des ressources qui seront utilisées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles.
  

2. Si les pièces d’équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage, aux termes de l’alinéa 9b) du présent règlement, ont été achetées, une copie des bons de commande et des reçus relatifs à leur achat.

3. Une déclaration, signée par les parties contractantes à tout contrat visé à l’alinéa 9c) du présent règlement, établissant que le contrat a été conclu, et la date à laquelle il a été conclu.

4. Une copie des autorisations et des permis visés à l’alinéa 9d) du présent règlement obtenus.

5. Une copie de tout reçu relatif à la livraison de toute pièce d’équipement majeur visée à l’alinéa 9e) du présent règlement, établissant le paiement final et la date de livraison de celui-ci.

6. Une déclaration, signée par la personne responsable et, le cas échéant, toute partie contractante avec cette personne relativement à l’élément de captage, de transport ou de séquestration, selon laquelle le système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe a capté les émission de CO₂ provenant de ce groupe par suite de la combustion des combustibles fossiles, conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, et les a transportées et séquestrées, conformément aux lois du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités ou aux lois des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, et une indication de la date à laquelle le captage, le transport et la séquestration, selon le cas, a commencé.

7. Une déclaration signée par la personne responsable du groupe en fin de vie utile, selon laquelle le système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe a capté 30 % des émission de CO₂ provenant de ce groupe à la suite de la combustion des combustibles fossiles, conformément aux lois du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, et les a transportées et séquestrées, conformément aux lois du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités ou aux lois des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées, et une indication de la date à partir de laquelle ce pourcentage des émissions de CO₂ a été capté, ou selon le cas, transporté et séquestré.

ANNEXE 4
(paragraphe 14(1))

RAPPORT ANNUEL — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Renseignements sur la personne responsable :

• a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse municipale;
  
• b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
  
• c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
  

2. Renseignements généraux sur le groupe :

• a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne responsable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) :
  
  • (i) ses nom et adresse municipale,
    
  • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant,
    
  • (iii) si elle est le propriétaire, le pourcentage du titre de participation;
    
• b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant;
  
• c) le numéro d’enregistrement et, le cas échéant, le numéro d’identification que lui a attribué le ministre aux fins de l’inventaire national des rejets de polluants établi aux termes de l’article 48 de la Loi;
  
• d) le cas échéant, le nombre de groupes situés à la centrale où se trouve le groupe en cause, et pour chacun de ces groupes les renseignements prévus à l’alinéa a);
  
• e) le cas échéant, une mention indiquant que le groupe en cause partage une cheminée commune avec l’un ou l’autre des groupes visés à l’alinéa d), et les renseignements permettant d’identifier chacun de ces groupes.
  

3. Renseignements sur l’intensité des émissions — aux termes du paragraphe 3(1) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles par le groupe, autre qu’un groupe visé par l’alinéa 4d), au cours de l’année civile en cause :

• a) l’intensité des émissions provenant du groupe, soit la proportion de la quantité d’émissions de CO₂ mentionnée à l’alinéa c) par rapport à la quantité d’électricité mentionnée au sous-alinéa b)(i), exprimée en tonnes par GWh;
  
• b) à l’égard de la quantité d’électricité produite par le groupe :
  
  • (i) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 18 du présent règlement, exprimé en GWh,
    
  • (ii) les valeurs des variables G_brute et G_aux calculées conformément à la formule prévue au paragraphe 18(1) du présent règlement, exprimées en GWh,
    
  • (iii) la quantité brute d’électricité produite par les groupes situés à la centrale au cours de l’année civile en cause, obtenue par addition de la valeur de la variable G_brute visée au sous-alinéa (ii) pour le groupe en cause et de la quantité brute d’électricité produite par les autres groupes situés à cette centrale et déterminée par application de la description de cette même variable G_brute à chacun d’eux,
    
  • (iv) la quantité d’électricité, exprimée en GWh, utilisée par la centrale où le groupe est situé, au cours de l’année civile en cause, pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement pour la production d’électricité et la séparation de CO₂, autres que les équipements de pressurisation, déterminée à partir de données fournies à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz,
    
