ARCHIVÉE — Vol. 146, no 19 — Le 12 septembre 2012

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Enregistrement

DORS/2012-167 Le 30 août 2012

LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999)

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

C.P. 2012-1060 Le 30 août 2012

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Gazette du Canada Partie Ⅰ, le 27 août 2011, le projet de règlement intitulé Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6 (voir référence c) de celle-ci;

Attendu que le gouverneur en conseil est d’avis que, aux termes du paragraphe 93(4) de cette loi, le projet de règlement ne vise pas un point déjà réglementé sous le régime d’une autre loi fédérale de manière à offrir une protection suffisante pour l’environnement et la santé humaine,

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2) (voir référence d) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence e), Son Excellence le Gouverneur général en conseil prend le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, ci-après.

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 420t/GWh

ENREGISTREMENT

4 Enregistrement

SUBSTITUTION DE GROUPES ET APPLICATION DIFFÉRÉE

5 Application du paragraphe 3(1) — substitution de groupes

6 Application différée du paragraphe 3(1)

SITUATIONS D’URGENCE

7 Conditions de la demande

8 Demande de prolongation

CAPTAGE ET SÉQUESTRATION DE CARBONE

Exemption temporaire — système à construire

9 Demande

10 Exigences rattachées à l’exemption

11 Rapport de mise en œuvre

12 Mise à jour des renseignements

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

Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit

14 Exemption

PARTIE 2

RAPPORTS, TRANSMISSION, CONSIGNATION ET CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS

15 Rapport annuel

16 Rapports, avis et demandes électroniques

17 Conservation

18 Conservation des renseignements et des rapports

PARTIE 3

RÈGLES DE QUANTIFICATION

PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

19 Quantité

ÉMISSIONS DE CO2

Moyens de quantification

20 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

21 Quantification

Quantification fondée sur le type de combustible brûlé

22 Calcul

23 Contenu en carbone mesuré

24 Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur

EXACTITUDE DES DONNÉES

25 Installation, entretien et étalonnage des instruments de mesure

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

EXIGENCES EN MATIÈRE D’ÉCHANTILLONNAGE ET D’ANALYSE

27 Échantillonnage

28 Données manquantes

PARTIE 4

ENTRÉE EN VIGUEUR

29 1er juillet 2015

ANNEXE 1

ANNEXE 2

ANNEXE 3

ANNEXE 4

ANNEXE 5

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 et à la transmission, à la consignation et à 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 1er janvier 2030.

DÉFINITIONS

Définitions

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

« agent autorisé »
authorized official

« agent autorisé »

  • a) Dans le cas où la personne responsable est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;

  • b) dans le cas où elle est une personne physique, celle-ci ou la personne qui est autorisée à agir en son nom;

  • c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne autorisée à agir en son nom.

« année civile »
calendar year

« année civile »

  • a) Pour l’année 2015, la période de six mois consécutifs débutant le 1er juillet 2015;

  • b) dans les autres cas, la période de douze mois consécutifs débutant le 1er 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 matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et qui ne provient pas d’une formation géologique. La biomasse comprend les gaz et les liquides récupérés de la décomposition des déchets organiques.

« capacité de production »
production capacity

« capacité de production » À l’égard d’un groupe et d’une année civile :

  • a) Soit la puissance maximale continue de ce groupe, exprimée en MW, déclarée le plus récemment aux autorités provinciales compétentes ou à l’opérateur du réseau électrique de la province où le groupe est situé;

  • b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, la quantité maximale d’électricité, exprimée en MW, destinée à la vente qui est produite de façon continue par ce groupe pendant deux heures au cours de l’année en cause.

« centrale électrique »
power plant

« centrale électrique » 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 et dont l’activité principale est la production d’électricité pour la vente au réseau électrique.

« 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 produisait de l’électricité thermique par suite de la combustion d’un combustible autre que le charbon ou d’un mélange de combustibles sans charbon mais qui est devenu un groupe avant le 23 juin 2010, la date à laquelle ce générateur a commencé à produire ainsi de l’électricité pour la vente au réseau électrique;

  • b) dans les autres cas, la date à laquelle un groupe commence à produire de l’électricité pour la vente au réseau électrique.

« équipement majeur »
major equipment

« équipement majeur » Chaudière, gazogène, convertisseur, turbine, dispositif 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 du système, 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, 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 19, par rapport à la quantité d’électricité que celui-ci produirait au cours de l’année à sa 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 raccordé qui se trouve à une centrale électrique, notamment chaudières ou autre dispositif de combustion, gazogènes, réacteurs, turbines, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions, et qui produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de charbon ou d’un mélange de charbon et d’autres combustibles.

« groupe de réserve »
standby unit

« groupe de réserve » Groupe en fin de vie utile qui fonctionne selon un facteur de capacité de 9 % ou moins au cours d’une année civile donnée.

« 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 1er juillet 2015.

« 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 des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, juin 2012, publié par le ministère de l’Environnement.

« m3 normalisé »
standard m3

« 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 qui fait l’objet de la vérification;

  • b) a démontré qu’elle a des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :
    • (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,

    • (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes.

« vie utile »
useful life

« vie utile » Période commençant à la date de mise en service et se terminant à l’une ou l’autre des dates suivantes :

  • a) s’il s’agit d’un groupe autre qu’un groupe visé à l’alinéa a) de la définition de « date de mise en service » :
    • (i) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est antérieure à 1975, la plus rapprochée des dates suivantes :
      • (A) le 31 décembre de la cinquantième année civile suivant cette date,

      • (B) le 31 décembre 2019,
    • (ii) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est postérieure à 1974 mais antérieure à 1986, la plus rapprochée des dates suivantes :
      • (A) le 31 décembre de la cinquantième année civile suivant cette date,

      • (B) le 31 décembre 2029,
    • (iii) dans les autres cas, le 31 décembre de la cinquantième année civile suivant cette date;
  • b) s’il s’agit d’un groupe visé à l’alinéa a) de la définition de « date de mise en service », dix-huit mois après la date applicable visée aux sous-alinéas a)(i) à (iii).

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 et de la GPA s’entend de sa version éventuellement modifiée.

PARTIE 1

GROUPES RÉGLEMENTÉS ET LIMITE D’ÉMISSIONS

LIMITE DE L’INTENSITÉ DES ÉMISSIONS

420t/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 420 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 19;

  • b) la quantité des émissions de CO2 est calculée selon celui des articles 20 à 24 qui s’applique.

Émissions de CO2 provenant de sorbant

(3) Les émissions de CO2 attribuables au sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre provenant du groupe en cause sont incluses 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 du charbon qui fournit du gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole utilisé pour la production d’électricité par le groupe en cause entrent dans le calcul des émissions de ce groupe, si au moins une personne responsable de celui-ci est aussi une personne responsable du système de gazéification.

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 règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées.

Application pour une année partielle

(6) Il est entendu que, lorsque le paragraphe (1) s’applique à l’égard d’un groupe pour une période donnée au cours de l’année civile, cette période a valeur d’une année civile complète.

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 1er 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 qui suivent.

SUBSTITUTION DE GROUPES ET APPLICATION DIFFÉRÉE

Application du paragraphe 3(1) — substitution de groupes

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 peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à substituer au groupe en cause un autre groupe — ci-après le « groupe substitutif » — si les conditions ci-après 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 la même année civile.

Date de présentation

(2) La demande est présentée :

  • a) si le groupe en cause atteint la fin de sa vie utile avant 2015, au plus tôt le 1er janvier 2014 et au plus tard le 31 mai 2014;

  • b) si le groupe en cause atteint la fin de sa vie utile au cours d’une année civile suivant l’année 2014, au plus tôt le 1er janvier et au plus tard le 31 mai de cette année civile suivant l’année 2014.

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 ci-après sont remplies :

  • a) le groupe substitutif n’est pas un groupe mis en arrêt aux termes du paragraphe 6(4);

  • b) le groupe substitutif n’entre pas en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 14(4);

  • c) 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 1er juillet 2015;

  • b) la date qui marque le début de l’année civile suivant celle où la demande est présentée.

Cessation d’effet

(6) La substitution 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 suit la date à laquelle la personne responsable transmet un avis au ministre indiquant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation visée au paragraphe (4);

  • b) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition visée à l’alinéa (1)b) n’est plus remplie;

  • c) l’année civile qui suit celle 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 suit 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.

Application différée du paragraphe 3(1)

6. (1) La personne responsable d’un groupe existant qui cesse de produire de l’électricité après le 30 juin 2015 — ci-après « groupe mis en arrêt » — peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à se prévaloir d’une application différée du paragraphe 3(1) à l’égard d’un ou de plusieurs groupes — ci-après « groupes bénéficiaires » — pour le nombre d’années civiles comprises dans la période qui commence le 1er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle le groupe existant cesse de produire de l’électricité et se termine le 31 décembre de l’année civile au cours de laquelle ce groupe atteint la fin de sa vie utile. Si elle est autorisée, pour chaque année civile comprise dans cette période, l’application du paragraphe 3(1) est différée, selon ce qui est précisé dans la demande, à l’égard du groupe bénéficiaire précisé et au cours de l’année civile précisée qui suit la fin de la vie utile de ce groupe.