  • (v) si l’année civile en cause est celle visée au paragraphe 18(2) du présent règlement, à l’égard de laquelle la méthode d’attribution a été choisie, le détail de cette méthode et la justification de son choix,
    
  • (vi) si l’année civile en cause est une année civile subséquente, aux termes du paragraphe 18(3) du présent règlement, le détail de la méthode d’attribution visée à ce paragraphe utilisée à l’égard de cette année et la justification du choix de cette méthode;
    
• c) à l’égard de la quantité des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles par le groupe :
  
  • (i) dans le cas visé à l’alinéa 19(1)a) du présent règlement :
    
    • (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 20 du présent règlement, exprimé en tonnes,
      
    • (B) les valeurs, exprimées en tonnes, des variables E_g, E_bio et E_{non scs} calculées conformément à la formule prévue au paragraphe 20(1) du présent règlement,
      
    • (C) la mention de celle des méthodes de quantification visées aux alinéas a) ou b) de la description de cette variable qui a été appliquée, le cas échéant, pour déterminer la valeur de la variable E_bio,
      
    • (D) la valeur de la variable E_s de la formule prévue au sous-alinéa 20(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes,
      
  • (ii) dans le cas visé à l’alinéa 19(1)b) du présent règlement :
    
    • (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 21 et, selon le cas, aux articles 22 ou 23 du présent règlement, exprimé en tonnes,
      
    • (B) les valeurs, exprimées en tonnes, de la variable E_i pour chaque combustible brûlé et de la variable E_scs calculées conformément à la formule prévue à l’article 21 du présent règlement,
      
    • (C) la valeur de la variable E_s de la formule prévue au sous-alinéa 20(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes,
      
    • (D) pour chaque combustible brûlé, la mention de celui des articles 22 ou 23 du présent règlement qui a été utilisé pour arriver au résultat visé à la division (A),
      
    • (E) dans le cas où l’article 22 du présent règlement est utilisé pour déterminer le résultat visé à la division (A) :
      
      • (I) la valeur de la variable CC_M de la formule applicable prévue, selon le cas, aux alinéas 22(1)a) à c) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé,
        
      • (II) la mention de celles des normes ASTM mentionnées dans la description de la variable CC_i qui ont été utilisées pour déterminer la valeur de la variable CC_M visée à la subdivision (I) ou, dans le cas d’un combustible gazeux, une indication qu’un instrument de mesure directe a été utilisé,
        
    • (F) dans le cas où l’article 23 du présent règlement est utilisé pour arriver au résultat visé à la division (A) :
      
      • (I) pour chaque combustible brûlé :
        
        1. son type,
           
        2. la mention de celui des alinéas 23(2)a) à c) du présent règlement qui s’applique à ce combustible,
           
        3. s’il s’agit d’un combustible visé à l’alinéa 23(2)c) du présent règlement, le taux quotidien moyen auquel ce combustible a été brûlé,
           
      • (II) dans le cas où l’alinéa 23(1)a) du présent règlement s’applique :
        
        1. la valeur mesurée de la variable HHV de la formule prévue au paragraphe 23(4) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé, selon l’alinéa a) de cette variable,
           
        2. le facteur d’émissions de CO₂ par défaut mentionné à la colonne 3 du tableau applicable de l’annexe 5 pour chaque combustible brûlé visé à la colonne 1 ou, si le combustible n’y est pas visé, celui fixé par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétente pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, et la mention du nom de cet organisme,
           
        3. la mention de celle des normes ASTM ou GPA visées au paragraphe 23(6) du présent règlement qui ont été utilisées pour déterminer la valeur mesurée de la variable HHV visée à la sous-subdivision 1 ou, dans le cas d’un combustible gazeux, la mention qu’un instrument de mesure directe a été utilisé,
           
      • (III) dans le cas où l’alinéa 23(1)b) du présent règlement s’applique :
        
        1. la valeur par défaut de la variable HHV, décrite à l’alinéa b) de cette variable, de la formule prévue au paragraphe 23(4) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé,
           
        2. à défaut de cette valeur, une explication de l’absence d’une mesure du pouvoir calorifique supérieur et, lorsque cette valeur par défaut du pouvoir calorifique supérieur est fixée par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétente pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, le nom de cet organisme,
           
        3. le facteur d’émissions de CO₂ par défaut mentionné à la colonne 3 du tableau applicable de l’annexe 5 pour chaque combustible brûlé visé à la colonne 1 ou, si le combustible n’y est pas visé, celui fixé par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétente pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, et la mention du nom de cet organisme;
           
• d) le cas échéant, les documents établissant que les émissions de CO₂ qui sont captées ont été captées, transportées et séquestrées conformément au paragraphe 3(5) du présent règlement;
  
• e) à l’égard de chaque type de combustible brûlé :
  
  • (i) le type et, s’il s’agit de biomasse, une mention indiquant en quoi ce type répond aux critères de la définition « biomasse » prévue à l’article 2 du présent règlement,
    
  • (ii) la quantité brûlée.
    

4. Renseignements, au cours de l’année civile, à l’égard des éléments suivants :

• a) le nombre d’heures pendant lesquelles le groupe en cause a produit de l’électricité;
  
• b) dans le cas où un groupe qui atteint la fin de sa vie utile a fait l’objet d’une substitution aux termes du paragraphe 5(1) du présent règlement, sa capacité de production;
  
• c) s’il s’agit d’un groupe de réserve, le facteur de capacité de ce groupe;
  
• d) s’il s’agit d’un groupe visé au paragraphe 6(4) du présent règlement :
  
  • (i) la période, au cours de l’année civile en cause, couvrant la situation d’urgence, soit la date à laquelle elle a débuté et celle à laquelle elle a pris fin, au cours de cette année,
    
  • (ii) le nombre d’heures au cours de la période visée au sous-alinéa (i) pendant lesquelles le groupe était en service,
    
  • (iii) les renseignements visés à l’article 3 à l’égard de la période visée au sous-alinéa (i) et de toute autre période au cours de l’année civile en cause;
    
• e) dans le cas d’un groupe existant visé au paragraphe 13(4) du présent règlement, le taux de captage d’émissions de CO₂ provenant du groupe.
  

5. Une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 25(4) du présent règlement.

6. Renseignements sur les données de remplacement établies conformément à l’article 27 du présent règlement pour une période donnée au cours de l’année civile en cause, le cas échéant :

• a) les raisons de l’absence de la donnée pour la variable visée à l’une des formules visées à l’article 18 ou à l’un des articles 20 à 23 du présent règlement et une justification établissant que cette absence était indépendante de la volonté de la personne responsable;
  
• b) la variable pour laquelle la donnée n’a pas été obtenue et la période en cause, y compris la date ou l’heure du début de cette période et la date ou l’heure à laquelle elle a pris fin;
  
• c) la valeur de la variable visée à l’alinéa b) déterminée à l’aide de données de remplacement, et le détail de sa détermination, notamment :
  
  • (i) les données utilisées au cours de toute période visée aux paragraphes 27(2) ou (3) du présent règlement, le cas échéant, pour établir la valeur de remplacement,
    
  • (ii) la méthode utilisée pour établir la donnée de remplacement,
    
  • (iii) la ou les raisons qui justifient toute période utilisée pour cette détermination.
    

ANNEXE 5
(paragraphes 20(2) et (4), 23(1), (3) et (6) et 26(2))