Conditions de la demande

(2) La demande ne peut être présentée que si les conditions ci-après sont remplies :

  • a) le propriétaire du groupe mis en arrêt détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans chaque groupe bénéficiaire précisé;

  • b) le groupe mis en arrêt et chaque groupe bénéficiaire précisé sont situés dans la même province;

  • c) la capacité de production de chaque groupe bénéficiaire précisé, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou inférieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’année civile précédant la date où ce groupe cesse de produire de l’électricité.

Demande

(3) La demande est présentée au plus tard le 31 mai de l’année civile précédant la plus rapprochée des années civiles qui y sont précisées et comporte les renseignements suivants :

  • a) chaque année civile comprise dans la période visée au paragraphe (1);

  • b) pour chacune des années civiles visées à l’alinéa a), le groupe bénéficiaire en cause;

  • c) pour chaque groupe bénéficiaire en cause et à l’égard de chacune de ces années civiles, l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire et pour laquelle l’application différée du paragraphe 3(1) est demandée;

  • d) le numéro d’enregistrement de chaque groupe bénéficiaire et du groupe mis en arrêt;

  • e) ceux établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (2)a) à c) sont remplies.

Autorisation

(4) Le ministre autorise l’application différée, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont remplies :

  • a) le groupe mis en arrêt n’est pas un groupe substitutif aux termes du paragraphe 5(5);

  • b) aucun groupe bénéficiaire n’entre en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 9(3);

  • c) il est convaincu que les conditions prévues aux alinéas (2)a) à c) sont remplies.

Groupe mis en arrêt définitivement

(5) Dès lors que l’application différée du paragraphe 3(1) est appliquée à l’égard d’un groupe bénéficiaire précisé, il est interdit de recommencer à produire de l’électricité à partir du groupe mis en arrêt.

Modifications

(6) La personne responsable qui souhaite remplacer le groupe bénéficiaire précisé dans sa demande, à l’égard de toute année civile visée à l’alinéa (3)c) qui n’en est pas une au cours de laquelle ce groupe a bénéficié de l’application différée, transmet un avis au ministre qui comporte les renseignements suivants :

  • a) le numéro d’enregistrement du groupe bénéficiaire de remplacement;

  • b) l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire de remplacement et pour laquelle l’application du paragraphe 3(1) sera différée;

  • c) les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions des alinéas (2)a) et b) à l’égard de ce groupe sont remplies et que celle de l’alinéa 2c) à l’égard de chacun des groupes bénéficiaires précisés dans la demande, y compris le groupe bénéficiaire de remplacement, est remplie à l’égard de l’année civile précédant la date où l’avis est transmis.

Autorisation

(7) Le ministre autorise le remplacement, dans les trente jours suivant la réception de l’avis, s’il est convaincu que les renseignements fournis établissent que les conditions prévues au paragraphe (6) sont remplies.

Cessation d’effet

(8) Malgré le paragraphe (1), l’application différée prend fin à la plus rapprochée des années civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard de tout groupe bénéficiaire précisé :

  • a) l’année civile qui suit celle où la demande est présentée, si le groupe mis en arrêt visé au paragraphe (1) continue de produire de l’électricité le 1er janvier de cette année civile;

  • b) l’année civile au cours de laquelle tout groupe mis en arrêt aux termes du paragraphe (1) recommence à produire de l’électricité;

  • c) l’année civile qui suit la date de la réception par le ministre d’un avis de la personne responsable indiquant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation prévue au paragraphe (4);

  • d) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition prévue à l’alinéa (2)a) n’est plus remplie;

  • e) l’année civile qui suit une année civile visée à l’alinéa (3)c) et au cours de laquelle tout groupe bénéficiaire visé à cet alinéa a eu une capacité de production supérieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’année civile précédant la date où ce groupe cesse de produire de l’électricité.

SITUATIONS D’URGENCE

Conditions de la demande

7. (1) La 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 ci-après 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 « situation 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, la date à laquelle la situation d’urgence est survenue ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues 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

8. (1) Si les conditions prévues aux alinéas 7(1)a) et b) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre du paragraphe 7(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 :

  • a) d’une part, que les alinéas 7(1)a) et b) continueront de s’appliquer après l’expiration de l’exemption accordée au titre du paragraphe 7(4);

  • b) d’autre part, que des mesures — autres que l’exploitation du groupe pendant la durée de l’exemption — ont été prises et sont en voie d’être 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) et 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 7(5)c).

CAPTAGE ET SÉQUESTRATION DE CARBONE

Exemption temporaire — système à construire

Demande

9. (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 tel système.

Demande et autorisation

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

  • a) 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 de faisabilité visée à l’alinéa b) démontre la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone,

    • (ii) une mention portant que, selon l’étude de faisabilité visée à l’alinéa c) et le plan de mise en œuvre visé à l’alinéa e), elle prévoit respecter les exigences prévues à l’article 10 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025;
  • b) une étude de faisabilité démontrant la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone et 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;
  • c) une étude de faisabilité technique démontrant, d’après les renseignements énumérés 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;
  • d) une description des travaux réalisés afin de respecter les exigences prévues à l’article 10, accompagnée des renseignements énumérés à l’annexe 3 qui ont trait à la réalisation de ces travaux;

  • e) un plan de mise en œuvre comportant une description des travaux à réaliser, pour permettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier des principales étapes de leur réalisation :
    • (i) le respect des exigences prévues à l’article 10,

    • (ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci 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 par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles 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 ci-après sont réunies :

  • a) la personne responsable a fourni les documents visés au paragraphe (2);

  • b) les renseignements contenus dans ces documents peuvent raisonnablement être considérés comme établissant :
    • (i) la viabilité économique du groupe une fois 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 10 à la suite de travaux achevés avant la demande,

    • (iv) la conformité de la personne responsable avec les exigences prévues à l’article 10 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone.

Durée

(4) L’exemption temporaire est levée le 31 décembre 2024, sauf si elle est antérieurement révoquée conformément à l’article 13.

Exigences rattachées à l’exemption

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

  • a) réaliser une étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, au plus tard le 1er janvier 2020;

  • b) acheter tous les équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2021;

  • c) conclure tout contrat nécessaire au transport et à la séquestration des émissions de CO2 provenant du groupe, au plus tard le 1er janvier 2022;

  • d) prendre toutes les dispositions nécessaires afin d’obtenir les permis ou autorisations préalables à la construction de l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2022;

  • e) 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 règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et les séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, au plus tard le 1er janvier 2024.

Rapport de mise en œuvre

11. (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 celle où l’exemption a été accordée, un rapport de mise en œuvre 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 10 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 apportée aux renseignements fournis préalablement au ministre à l’égard de la conception technique proposée pour l’élément de captage, des méthodes ou des routes privilégiées pour le transport ou des sites de séquestration privilégiés du système de captage et de séquestration de carbone;

  • e) une description des mesures à prendre, pour permettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier :
    • (i) le respect des exigences visées à l’article 10 qui n’ont pas encore été respectées,

    • (ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025 une fois intégré au groupele système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles 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

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

  • a) une description de la circonstance ou de l’événement en question et la nature de la limitation;

  • b) une explication des solutions envisagées qui permettront d’atteindre ces objectifs;

  • c) à l’égard de cette explication, une mise à jour des renseignements visés aux alinéas 11(1)c) à e) qui ont été fournis au ministre, documents à l’appui.

Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs

13. (1) Le ministre révoque l’exemption temporaire accordée conformément au paragraphe 9(3) dans les cas suivants :

  • a) la personne responsable ne respecte pas l’une ou l’autre des exigences prévues à l’article 10;

  • b) certains renseignements fournis lors de la demande ou dans le rapport de mise en œuvre visé à l’article 11 ou dans l’avis visé à l’article 12, 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 11;

  • b) le ministre a des motifs raisonnables de croire que le système de captage et de séquestration de carbone ne sera pas en mesure de capter, de transporter et de séquestrer les émissions de CO2 provenant du groupe en cause conformément à l’alinéa 10e) 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 1er janvier 2025, de respecter la limite d’intensité 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) que s’il prend les mesures suivantes :

  • a) il avise au préalable par écrit la personne responsable des motifs de la révocation projetée;

  • b) il lui donne la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit

Exemption

14. (1) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile peut être exemptée, sur demande présentée au ministre, de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe pour une période de vingt-quatre mois consécutifs débutant le 1er janvier de l’année civile suivant celle où la demande a été présentée si les conditions ci-après 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 au cours de la même année civile;

  • c) le groupe en fin de vie utile et le groupe existant sont situés dans la même province;

  • d) la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant est déterminé selon un système ou une méthode visés au paragraphe 20(1);

  • e) la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant qui sont captées, transportées et séquestrées est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO2;

  • f) ces émissions sont captées conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées;

  • g) elles sont également captées, transportées et séquestrées pendant une période de sept années civiles consécutives;

  • h) elles représentent en outre au moins 30 % de la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant au cours de chaque année civile comprise dans cette période;

  • i) le groupe existant n’atteint pas la fin de sa vie utile au cours de la période en question.