LISTE DES COMBUSTIBLES

PARTIE 1

COMBUSTIBLES SOLIDES

TABLEAU

Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/tonne)	Colonne 3 Facteur d’émission de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)
1.	Charbon bitumineux canadien de l’Ouest	25,6	86,1
2.	Charbon bitumineux canadien de l’Est	27,9	82,1
3.	Charbon bitumineux non canadien – É.U	25,7	95,6
4.	Charbon bitumineux non canadien – autres pays	29,9	85,2
5	Charbon subbitumineux canadien – Ouest	19,2	89,9
6.	Charbon subbitumineux non canadien – É.U.	19,2	95,0
7.	Charbon – lignite	15,0	92,7
8.	Charbon – anthracite	27,7	86,3
9.	Coke de charbon et coke métallurgique	28,8	86,0
10.	Coke de pétrole (raffineries)	46,4	82,3
11.	Coke de pétrole (usines de valorisation)	40,6	86,1
12.	Déchets solides municipaux	11,5	86,0
13.	Pneu	31,2	81,5
14.	Bois et déchets ligneux1	19,0	88,0
15.	Sous-produits agricoles1	17,0	112,0
16.	Tourbe	9,3	106,0

¹ Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des sous-produits agricoles sont établies sur une base anhydre.

PARTIE 2

COMBUSTIBLES LIQUIDES

TABLEAU

Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)	Colonne 3 Facteur d’émission de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)
1.	Diesel	38,3	69,5
2.	Mazout léger	38,8	70,2
3.	Mazout lourd	42,5	73,5
4.	Éthanol	21,0	64,9

PARTIE 3

COMBUSTIBLES GAZEUX

TABLEAU

Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisés)	Colonne 3 Facteur d’émission de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)
1.	Biogaz (méthane capté)	0,0281	49,4

PARTIE 4

LISTE DE COMBUSTIBLES POUR L’APPLICATION DU PARAGRAPHE 23(2)

TABLEAU

Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)	Colonne 3 Facteur d’émission de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)
1.	Mazout léger no 1	38,78	69,37
2.	Mazout léger no 2	38,50	70,05
3.	Mazout lourd no 4	40,73	71,07
4.	Kérosène	37,68	67,25
5	Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	25,66	59,65
6.	Propane (pur, pas un mélange de GPL)1	25,31	59,66
7.	Propylène	25,39	62,46
8.	Éthane	17,22	56,68
9.	Éthylène	27,90	63,86
10.	Isobutame	27,06	61,48
11.	Isobutylène	28,73	64,16
12.	Butane	28,44	60,83
13.	Butylène	28,73	64,15
14.	Essence naturelle	30,69	63,29
15.	Essence à moteur	34,87	65,40
16.	Essence aviation	33,52	69,87
17.	Kérosène type aviation	37,66	68,40
		(GJ/m3 normalisés)	(kg CO2/GJ)
18.	Gaz naturel de qualité pipeline	0,03826	47,57

¹ Les facteurs d’émission de CO₂ par défaut pour le propane s’appliquent uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont réputés être du gaz de pétrole liquéfié (GPL).

ANNEXE 6
(paragraphe 25(4))

RAPPORT DU VÉRIFICATEUR — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable.

2. Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone et titres de compétence du vérificateur, et, le cas échéant, son numéro de télécopieur et son adresse électronique.

3. Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer si :

• a) l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions par la personne responsable est conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de référence;
  
• b) le système répond aux spécifications prévues à la Méthode de référence, notamment celles prévues aux sections 3 et 4 de cette méthode.
  

4. Une attestation portant qu’à son avis :

• a) l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de référence;
  
• b) le système répondait aux spécifications prévues à la Méthode de référence, notamment celles prévues aux sections 3 et 4 de cette méthode.
  

5. Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité a été mis à jour conformément à la section 6.5.2 de la Méthode de référence.

[35-1-o]

Référence 1
Une entente entre la personne responsable d’un groupe qui produit de l’électricité et un distributeur de cette électricité concernant la vente à ce distributeur de l’électricité produite par ce groupe.

Référence 2
Source: Rapport d’inventaire national: 1990-2008, Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada, partie3, 2010, EnvironnementCanada.

Référence 3
En raison de leur contribution relativement petite à l’approvisionnement canadien, les provinces de l’Atlantique ont été regroupées, de même que les territoires.

Référence 4
Source : Office national de l’énergie

Référence 5
Source: Production réelle provenant de Production, transport et distribution d’électricité (2008), Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada (2008). Production potentielle provenant de Centrales d’énergie électrique (2008), Statistique Canada. Production potentielle (GWh) pour 2008 = Capacité (GW) pour 2008 × 365 jours × 24heures par jour.