Demande

(2) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile présente la demande d’exemption avant le 1er 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 prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) sont remplies;

  • b) qu’au moins trente mois consécutifs au cours de la période visée à l’alinéa g) se sont écoulés 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 ci-après sont remplies :

  • a) le groupe en fin de vie utile n’a pas précédemment fait l’objet de l’exemption prévue au paragraphe (1);

  • b) le groupe existant n’entre pas en jeu dans une exemption accordée précédemment conformément au paragraphe (1);

  • c) le groupe existant visé au paragraphe (1) n’est pas un groupe substitutif aux termes du paragraphe 5(5);

  • d) il est convaincu que les conditions prévues 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 prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) soient remplies pour le reste de la période visée à l’alinéa (1)g) une fois écoulée la période de trente mois consécutifs visée à l’alinéa (3)b).

PARTIE 2

RAPPORTS, TRANSMISSION, CONSIGNATION ET CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS

Rapport annuel

15. 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 1er 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(5);

  • d) un groupe existant visé au paragraphe 14(1), si l’année civile en cause est comprise dans le reste de la période de sept années civiles consécutives prévue au paragraphe 14(5).

Rapports, avis et demandes électroniques

16. (1) Les rapports, avis et demandes au ministre prévus par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée 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 au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet un rapport ou un avis ou qui présente une demande n’est pas en mesure de le faire conformément à ce paragraphe, elle le transmet ou la présente sur support papier, signé par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, le cas échéant.

Conservation

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

  • a) le cas échéant, une copie de l’avis visé aux paragraphes 4(3), 5(6) ou 6(6) ou à l’article 12 qui a été transmis au ministre et des renseignements qu’il comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;

  • b) une copie de toute demande visée aux paragraphes 5(3), 6(3), 7(3), 8(2), 9(2) ou 14(3) et des renseignements qu’elle comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;

  • c) les mesures directes du débit et de la concentration en CO2 des émissions visées à l’alinéa 14(1)e) et au paragraphe 20(2), ainsi que celles visées par la variable Enon scs au paragraphe 21(1) et la variable Escs à l’article 22;

  • d) un relevé des mesures et une description des calculs effectués pour déterminer la valeur de chacune des variables des formules prévues aux articles 19 et 21 à 24;

  • e) les renseignements établissant que les compteurs visés à l’article 19 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 le certificat visé à l’article 14 de cette loi;

  • f) 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 20(1)a), les renseignements et les documents visés à la section 8 de la Méthode de référence;

  • g) les renseignements établissant que l’installation, l’entretien et l’étalonnage visés au paragraphe 25(1) sont faits conformément à ce paragraphe et que les instruments de mesure sont conformes au paragraphe 25(3), ainsi que tout étalonnage visé au paragraphe 25(2);

  • h) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 27.

Consignation

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

Conservation des renseignements et des rapports

18. (1) Toute personne responsable tenue de verser aux dossiers des renseignements ou documents ou de transmettre un rapport ou un avis en application du présent règlement doit conserver les renseignements en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins sept ans après les avoir versés aux dossiers ou, s’agissant des rapports ou avis, les avoir transmis. 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.

Changement d’adresse

(2) Le ministre doit être avisé par écrit du changement d’adresse municipale du lieu visé au paragraphe (1) dans les trente jours suivant le changement.

PARTIE 3

RÈGLES DE QUANTIFICATION

PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ

Quantité

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

Gbrute − Gaux

où :

Gbrute  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;

Gaux  la quantité d’électricité, exprimée en GWh, utilisée par la centrale électrique où le groupe est situé pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement, au cours de l’année civile en cause, attribuée à ce groupe pour la production d’électricité et la séparation de CO2, sauf la pressurisation de CO2, et déterminée selon une méthode d’attribution 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 qu’une méthode d’attribution est utilisée pour déterminer la variable Gaux à l’égard d’une année civile, elle est utilisée pour les années civiles subséquentes, sauf si, au cours d’une de celles-ci :

  • a) un groupe qui se trouve à la centrale électrique 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 électrique.

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 la détermination de la variable Gaux à l’égard de cette année subséquente — la méthode d’attribution 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

Moyens de quantification

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

20. (1) Pour l’application des articles 3 et 15, 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 21;

  • 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 22 et 23 ou 24.

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

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

Eg − Ebio + Enon scs

où :

Eg 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;

Ebio 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 24(1)a) ou b),

    • (ii) dans les autres cas, celle utilisée conformément à l’une des formules visées aux alinéas 23(1)a) 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);

Enon 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 représentée par la variable Eg 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).

Ebio 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 Ebio, on utilise la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, selon laquelle les opérations ci-après sont effectuées, dans l’ordre :

  • a) calcul du 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 × %CO2w,h × Qw,h × th

où :

%CO2w,hreprésente la concentration moyenne d’émissions de CO2 provenant de 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, le cas échéant, calculée conformément à l’article 7.4 de la Méthode de référence à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O2) dans ces gaz de cheminée — exprimée en pourcentage de CO2 sur une base humide,

Qw,hle débit volumétrique moyen durant l’heure en cause, exprimé en m3 normalisés, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée,

th la période au cours de laquelle le groupe a produit de l’électricité, exprimée en heures;

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

Formule —  Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Qi représente 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 Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,

  • b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,

  • c) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés,

le ie 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,

Fc,i le facteur de carbone propre au combustible fossile de type « i », soit, selon le cas, le facteur F par défaut qui figure dans la colonne 3 du tableau du paragraphe (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,

HHVd,i le pouvoir calorifique supérieur 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 de type « 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 de type « i » établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoir calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles;

  • c) calcul du volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, exprimé en m3 normalisés et identifié par la variable Vbio, selon la formule suivante :

VT − Vcf

où :

VT 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 et calculés selon l’alinéa a),

Vcf la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa b);

  • d) calcul de 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 Ebio de la formule prévue au paragraphe (1), conformément aux deux opérations suivantes :
    • (i) calcul de la fraction correspondant au volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le même groupe au cours de l’année civile en cause, identifiée par la variable Biofr, selon la formule suivante :

Formule —  Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Vbioreprésente 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 prévue à l’alinéa c),

VT la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa c),

(Biofr× Eg) − Es

où :

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

Eg la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au paragraphe (1),

Es la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée selon la formule suivante :

Formule —  Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

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,

MMs la masse moléculaire du sorbant où MMs = 100 lorsque le sorbant est du 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 électrique 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, y compris le groupe en cause, 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 :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Qgj représente la quantité du combustible de 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 Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,

  • b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,

  • c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés;

HHVgj le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminé conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;

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

le je 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 électrique, « j » équivalant au chiffre 1 à m et m équivalant au nombre de types de combustible;

Qij la quantité du combustible de type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminée pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, de la manière prévue pour la variable Qgj;

HHVij le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminé conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;

E la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par tous les groupes au cours de l’année civile en cause, mesurée par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions sur la cheminée commune conformément au paragraphe 21(1).

Quantification fondée sur le type de combustible brûlé

Calcul

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

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Ei représente la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustible fossile de type « i » par le groupe au cours de l’année civile en cause et est calculée selon le type de combustible conformément à l’article 23 ou 24;

le ie type de combustible fossile qui a été 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;

Es la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii);

Escs 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 règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles 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

23. (1) Sous réserve de l’article 24, 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 ci-après qui s’applique :

  • a) dans le cas de combustibles solides :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Mc 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,

CCM 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 Mc;

  • b) dans le cas de combustibles liquides :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

Vc représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL, déterminé à l’aide de débitmètres,

CCM 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 Vc;

  • c) dans le cas de combustibles gazeux :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

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

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

MMM la masse moléculaire moyenne du combustible, exprimée en kg par kg-mole de combustible, déterminée à partir des échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 27,

MVfc 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 « CCM » visée aux alinéas (1)a) à c) est déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 27, selon la formule suivante :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

CCi représente le contenu en carbonede chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la ie période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, selon la même unité de mesure applicable que celle mentionnée pour la variable CCM, et fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible ou, s’il ne l’est pas, celui établi par la personne responsable — ce contenu étant déterminé :

  • a) dans le cas des combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM, 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, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
      • (A) la norme ASTM applicable au type de combustible en cause,
      • (B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
  • b) dans le cas des combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
    • (i) la norme ASTM D3238-95(2010) intitulée Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Pet-roleum 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,
    • (iii) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
  • c) dans le cas des combustibles gazeux :
    • (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes applicables ci-après 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(2011) 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 combustible en cause,

le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces périodes d’échantillonnage,

Qi la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimée :

  • a) en tonnes, pour les combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM,

  • b) en kL pour les combustibles liquides,

  • c) en m3 normalisés, pour les combustibles gazeux.

Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur

24. (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 du pouvoir calorifique supérieur 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, 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 visés 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 7(4);

  • b) chaque combustible visé à l’article 23 brûlé au cours de l’année civile 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 les suivants :

  • 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 :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

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 Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,

  • b) pour un combustible liquide, de la même manière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,

c) pour un combustible gazeux, de la même manière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(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 normalisés 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 27,

  • 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 du pouvoir calorifique supérieur du combustible est calculée conformément à la formule suivante :

Formule — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

où :

HHVi représente le pouvoir calorifique supérieur de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, du combustible pour la ie période d’échantillonnage, déterminé conformément au paragraphe (6), dans le cas où il est fourni par le fournisseur du combustible à la personne responsable ou, s’il ne l’est pas, celui ainsi déterminé par la personne responsable;

le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de périodes d’échantillonnage;

Qi la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimé :

  • a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), et en tonnes,

  • b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), et en kL,

  • c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), et en m3 normalisés.

Mesure du pouvoir calorifique supérieur

(6) La mesure du pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminée :

  • a) dans le cas des combustibles solides suivants :
    • (i) charbon ou biomasse, conformément à la norme ASTM D5865-11a intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke,

    • (ii) dérivés de matières résiduaires, conformément à la norme ASTM D5865-11a ou à la norme ASTM D5468-02(2007) intitulée Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials,

    • (iii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur :
      • (A) la norme ASTM applicable au type de combustible en cause,
      • (B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale,
  • b) dans le cas des combustibles liquides suivants :
    • (i) 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) s’agissant d’autres combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur :
      • (A) la norme ASTM applicable au type de combustible en cause,

      • (B) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
  • 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, mais s’il ne détermine que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur.

EXACTITUDE DES DONNÉES

Installation, entretien et étalonnage des instruments de mesure

25. (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 20(1)a) et tout instrument de mesure assujetti à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz — utilisés pour l’application des articles 3 ou 15 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 mesure permettent une détermination des mesures selon une marge d’erreur de ± 5 %.

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

26. (1) La personne responsable qui utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) pour l’application des articles 3 ou 15 s’assure que la Méthode de référence est suivie et que le système y est conforme.

Homologation

(2) Avant son utilisation par la personne responsable pour l’application de l’alinéa 20(1)a), le système est homologué conformément à la section 5 de la Méthode de référence.

Vérification annuelle de la 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) s’assure que ce manuel a été mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence;

  • c) évalue si, à son avis, la personne responsable a suivi la Méthode de référence et le système répondait aux spécifications qui y sont prévues, 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 à l’article 15.

EXIGENCES EN MATIÈRE D’ÉCHANTILLONNAGE ET D’ANALYSE

Échantillonnage

27. (1) La valeur des variables relatives au contenu en carbone et au pouvoir calorifique supérieur visées aux articles 21 à 24 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 de la centrale électrique 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-11 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 quarante-huit 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 - 11ae1 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 quarante-huit 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 prélèvement d’échantillon à chaque trimestre, avec au moins un mois d’intervalle entre chaque prélèvement;

  • d) s’il s’agit du gaz naturel, un prélèvement d’échantillon deux fois par année civile, avec un intervalle d’au moins quatre mois entre chaque prélèvement.

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

28. (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), 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 19 ou à l’un des articles 21 à 24, une donnée de remplacement pour la variable visée à l’une de ces formules, établie selon une méthode appropriée pour cette période, 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 20(1)a) est utilisé pour déterminer, au cours d’une période donnée, une quelconque variable d’une formule visée à l’article 21 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 20(1)b), est utilisée pour déterminer une quelconque variable d’une formule visée à l’un des articles 21 à 24 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, la donnée de remplacement correspond à la moyenne des données disponibles pour cette variable, établie à l’aide de la méthode en question, pendant la période équivalente précédant la période en cause et, le cas échéant, la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cette variable pendant la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour celle-ci à l’aide de cette méthode, au cours de la période équivalente qui suit cette période.

Données de remplacement — plusieurs périodes données

(4) Si une donnée n’est pas disponible au cours d’une ou plusieurs périodes données au cours de l’année civile en cause, une donnée de remplacement visée aux paragraphes (1) ou (3) ne peut être fournie que pour un maximum de vingt-huit jours de cette année civile, répartis sur une ou plusieurs des périodes en cause.

PARTIE 4

ENTRÉE EN VIGUEUR

1er juillet 2015

29. (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1er juillet 2015.

1er janvier 2013

(2) Les articles 1, 2 et 4, les paragraphes 5(1) à (4) et les articles 9 à 14 et 29 entrent en vigueur le 1er janvier 2013.

1er janvier 2030

(3) L’article 3, à l’égard des groupes de réserve, entre en vigueur le 1er janvier 2030.

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 pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application 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 1er juillet 2015, le cas échéant, et, si elle est connue, cette date;
  • e) sa date de mise en service;

  • f) sa capacité de production.

ANNEXE 2
(alinéa 9(2)c))

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 description de toute modification majeure qui devra être apportée au groupe pour réaliser l’intégration de l’élément de captage d’une manière permettant à la personne responsable de se conformer au paragraphe 3(1) du présent règlement;

  • c) la mention de tout équipement majeur devant être installé 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 Gbrute visée au paragraphe 19(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, exprimée en m3 normalisés, à capter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service 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 électrique 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 9(2)c)(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 électrique où le groupe est situé jusqu’au site de séquestration, si elles ne sont pas séquestrées à cette centrale électrique;
  • 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 autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation 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 à l’exploitation 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 9(2)c)(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) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction et à l’exploitation, 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 autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation de 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 à l’exploitation 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 d’émissions de CO2, exprimée en m3 normalisés, devant être capté et séquestré au cours d’une année civile et pendant la durée de service envisagée du groupe;

  • b) la mention du ou des sites adéquats pour la séquestration géologique 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 d’émissions de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement est disponible;

  • c) la mention des exigences imposées par les règles de droit 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 d’émissions 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 la construction et l’exploitation de 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 à l’exploitation de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus.

ANNEXE 3
(alinéas 9(2)d) et 11(1)b))

RENSEIGNEMENTS RELATIFS AUX EXIGENCES DE L’ARTICLE 10

1. Si l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé visée à l’alinéa 10a) 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 électrique 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 du projet de construction, 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 l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone et une indication de la façon dont cet élément de captage sera intégré au groupe;

  • j) la mention de tout équipement majeur à acquérir pour la construction de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone;

  • 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, exprimée en m3 normalisés, à capter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service du groupe,

    • (ii) la capacité de production du groupe,

    • (iii) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours d’une année civile — selon la variable Gbrute visée au paragraphe 19(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 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, visées à l’alinéa 10b) 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 10c) 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 obtenus, aux termes de l’alinéa 10d) du présent règlement.

5. Une déclaration, signée par la personne responsable et, le cas échéant, par 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 émissions de CO2 provenant de ce groupe par suite de la combustion des combustibles fossiles, conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, et les a transportées et séquestrées, conformément aux règles de droit du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités ou à celles 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.

ANNEXE 4
(article 15)

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 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 numéro d’enregistrement et, le cas échéant, le numéro d’identification que lui a attribué le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application de l’article 48 de la Loi;

  • d) le cas échéant, le nombre de groupes situés à la centrale électrique 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 — visées au paragraphe 3(1) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles par le groupe, autre qu’un groupe visé à 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 19 du présent règlement, exprimé en GWh,

    • (ii) les valeurs déterminées pour les variables Gbrute et Gaux de la formule prévue au paragraphe 19(1) du présent règlement, exprimées en GWh,

    • (iii) la quantité brute d’électricité produite par les groupes situés à la centrale électrique au cours de l’année civile en cause, obtenue par addition de la valeur de la variable Gbrute 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 électrique et déterminée par application de la description de cette même variable Gbrute à chacun d’eux,

    • (iv) la quantité d’électricité, exprimée en GWh, utilisée par la centrale électrique 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 19(2) du présent règlement, à l’égard de laquelle une méthode d’attribution a été utilisée pour la première fois, le détail de cette méthode et la justification de ce qui en fait une méthode appropriée,

    • (vi) si l’année civile en cause est une année civile subséquente visée au paragraphe 19(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 de ce qui en fait une méthode appropriée;
  • 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 20(1)a) du présent règlement :
      • (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 21 du présent règlement, exprimé en tonnes,

      • (B) les valeurs, exprimées en tonnes, déterminées pour les variables Eg, Ebio et Enon scs de la formule prévue au paragraphe 21(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 Ebio,

      • (D) la valeur déterminée pour la variable Es de la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes,
    • (ii) dans le cas visé à l’alinéa 20(1)b) du présent règlement :
      • (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 22 et, selon le cas, aux articles 23 ou 24 du présent règlement, exprimé en tonnes,

      • (B) les valeurs, exprimées en tonnes, de la variable Ei pour chaque combustible brûlé et de la variable Escs de la formule prévue à l’article 22 du présent règlement,

      • (C) la valeur déterminée pour la variable Es de la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes,

      • (D) pour chaque combustible brûlé, la mention de celui des articles 23 ou 24 du présent règlement qui a été utilisé pour arriver au résultat visé à la division (A),

      • (E) dans le cas où l’article 23 du présent règlement est utilisé pour déterminer le résultat visé à la division (A) :
        • (I) la valeur déterminée pour la variable CCM de la formule applicable prévue, selon le cas, aux alinéas 23(1)a), b) ou c) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé,

        • (II) la mention de celles des normes ASTM ou de la méthode mentionnées dans la description de la variable CCi qui ont été utilisées pour déterminer la valeur de la variable CCM 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 24 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 24(2)a) à d) du présent règlement qui s’applique à ce combustible,
        • 3. s’il s’agit d’un combustible visé à l’alinéa 24(2)b) du présent règlement, le taux quotidien moyen auquel ce combustible a été brûlé,
        • (II) dans le cas où l’alinéa 24(1)a) du présent règlement s’applique :
        • 1. la valeur déterminée pour la variable HHV de la formule prévue au paragraphe 24(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 compétent 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 de l’ASTM ou de la GPA, ou de la méthode, visées au paragraphe 24(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 24(1)b) du présent règlement s’applique :
        • 1. la valeur par défaut pour la variable HHV — à l’alinéa b) de cette variable — de la formule prévue au paragraphe 24(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 compétent 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 compétent 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) le cas échéant, la quantité des émissions de CO2 captées déterminée à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO2;

  • f) 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 est de la biomasse au sens du paragraphe 2(1) 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, la capacité de production du groupe substitutif;

  • 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 à l’égard duquel une exemption a été accordée au titre du paragraphe 7(4) du présent règlement :
    • (i) au cours de l’année civile en cause, la période qu’a duré la situation d’urgence, soit la date à laquelle la situation a débuté et celle à laquelle elle a pris fin,

    • (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 toute 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 14(4) du présent règlement, le pourcentage des émissions de CO2 provenant du groupe qui sont captées, transportées et séquestrées ainsi que les documents démontrant son exactitude.