Référence 6
Source: Modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC)— EnvironnementCanada; autres sources publiées.

Référence 7
Industries manufacturières, comme l’exploitation minière et l’extraction de pétrole et de gaz.

Référence 8
Y compris l’administration institutionnelle et publique.

Référence 9
Source de données : Guide statistique de l’énergie, 4^e trimestre de 2009, Statistique Canada, Numéro de catalogue 57-601-X.

Référence 10
Les politiques fédérales comprennent des normes d’efficacité énergétique plus strictes; le Règlement sur les carburants renouvelables; les programmes écoACTION; le Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers.

Référence 11
Les politiques provinciales incluent les normes relatives à l’efficacité énergétique, les règlements liés au code du bâtiment, des mesures incitatives et des remises, la taxe sur les carburants du Québec, la taxe sur le carbone de la Colombie-Britannique, les règlements industriels de l’Alberta, le plafond des émissions de gaz à effet de serre de la Nouvelle-Écosse, la norme sur les énergies renouvelables de la Nouvelle-Écosse, l’élimination progressive du charbon en Ontario, et les tarifs de rachat garantis de l’Ontario.

Référence 12
Tels qu’ils sont mesurés par les deux groupes et la capacité.

Référence 13
Annual Energy Outlook (AEO) — Scénario de référence de 2011, ajusté aux dollars de 2010.

Référence 14
Impact of a Performance Standard for Coal Fired Generation, Ziff Energy Group (mars 2011).

Référence 15
AURAMS a été élaboré et est continuellement mis à jour par les scientifiques d’Environnement Canada de la Direction générale des sciences et de la technologie. AURAMS est actuellement utilisé par Environnement Canada pour diverses applications liées à la pollution atmosphérique en Amérique du Nord. Le modèle a pour objectif de décrire la formation de l’ozone troposphérique, les matières particulaires, et les dépôts acides en Amérique du Nord en vue de soutenir l’élaboration de politiques et la prise de décisions.

Référence 16
Voir Gong et al., 2006; McKeen et al., 2007; Samaali et al., 2009; Smyth et al., 2009.

Référence 17
La relation entre les émissions de polluants atmosphériques et la qualité de l’air ambiant est très complexe et non linéaire. Cela est particulièrement vrai pour la formation d’ozone troposphérique, par l’entremise de l’interaction d’oxyde d’azote et de composés organiques volatils.

Référence 18
Le modèle OEAQA comprend des fonctions qui représentent la relation entre l’exposition à la pollution atmosphérique et les risques pour la santé par habitant. Le modèle contient également des estimations des avantages pour le bien-être social (ou la valeur socioéconomique) de réduire les risques de différents résultats pour la santé. À partir des changements estimés dans la qualité de l’air ambiant dans le cadre du projet de règlement, l’OEAQA a estimé la façon dont les risques de problèmes de santé par habitant seraient réduits. Les changements dans les risques pour la santé par habitant ont ensuite été multipliés par la valeur socioéconomique appropriée en vue d’estimer les avantages de la réduction des risques par habitant. La réduction des risques par habitant ainsi que l’estimation des avantages pour le bien-être par habitant ont ensuite été multipliées par la population exposée pour déterminer le nombre d’événements liés à la santé évités et la valeur économique totale des avantages pour la santé, et ce, pour chaque division de recensement au Canada. Ces estimations ont ensuite été rassemblées par la division de recensement pour déterminer les répercussions et les avantages pour la santé à l’échelle provinciale et nationale.

Référence 19
D’après les estimations basées sur des groupes au charbon récemment remis à neuf.

Référence 20
D’après les estimations basées sur des groupes au charbon récemment mis hors service.

Référence 21
Keephills (captage et séquestration du carbone) — 419 MW (2011), H. R. Milner — 450 MW (2014) et Swan Hills — 375 MW (2015).

Référence 22
Boundary Dam (captage et séquestration du carbone) — 115 MW (2014).