5. Une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 26(4) du présent règlement.

6. Renseignements sur les données de remplacement établies conformément à l’article 28 du présent règlement pour un jour donné 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 19 ou à l’un des articles 21 à 24 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 date du jour en cause et, s’il s’agit d’une période de plusieurs jours, la date du début de cette période et la date 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 d’un ou plusieurs jours pour établir la valeur de remplacement,

    • (ii) la méthode utilisée pour établir la donnée de remplacement,

    • (iii) dans le cas de la détermination de l’une ou l’autre des variables visées au paragraphe 28(3) du présent règlement, les raisons qui justifient toute période utilisée pour cette détermination.

ANNEXE 5
(alinéas 21(2)b) et 24(1)b) et (2)c) et paragraphe 24(4))

LISTE DES COMBUSTIBLES

TABLEAU 1

COMBUSTIBLES SOLIDES

Article

Colonne 1



Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/tonne)
(voir référence 1)

Colonne 3

Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)

1.

Charbon bitumineux canadien – Ouest

25,6

86,1

2.

Charbon bitumineux canadien – 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.

Pneus

31,2

81,5

14.

Bois et déchets ligneux
(voir référence 2)

19,0

88,0

15.

Sous-produits agricoles
(voir référence 3)

17,0

112,0

16.

Tourbe
(voir référence 4)

9,3

106,0

TABLEAU 2

COMBUSTIBLES LIQUIDES

Article

Colonne 1


Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)

Colonne 3


Facteur d’émissions 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

TABLEAU 3

COMBUSTIBLES GAZEUX

Article

Colonne 1


Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisés)

Colonne 3

Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)

1.

Biogaz (méthane capté)

0,0281

49,4

TABLEAU 4

LISTE DE COMBUSTIBLES POUR L’APPLICATION DU PARAGRAPHE 24(2)

Article

Colonne 1



Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)
(voir référence 5)

Colonne 3

Facteur d’émissions 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)
(voir référence 6)

25,31

59,66

7.

Propylène

25,39

62,46

8.

Éthane

17,22

56,68

9.

Éthylène

27,90

63,86

10.

Isobutane

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

18.

Gaz naturel de qualité pipeline

0,03793
(voir référence 7)

50,12

ANNEXE 6
(paragraphe 26(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) la personne responsable a suivi la Méthode de référence et si le système répond aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.

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) la personne responsable a suivi la Méthode de référence et le système répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.

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 aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

1. Résumé

Enjeu : Les gaz à effet de serre (GES) contribuent aux changements climatiques et la source la plus importante d’émissions anthropiques de ces gaz est la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté considérablement depuis la révolution industrielle et cette tendance devrait se poursuivre si aucune mesure n’est prise.

En décembre 2009, le gouvernement du Canada s’est engagé à atteindre d’ici 2020 un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l’échelle nationale de 17 % par rapport aux niveaux de 2005, et a inscrit cet objectif dans l’Accord de Copenhague. L’objectif de 2020 est en harmonie avec celui du principal partenaire commercial du Canada, les États-Unis.

Pour atteindre son objectif, le gouvernement du Canada a élaboré un plan d’ensemble visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans tous les principaux secteurs émetteurs, et ce, en procédant secteur par secteur. Pour aller de l’avant avec ce plan, le gouvernement du Canada a publié le projet de Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon le 27 août 2011 (Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, Vol. 145, no 35).

En 2010, d’après les données sur les émissions de la dernière année qui sont disponibles 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 étaient d’environ 6 % (48 mégatonnes) inférieures aux niveaux de 2005.

Au cours de la même année, les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité ont représenté environ 15 % (101 mégatonnes) de l’inventaire des émissions du Canada (voir référence 8). La production d’électricité à partir du charbon, qui représente seulement 15 % de la production totale d’électricité au Canada, était la cause de 77 mégatonnes d’émissions de gaz à effet de serre, soit environ 77 % des émissions totales du secteur de l’électricité.

Ce règlement, qui aborde la question de la production d’électricité à partir du charbon, est un élément clé pour le respect des engagements de 2020 du gouvernement du Canada en vertu de l’Accord de Copenhague. Il permettra également de veiller à ce que les investissements dans les nouvelles infrastructures de production d’électricité appuient les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à long terme.

Description : Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon (ci-après le « Règlement ») établira une norme de rendement stricte pour les groupes nouveaux de production d’électricité alimentés au charbon et ceux qui ont atteint la fin de leur vie utile. Le niveau de la norme de rendement sera fixé à 420 tonnes de dioxyde de carbone (CO2) par gigawatt-heure (GWh). Cette approche permettra d’implanter un changement permanent pour des types de production d’énergie sans émissions ou à faibles émissions comme le gaz naturel à rendement élevé, les énergies renouvelables et la production d’énergie à partir de combustibles fossiles avec captage et séquestration de carbone (CSC).

La norme de rendement du Règlement entrera en vigueur le 1er juillet 2015. Les entités réglementées seront alors soumises aux exigences de conformité et d’application de la loi, et aux amendes prévues dans la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE (1999)].

En ce qui concerne la lutte contre les changements climatiques, l’approche du gouvernement est fondée sur le principe qu’il faut améliorer le plus possible la performance environnementale tout en réduisant au minimum les conséquences économiques négatives. L’industrie de l’électricité est aux prises avec une importante rotation de son stock de capital. Un certain nombre d’installations de production d’électricité atteignent la fin de leur vie utile et l’incertitude réglementaire pourrait nuire aux investissements dans de nouvelles capacités de production. Le Règlement fournit à l’industrie la certitude dont celle-ci a besoin pour faire les investissements nécessaires afin de continuer à répondre aux besoins croissants en matière de production d’électricité vu la croissance économique prévue et, en même temps, il permettra une réduction considérable des émissions de gaz à effet de serre en réglementant la mise en œuvre progressive de sources de production d’énergie à faibles émissions.

Le Règlement est conçu de manière à réduire au minimum les capitaux non récupérables en ciblant le point de rotation du stock de capital. Par exemple, en l’absence d’un règlement, l’industrie risque de construire de nouveaux groupes standard alimentés au charbon pour remplacer ceux qui devront cesser leurs activités dans les années à venir et elle devra par conséquent faire face à des coûts bien plus élevés pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre dans le cadre de règlements éventuels futurs.

Consultation : Depuis la publication du Règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, le gouvernement a reçu un nombre considérable de commentaires et entrepris de vastes consultations sur les détails du Règlement et l’analyse économique. Dans l’ensemble, la norme de rendement réglementaire proposée a reçu des appuis, mais des préoccupations ont été soulevées concernant les répercussions de groupes de production en particulier ou l’harmonisation avec les programmes de réglementation provinciaux existants. Parmi les organisations non gouvernementales consultées, certaines avaient des questions au sujet de l’incidence de l’approche réglementaire sur les réductions des émissions de gaz à effet de serre. De plus, des changements importants ont été apportés à l’analyse économique sous-jacente à l’issue des consultations avec les provinces. Le présent résumé de l’étude d’impact de la ré-glementation (RÉIR) donne un aperçu des dispositions réglementaires finales et de l’analyse coûts-avantages à jour qui découle de ces consultations, ainsi que les réponses du gouvernement aux principaux commentaires reçus.

Énoncé des coûts et avantages : On estime que le Règlement permettra une réduction nette des émissions de gaz à effet de serre, notamment du CO2, d’environ 214 mégatonnes au cours de la période s’échelonnant de 2015 à 2035. Le Règlement entraînera d’importants avantages sur le plan des changements climatiques et de qualité de l’air. La valeur actuelle des avantages en 2015 est estimée à 23,3 milliards de dollars. Ces économies s’expliquent en partie par les coûts des changements climatiques de 5,6 milliards de dollars et les coûts de production de 7,2 milliards de dollars qui seront évités ainsi que les avantages pour la santé de 4,2 milliards de dollars, en raison d’une réduction de l’exposition au smog et donc d’une réduction des risques de décès, et des visites à l’urgence et des hospitalisations pour des problèmes respiratoires ou cardiovasculaires qui seront évitées. L’analyse présume également que le Règlement encouragera les investissements dans les technologies de production d’énergie à partir de combustibles fossiles avec captage et séquestration de carbone. Dans les cas où le CO2 capté est utilisé pour la récupération assistée des hydrocarbures, un avantage net supplémentaire de 4,7 milliards de dollars est prévu en raison de la production accrue de pétrole.

La valeur actuelle des coûts du Règlement en 2015 est estimée à 16,1 milliards de dollars, notamment en raison de l’augmentation de l’utilisation du gaz naturel comme combustible (8,0 milliards de dollars), de la baisse nette des exportations d’électricité (0,3 milliard de dollars) et des coûts en capital supplémentaires (1,9 milliard de dollars). La valeur actualisée nette du Règlement en 2015 est estimée à 7,3 milliards de dollars (c’est-à-dire que les avantages du Règlement dépassent les coûts de 7,3 milliards de dollars) (voir référence 9).

L’analyse de sensibilité montre que les coûts et les avantages sont sensibles à des variables clés telles que le prix des combustibles et le taux d’actualisation. Or, avec toutes les sensibilités qui ont été analysées, la valeur actualisée nette demeure positive et le Règlement génère un avantage net. Les résultats de l’analyse sont exprimés en dollars de 2010 et actualisés à 3 % après 2015, c’est-à-dire lorsque le Règlement entrera en vigueur.

Analyse de répartition : Dans le secteur des services publics, les réductions les plus importantes de gaz à effet de serre sont prévues en Alberta (160 mégatonnes), en Saskatchewan (45 mégatonnes) et en Nouvelle-Écosse (15 mégatonnes). Les coûts des changements climatiques qui peuvent être évités par des réductions provinciales des gaz à effet de serre sont les suivants : 4,1 milliards de dollars en Alberta, 1,1 milliard de dollars en Saskatchewan et 0,4 milliard de dollars en Nouvelle-Écosse.

On s’attend à ce que ce soit en Alberta et en Saskatchewan que les améliorations de la qualité de l’air attribuables à une diminution de l’exposition au smog soient les plus importantes, ce qui aura d’importants avantages pour la santé des résidents de ces provinces, soit de l’ordre de 2,7 milliards de dollars en Alberta et de 0,6 milliard de dollars en Saskatchewan. La Saskatchewan est la seule province qui tire avantage de la récupération assistée des hydrocarbures (4,7 milliards de dollars).

Dans les provinces, la distribution de l’incidence des coûts nets est semblable à la distribution des avantages. L’Alberta devrait connaître la plus forte hausse des coûts nets de production (5,9 milliards de dollars), suivie de la Saskatchewan (1,2 milliard de dollars). Des répercussions minimales sont prévues dans les autres provinces et territoires.

Incidences sur les entreprises et les consommateurs : Les prix de l’électricité au Canada devraient augmenter dans l’avenir avec ou sans la norme de rendement réglementaire en raison de la tendance vers le gaz naturel. Le Règlement devrait avoir une incidence très limitée sur le produit intérieur brut (PIB) étant donné que les effets des coûts légèrement plus élevés de la production d’électricité seront compensés par la nouvelle production de pétrole par récupération assistée des hydrocarbures. Pour la population canadienne, le Règlement comporte des avantages pour la santé et l’environnement grâce à l’amélioration de la qualité de l’air, mais il se traduit aussi par une réduction des émissions de gaz à effet de serre. La mise en œuvre progressive du Règlement reporte la plupart des conséquences de la hausse des prix au-delà de 2020. Cela permet de modérer les répercussions sur les consommateurs et fait en sorte que la part du budget des ménages qui est consacrée à l’électricité reste relativement constante.

Dans le secteur résidentiel, c’est en Alberta (1,61 cent par kilowatt-heure [kWh]), en Saskatchewan (0,74 cent/kWh) et en Nouvelle-Écosse (0,76 cent/kWh) que la variation annuelle moyenne des prix de l’électricité résidentielle attribuable à la norme de rendement devrait avoir le plus de répercussions au cours de la période d’analyse. On s’attend à ce que les augmentations de prix soient refilées aux consommateurs proportionnellement à leur consommation. Les ménages qui consomment plus (ou moins) que la consommation moyenne paieraient proportionnellement plus (ou moins) des coûts totaux.

Le Règlement aura aussi une incidence semblable sur les prix de l’électricité dans le secteur industriel avec des variations annuelles moyennes des prix de l’électricité de 1,61 cent/kWh en Alberta, 0,82 cent/kWh en Saskatchewan et 0,76 cent/kWh en Nouvelle-Écosse. Ces augmentations de prix progressives ne devraient pas avoir de répercussions importantes sur le secteur industriel au Canada. En général, le Canada a des tarifs d’électricité faibles par rapport à beaucoup de ses concurrents mondiaux et les tendances à long terme continuent de montrer que le secteur consomme moins d’énergie pour chaque unité de production économique.

Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le Règlement aidera le Canada à respecter l’engagement exprimé par le gouvernement qui consiste à réduire d’ici 2020 les émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport au niveau de 2005, qui a été inscrit dans l’Accord de Copenhague et qui est harmonisé avec l’objectif des États-Unis. Il permet également des réductions des émissions à plus long terme, ce qui contribue aux mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre prises à l’échelle mondiale. On ne s’attend à aucune répercussion sur les accords commerciaux internationaux et dans le cadre du marché intérieur le Règlement renforce les engagements importants qui ont déjà été pris par les provinces (en particulier, en Ontario et en Nouvelle-Écosse) afin de réduire les émissions provenant de la production d’électricité à partir du charbon.

De plus, le gouvernement du Canada a adopté une approche en matière de changements climatiques qui est de manière générale alignée sur celle des États-Unis. L’Environmental Protection Agency des États-Unis a récemment publié une norme de rendement relative aux gaz à effet de serre qui s’applique aux nouvelles centrales électriques. L’organisme a également mis en place un processus de délivrance de permis pour les nouvelles installations et les installations faisant l’objet de modifications qui permet d’établir des limites encore plus strictes. Enfin, bien que les exigences en matière de gaz à effet de serre des États-Unis ne tiennent pas compte des centrales électriques alimentées au charbon existantes, l’Environmental Protection Agency des États-Unis a établi pour ces groupes des exigences strictes pour les polluants atmosphériques.

2. Contexte

Le gouvernement a pris l’engagement, inscrit dans l’Accord de Copenhague, de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2020. Dans son discours du Trône de 2010, le gouvernement du Canada s’est engagé à continuer de prendre des mesures pour lutter contre les changements climatiques en devenant un chef de file mondial dans le domaine de la production d’électricité propre. Il a réitéré son soutien envers les projets liés à l’énergie propre dans son discours de 2011.

L’approche du gouvernement du Canada dans la lutte contre les changements climatiques consiste à suivre un plan réglementaire par secteurs pour réduire les émissions. Ce règlement, qui aborde la production d’électricité à partir du charbon, est un élément clé du plan. L’approche du gouvernement est conçue pour atteindre les objectifs environnementaux et économiques du Canada. Étant donné le caractère hautement intégré de l’économie nord-américaine, le gouvernement du Canada a suivi une approche visant à lutter contre les changements climatiques qui est de manière générale alignée sur celle des États-Unis.

Environnement Canada a d’abord annoncé son intention de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de l’électricité le 23 juin 2010. Le 27 août 2011, le gouvernement du Canada a publié un projet de règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. L’approche réglementaire proposée applique une norme de rendement stricte aux groupes nouveaux alimentés au charbon et aux groupes qui ont atteint la fin de leur vie utile. En même temps, elle tient compte des circonstances particulières de chaque province et de chaque groupe de l’industrie afin de maintenir la position concurrentielle du Canada tout en obtenant une réduction réelle des gaz à effet de serre.

La publication du projet de règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada a lancé une période de consultation publique de 60 jours. Plus de 5 000 commentaires ont été reçus au cours de cette période. Ceux-ci incluent les commentaires de 4 gouvernements provinciaux, 16 corporations de l’industrie électrique ou exploitants de système, 17 autres corporations industrielles ou associations et 6 organisations non gouvernementales. Les autres commentaires sont venus du public, surtout par l’utilisation de lettres types disponibles sur des sites Internet. À la lumière de ces commentaires et des discussions approfondies avec l’industrie et les provinces, certaines améliorations ont été mises en œuvre pour ce règlement. Ces améliorations fournissent une souplesse accrue à l’industrie, tout en respectant le cadre réglementaire de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada et en maintenant la contribution du Règlement aux cibles du Canada dans le cadre de l’Accord de Copenhague.

3. Enjeux/problèmes

Les gaz à effet de serre contribuent aux changements climatiques et la source la plus importante d’émissions anthropiques de ces gaz est la combustion de 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.

D’après les données sur les émissions de la dernière année qui sont disponibles 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 2010 étaient d’environ 6 % inférieures aux niveaux de 2005 (48 mégatonnes). En 2010, les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité ont contribué à environ 15 % (101 mégatonnes) de l’inventaire des émissions du Canada. La production d’électricité à partir du charbon, qui représente 15 % de la production totale d’électricité au Canada, était la cause de 77 mégatonnes d’émissions de gaz à effet de serre, soit environ 77 % des émissions totales du secteur de l’électricité.