Référence 23
2 249 MW provenant du cycle combiné pétrole/gaz, 619 MW provenant de la turbine à cycle combiné pétrole/gaz et 345 MW provenant de la vapeur pétrole/gaz.

Référence 24
Les ajouts en Alberta proviennent de groupes annoncés et ils entrent en service entre 2010 et 2013. Les ajouts en Saskatchewan sont fondés sur les résultats du modèle E3MC et ils entreront en service de 2020 à 2029. Les ajouts en Nouvelle-Écosse proviennent d’un groupe annoncé qui entre en service en 2010 et les ajouts au Manitoba sont fondés sur les résultats du modèle E3MC et ils entreront en service entre 2019 et 2021.

Référence 25
Exportations et importations d’électricité, statistiques mensuelles pour décembre 2010, Office national de l’énergie.

Référence 26
Annual Energy Outlook (AEO) — Scénario de référence de 2011.

Référence 27
Les facteurs d’émissions sont fondés sur l’Inventaire national des rejets de polluants de 2007; ainsi, ils diffèrent souvent du point de vue des groupes. Les augmentations prévues de la nouvelle production sont étalonnées selon des niveaux d’inventaire national historiques.

Référence 28
Si l’extrapolation donnait lieu à des valeurs négatives pour une mesure, alors cette mesure était réinitialisée à zéro pour les années concernées.

Référence 29
Voir Profil — Activités sur le marché du travail, industrie, profession, scolarité, langue de travail, lieu de travail et mode de transport, pour le Canada, les provinces, les territoires, les divisions de recensement et les subdivisions de recensement, Recensement de 2006, Statistique Canada, no 94-579-X2006001 au catalogue.

Référence 30
Le deciview est un indice visuel conçu pour être linéaire relativement aux changements dans la qualité de l’air visuellement perçus sur toute son aire de répartition. L’échelle deciview est de zéro pour des conditions vierges et augmente au fur et à mesure que la visibilité se dégrade. Un changement dans les deciviews représente un changement perceptible dans la qualité visuelle de l’air.

Référence 31
Il semble pertinent de mentionner que l’ensemble de données sur les régions agricoles de recensement ne couvrent pas le nord de la Saskatchewan, le Yukon, le Nunavut et les Territoires du Nord-Ouest. Même si très peu d’activités agricoles devraient se produire dans les trois dernières régions, l’exclusion du nord de la Saskatchewan pourrait mener à sous-estimer les avantages à l’échelle nationale, étant donné que cette province dispose déjà d’environ un tiers des avantages totaux pour l’agriculture. Les données agricoles actuelles ne permettent pas d’évaluer l’ampleur de la sous-estimation.

Référence 32
Le « blé » comprend le blé de printemps, le blé dur et le blé d’automne; le « maïs » comprend le maïs-grain et le maïs d’ensilage; les « pois, haricots et lentilles » comprennent les pois secs de grande culture, les pois chiches, les lentilles, les haricots secs blancs et d’autres haricots; les « autres » comprennent les pommes de terre, le tabac, les betteraves à sucre, les tomates, la laitue et les oignons.

Référence 33
Les dommages marginaux moyens (dollars de 2010/tonne) sont les suivants : oxyde d’azote (bois d’œuvre) : 4,78 $, oxyde d’azote (loisirs) : 2,87 $, dioxyde de soufre (SO2 ) : 12,14 $ (matériel).