L’industrie de l’électricité doit prendre des décisions importantes en ce qui concerne la rotation de son stock de capital et de nouveaux investissements importants sont inévitables dans les années à venir. Cependant, près des deux tiers des groupes de production d’électricité alimentés au charbon au Canada en 2010, soit 28, arrêteront leurs opérations d’ici 2025. 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 faibles émissions ou à émissions nulles et, en même temps, de faire en sorte que les décisions en matière d’investissement n’engendrent pas d’actifs délaissés à l’avenir. Par exemple, en l’absence d’un règlement, l’industrie risque de construire des groupes nouveaux standard alimentés au charbon pour remplacer ceux qui devront cesser leurs activités dans les années à venir et elle devra par conséquent faire face à des coûts bien plus élevés pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre dans le cadre de règlements éventuels futurs.

4. Objectifs

En ce qui concerne la lutte contre les changements climatiques, l’approche du gouvernement est fondée sur le principe qu’il faut améliorer le plus possible la performance environnementale tout en réduisant au minimum les conséquences économiques négatives. En 2005, les émissions totales de gaz à effet de serre au Canada ont atteint 740 mégatonnes, ce qui représente environ 2 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre. 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, un objectif qui est inscrit dans l’Accord de Copenhague et qui est harmonisé avec celui des États-Unis. Les politiques fédérales et provinciales à ce jour et l’incidence du Règlement en matière de production d’électricité à partir du charbon contribueront à 25 % des réductions qui sont nécessaires pour atteindre la cible du Canada de 2020.

Le gouvernement du Canada a également adopté une approche en matière de changements climatiques qui est de manière générale alignée sur celle des États-Unis. L’Environmental Protection Agency des États-Unis a mis en place des règles liées aux gaz à effet de serre et aux polluants atmosphériques qui, d’après les analystes de l’industrie, devraient entraîner la fermeture d’un nombre important des plus anciens groupes de production d’électricité alimentés au charbon (voir la section 11 pour plus de détails).

Pour obtenir des réductions des émissions provenant de la production d’électricité à l’appui de la cible du Canada, le gouvernement publie aujourd’hui le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon. L’objectif du Règlement est de veiller à une transition permanente des groupes de production d’électricité alimentés au charbon à fortes émissions à des groupes de production d’électricité à faibles émissions ou à émissions nulles, par exemple les énergies renouvelables, le gaz naturel à rendement élevé ou l’énergie thermique avec captage et séquestration de carbone.

5. Description

5.1 Le Règlement

Le Règlement, pris en vertu de la LCPE (1999), appliquera une norme de rendement pour les nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au charbon et les groupes qui ont atteint la fin de leur durée de vie utile. La norme de rendement du Règlement entrera en vigueur à compter du 1er juillet 2015. Cela permettra de veiller à ce qu’aucun groupe de production d’électricité alimenté au charbon et à fortes émissions ne sera construit au Canada.

En vertu du Règlement, la norme de rendement sera établie au niveau de l’intensité des émissions, en tenant compte de la technologie du cycle combiné pour la production au gaz naturel (un type de production au gaz naturel très efficace), et sera fixée à 420 tonnes de dioxyde de carbone (CO2) par gigawatt-heure (GWh). Cette norme permettra de traiter des émissions de CO2 provenant de la combustion du charbon, des dérivés du charbon (par exemple le gaz de synthèse), du coke de pétrole et de tous les carburants brûlés conjointement à tout carburant précédent, à l’exception de la biomasse.

Le Règlement ne porte que 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 nouveaux groupes et aux groupes de production d’électricité alimentés au charbon en fin de vie utile. En vertu du Règlement, les nouveaux groupes sont ceux qui commencent à produire de l’électricité à compter du 1er juillet 2015 ou après. Les groupes en fin de vie utile sont, en général, ceux qui ont atteint 50 années de production d’électricité à des fins commerciales. Cependant, à titre de mesure de transition, les groupes en fin de vie utile mis en fonction :

  • avant 1975 atteindront leur fin de vie utile après 50 ans d’exploitation ou à la fin de 2019, selon la date qui est antérieure à l’autre;
  • après 1974, mais avant 1986, atteindront leur fin de vie utile après 50 ans d’exploitation ou à la fin de 2029, selon la date qui est antérieure à l’autre.

Des mesures de souplesse 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 éléments suivants :

  • Les nouveaux groupes et les groupes en fin de vie utile pourront demander un report temporaire jusqu’au 1er janvier 2025 à partir 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 soumettre un rapport sur les progrès réalisés à l’égard de ces jalons.
  • Les groupes existants qui utilisent la technologie de captage et de séquestration du carbone avant de devoir respecter la norme de rendement pourront effectuer un report de deux ans de cette dernière à des groupes en fin de vie utile à titre de reconnaissance des mesures prises précocement.
  • Par l’intermédiaire de la disposition de substitution, les groupes existants qui cessent leurs activités ou qui se conforment tôt à la norme de rendement peuvent transférer un report à un groupe en fin de vie utile.
  • Une exemption du respect de la norme de rendement dans les situations d’urgence pourra être accordée lorsqu’il y a une interruption ou un grand risque d’interruption de l’approvisionnement en électricité.

Parmi les éléments de ce règlement décrits ci-dessus, les domaines notables suivants ont été révisés d’après les commentaires reçus après la publication de la proposition de règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada :

  • Le niveau de la norme de rendement a été rehaussé des 375 tonnes proposées de CO2/GWh à 420 tonnes/GWh.
  • La définition d’une vie utile a été revue pour y inclure une approche progressive basée sur la date de mise en fonction du groupe; précédemment, dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, cette définition comportait la prise en compte des accords d’achat d’énergie (AAE).
  • Les jalons réglementés pour le report du captage et séquestration de carbone sont désormais les mêmes pour les nouveaux groupes et les groupes en fin de vie utile.
  • Les groupes existants qui commencent le captage avant d’être tenus de le faire peuvent transférer six mois supplémentaires par rapport à ce qui était proposé dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada à un groupe en fin de vie utile à titre de reconnaissance des mesures prises précocement.
  • La disposition de substitution a été élargie pour reconnaître les groupes existants qui cessent leurs activités avant d’être soumis à la norme de rendement.

De plus, ce règlement n’exige plus que les entités réglementées produisent un rapport pour les deux années précédant le moment où le groupe atteindrait sa fin de vie utile et devrait respecter la norme de rendement. Cette modification réduit fortement le fardeau administratif de ce règlement, en particulier pour ces groupes qui ont l’intention de fermer avant que la norme de rendement s’applique à eux.

Dans son intégralité, le Règlement vise à :

  • exiger une norme de rendement stricte que doivent respecter les groupes, et qui encourage 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. Cela permettra également de réduire les coûts de mise en œuvre de la norme;
  • tirer parti des cycles existants de rotation du capital prévu afin de garantir que les nouveaux investissements ne bloquent pas les capitaux existants, aidant une fois de plus à minimiser les coûts;
  • limiter les coûts en les appliquant progressivement au fil du temps, en respectant le moment où les groupes atteignent leur fin de sa vie utile et lorsque les installations ont amorti leur investissement initial.

5.2 Secteur de l’électricité

Le Règlement se concentre sur la production d’électricité alimentée au charbon au Canada. Afin d’aider à comprendre la portée et les répercussions du 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 Règlement.

5.2.1 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 2010 était de 542 900 GWh, soit une baisse d’environ 2 % par rapport aux 556 500 GWh observés en 2005. En 2010, l’énergie hydroélectrique constituait 59 % de la totalité de l’électricité produite au Canada, suivie de l’énergie nucléaire (16 %), du charbon (15 %) et du gaz naturel (7 %), le reste (3 %) provenant des produits pétroliers raffinés, des autres combustibles et des autres sources telles que l’énergie éolienne et la bioénergie.

À l’échelle internationale, le Canada présente une intensité de gaz à effet de serre relativement faible concernant la production d’électricité, car environ 75 % de la production d’électricité proviennent de sources sans émissions (tableau 1). En comparaison, les États-Unis présentent une intensité bien plus élevée en raison de leur système principalement orienté vers les combustibles fossiles.

5.2.2 Tendances régionales — Production et source

Les tendances indiquées ci-dessous (voir référence 10) 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 2005 et 2010. Les sources d’électricité alimentées au charbon sont plus importantes en Alberta et en Saskatchewan à cause d’un accès facile aux ressources abondantes de charbon. L’hydroélectricité fournit la majorité de la production d’électricité dans les provinces du 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 316 500 GWh (59 %) de l’électricité du Canada en 2010. Elles sont suivies de l’Alberta (environ 57 200 GWh), de la Colombie-Britannique (environ 48 200 GWh) et de Terre-Neuve-et-Labrador (40 500 GWh).