Référence 34
Il est à noter que les résultats pour la santé présentés dans le tableau 19 sont des estimations statistiques basées sur l’apparition de changements dans les risques par habitant. Par exemple, l’outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) prévoit qu’en 2030 ce règlement réduira les risques de mortalité au Manitoba, ce qui donnerait lieu à une estimation de cinq décès prématurés de moins par année dans la province. Cependant, cela ne signifie pas qu’il y aura cinq individus précis et identifiables qui seront « sauvés » au Manitoba en 2030. On estime plutôt qu’en 2030 le risque de décès par habitant sera réduit d’environ 0,00036 % pour la personne moyenne. Étant donné qu’on estime que la population au Manitoba sera de 1,4 million d’habitants en 2030, une réduction des risques par habitant de 0,00036 % devrait permettre de réduire le nombre total de décès dans l’ensemble de la province d’environ cinq personnes par an. Toutefois, les « avantages pour la santé » de ce projet de règlement ne représentent pas le nombre de vies « sauvées », mais plutôt la réduction du risque moyen par habitant. De la même manière, les valeurs dans la colonne des avantages économiques ne mesurent pas l’avantage des vies sauvées ou des hospitalisations empêchées. Il s’agit plutôt des avantages regroupés de la réduction de chaque niveau de risque dans l’ensemble de la province.

Référence 35
Il est convenu qu’il existe des différences essentielles entre le Canada et les États-Unis en ce qui concerne la distribution de la population et l’exposition au mercure. Par conséquent, les valeurs des États-Unis ne doivent être considérées que comme des approximations des avantages pour les Canadiens.

Référence 36
Plus récemment, Spadaro et Rabl (2008) ont estimé les répercussions mondiales des émissions mondiales de mercure sur le développement du cerveau. Ayant mis l’accent sur l’échelle mondiale, Spadaro et Rabl ont estimé une valeur bien inférieure des effets sur la santé par kilogramme d’émissions de mercure. Cependant, après avoir appliqué aux données des États-Unis la même méthodologie qu’ils avaient utilisée dans leur étude, ils ont obtenu un résultat qui était pratiquement identique aux résultats de Rice et Hammit. Étant donné la similitude des résultats obtenus dans ces deux études, les résultats de Rice et Hammit seront utilisés pour cette analyse.

Référence 37
Veuillez noter que la discussion et les valeurs estimées ci-dessus ne s’appliquent qu’aux répercussions neurologiques entraînées par l’exposition au mercure et aux répercussions connexes sur le QI. Des observations scientifiques récentes prouvent que le mercure est un facteur de risque pour les maladies cardiaques et le décès prématuré. Si l’on inclut les potentielles maladies cardiaques et l’éventuel lien à la mortalité relatifs au mercure, les avantages estimés des réductions du mercure augmenteraient considérablement. Par exemple, lorsque Rice et Hammit (2005) incluent les maladies cardiaques et les risques de mortalité dans leur analyse, ils obtiennent une valeur d’avantages pour la santé liée aux réductions du mercure augmentant près de 50 fois, pour atteindre plus de 180 000 $ par kilogramme. En raison de l’incertitude en ce qui concerne la quantification de ces répercussions, elles n’ont pas été incluses dans cette analyse. Toutefois, étant donné l’omission de ces répercussions potentiellement importantes, l’estimation des avantages doit être considérée comme la plus faible valeur de l’estimation des répercussions potentielles du mercure sur la santé.

Référence 38
Répercussions du plomb provenant uniquement des fermetures de groupes alimentés au charbon. Ne comprend pas les groupes alimentés au charbon non signalés par l’INRP, ni les rejets de plomb provenant de la production de remplacement.

Référence 39
Le coût socioéconomique par tonne est calculé en soustrayant la somme de tous les avantages qui ne sont pas liés aux gaz à effet de serre des coûts totaux du projet de règlement, puis en divisant les tonnes de gaz à effet de serre par la mesure.

Référence 40
Guide statistique de l'énergie, 3^e trimestre de 2010, Statistique Canada.

Référence 41
Les données pour la Nouvelle-Écosse n’étaient pas accessibles.

Référence 42
Production, transport et distribution d’électricité, Statistique Canada (2007).

Référence 43
Overview of Canada’s Coal Sector, Ressources naturelles Canada (2008).

Référence 44
La Politique d’observation et d’application d’Environnement Canada peut être consultée à l’adresse suivante: www.ec.gc.ca/alef-ewe/default.asp?lang=Fr&n=AF0C5063-1.

Référence a
L.C. 2004, ch. 15, art. 31

Référence b
L.C. 1999, ch. 33

Référence c
L.C. 2008, ch. 31, art. 5