Figure 1 : Production d’électricité par région et par source (2005 et 2010)

Charte #x2014; Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

La production générale d’électricité a diminué depuis 2005; cependant, cette production a augmenté depuis 2005 dans certaines provinces, telles que la Saskatchewan (3 %) avec une utilisation accrue du charbon et du gaz naturel, et le Québec (5 %) avec une production hydraulique, une biomasse et d’autres énergies renouvelables. Au Manitoba, une diminution de 9 % a coïncidé avec des réductions dans la production au charbon et hydraulique et des augmentations dans la production aux carburants renouvelables, tandis qu’en Ontario, une diminution de 4 % dans la production a coïncidé avec une intensification de la production d’énergie nucléaire et une augmentation importante de l’utilisation du gaz naturel et de la production d’autres énergies renouvelables. On a également constaté une réduction dans la production à partir du charbon, de produits pétroliers raffinés et dans la production hydraulique. En Colombie-Britannique, l’électricité produite a diminué de 11 %, ce qui a coïncidé avec une production hydraulique moins importante et avec une production au gaz naturel inférieure.

5.2.3 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 des exigences variables dans différentes régions du pays permettent d’importer et d’exporter l’électricité, 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 12 % entre 1989 et 2010, de 22 000 GWh à plus de 24 000 GWh, respectivement. Les importations en provenance des États-Unis ont diminué d’environ 37 % entre 1989 et 2010.

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

Charte — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

Au cours des dernières années, 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.

5.2.4 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 qu’elle fonctionne à plein rendement durant chaque heure, et ce, pendant l’année entière. La différence entre la production potentielle et la production réelle peut être due à de nombreux facteurs, notamment la disponibilité (ou l’absence) de précipitations et de 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, car l’énergie éolienne n’est pas permanente.

Tableau 1 : Production réelle c. production potentielle (en 2008)
(voir référence 11)

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 %
Énergie nucléaire 90 585 116 902 77 %
Charbon 104 580 139 631 75 %
Pétrole 7 220 68 199 11 %
Gaz 31 636 81 702 39 %
Total 611 699 1 079 347 57 %

5.2.5 Profil des centrales/groupes au charbon

Le tableau 2 montre la capacité installée des usines/groupes au charbon par province à partir de 2010. La part canadienne de la production d’électricité au charbon est la plus importante en Alberta (38 %), suivie de l’Ontario (37 %) (voir référence 12), de la Saskatchewan (11 %), de la Nouvelle-Écosse (8 %), du Nouveau-Brunswick (5 %) 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 2010, le charbon a contribué à la production d’électricité dans six provinces : l’Alberta (92 % de la production totale), la Nouvelle-Écosse (53 %), la Saskatchewan (63 %), le Nouveau-Brunswick (29 %), l’Ontario (9 %) et le Manitoba (< 1 %).

Tableau 2 : Capacité de production au charbon (en 2010) (voir référence 13)

Région Nombre de centrales 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
Alberta 7 18 6 305 38 %
Ontario 4 15 6 077 37 %
Saskatchewan 3 9 1 822 11 %
Manitoba 1 1 97 1 %
Nouvelle-Écosse 4 8 1 288 8 %
Nouveau-Brunswick 3 3 891 5 %
Total 22 54 16 481 100 %

La majorité de la capacité de production de l’électricité au charbon au Canada est désuète et se rapproche de sa fin de vie utile. Par conséquent, le sous-secteur de production d’électricité au charbon devrait subir une transition importante au cours des prochaines décennies. Le modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC) d’Environnement Canada prévoit que 67 % de la capacité totale de production au charbon s’arrêtera d’ici 2030. Plus précisément :

  • — de 2010 à 2025, 28 groupes (51 % du total) devraient arrêter toute opération;
  • — d’ici 2030, 9 autres groupes (67 % cumulatifs);
  • — d’ici 2040, 8 autres groupes (82 % cumulatifs) (voir référence 14), (voir référence 15).

Alberta

Le parc de groupes de production d’électricité au charbon de l’Alberta est relativement vieux, avec 13 des 18 groupes présents en 2010 devant arrêter toute opération d’ici 2035. 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 pour les installations en 2003-2005 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 en 2010 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 fait partie de l’engagement de l’Ontario de lutter contre les changements climatiques. En fait, à la suite de la décision de l’Ontario d’éliminer progressivement la production d’électricité au charbon, les émissions en Ontario devraient diminuer considérablement au cours de la période 2005-2015. Les estimations générées par le modèle énergie-émissions-économie du Canada sont de l’ordre de 22 Mt à 33 Mt de CO2 selon le moment de mise hors service.

Saskatchewan

La capacité de production au charbon de la Saskatchewan est vieillissante, avec quatre groupes sur neuf qui devraient arrêter toute opération d’ici 2035. À la suite de récentes consultations, SaskPower a indiqué son intention de fermer deux de ses groupes au charbon à court terme (Boundary Dam, groupes 1 et 2) et le gouvernement de la Saskatchewan a annoncé le 26 avril 2011 qu’il a approuvé la reconstruction du groupe 3 de Boundary Dam avec un système intégré de captage et de séquestration du carbone (voir référence 16). Il s’agit de la première installation commerciale de stockage et de captage du carbone entièrement intégrée au monde. Cette installation est un projet de démonstration entre l’industrie, le gouvernement fédéral et les gouvernements provinciaux afin de déterminer le rendement technique, économique et environnemental du captage et de la séquestration du carbone (voir référence 17).

Nouvelle-Écosse

Parmi les huit groupes que la Nouvelle-Écosse possède, un fermera d’ici 2020 et le reste fermera d’ici 2030, à l’exception de deux groupes. Par son plan d’action sur les changements climatiques (2009) et la stratégie énergétique de 2009, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse s’engage à entreprendre une transition harmonieuse du charbon polluant vers des sources d’énergie plus propres et plus durables. À la suite de ces mesures, le plan de l’électricité renouvelable de 2010 de la Nouvelle-Écosse détaille les exigences pour l’obtention de 25 % de l’électricité des énergies renouvelables d’ici 2015 et propose d’augmenter ce taux à 40 % d’ici 2020. Des règlements ont également été adoptés pour limiter les émissions provenant des producteurs d’électricité dans la province. Cela entraînera une réduction de l’utilisation des combustibles fossiles (principalement du charbon et du coke de pétrole).

Le gouvernement du Canada et la province de la Nouvelle-Écosse ont annoncé qu’ils sont en train d’élaborer un accord d’équivalence afin de veiller à ce que l’industrie ne fasse pas face à deux ensembles de règlements et pour permettre à la province de parvenir à des niveaux d’émissions équivalents à la norme fédérale d’une façon appropriée à son contexte particulier.

Nouveau-Brunswick

Le Nouveau-Brunswick avait trois groupes de production d’électricité alimentés au charbon en 2010, dont deux qui devraient arrêter toute opération avant 2035, et un qui devrait fermer d’ici 2039.

Manitoba

Le Manitoba possède seulement un groupe de production d’électricité alimenté au charbon qui devrait arrêter toute opération d’ici 2030. 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 un soutien du capital pour les industries dépendant du charbon en vue de se convertir à des énergies plus propres ainsi qu’à l’utilisation de la biomasse comme une solution de remplacement du charbon.

5.2.6 Consommateurs d’électricité

Les principaux consommateurs d’électricité sont présentés dans le tableau 3. Les plus importants secteurs sont le secteur industriel (voir référence 18) (37 %), suivis du secteur résidentiel (32 %) et du secteur commercial (26 %). Seule une petite proportion d’électricité (5 %) est consommée par l’administration publique, les secteurs de l’agriculture et des transports.

Tableau 3 : Consommation d’électricité au Canada de 1990 à 2009
(TWh(voir référence 19)) (voir référence 20)

Secteur Sous-secteur 1990 1995 2000 2005 2008 2009
Industriel Sidérurgie 8,3 8,3 10,3 10,7 8,7 6,5
Produits chimiques 18,2 19,3 19,2 19,5 14,7 12,2
Raffinage du pétrole 5,7 4,9 5,4 6,6 6,2 5,7
Aluminium et métaux non ferreux 37,0 47,5 50,9 59,7 52,9 51,3
Exploitation minière et extraction de pétrole et de gaz 28,8 31,6 33,5 37,4 32,1 28,2
Autres secteurs manufacturiers 34,2 35,3 42,3 41,1 42,6 43,0
Pâtes, papiers et impression 48,8 55,9 61,6 61,7 45,3 37,2
Ciment 1,9 1,9 2,0 2,0 2,0 1,4
Total du sous-secteur industriel 182,9 204,7 225,2 238,7 204,5 185,5
Résidentiel 129,8 131,6 138,2 151,0 159,5 160,3
Commercial et institutionnel 95,6 103,6 112,1 121,0 136,9 131,7
Autres (comprend les secteurs des transports, de l’agriculture et de l’administration publique) 24,6 26,6 27,8 28,5 27,3 26,0
Total à l’échelle nationale 432,9 466,5 503,3 539,2 528,2 503,5

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 deux des huit 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 des répercussions sur la consommation d’électricité industrielle. Plus récemment, sept des huit sous-secteurs 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 « 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.

Influencée par l’augmentation de la production des sables bitumineux, la capacité industrielle de cogénération devrait augmenter pour passer de 5 990 MW en 2010 à 7 322 MW en 2035. La capacité industrielle de cogénération devrait augmenter environ au même taux moyen que la capacité nationale totale.

Secteur résidentiel

Le secteur résidentiel est un gros consommateur d’électricité, avec la demande ayant augmenté de 24 % de 1990 à 2009 (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 23 % de 1990 à 2009 (dernière année pour laquelle des données sont disponibles) et de 16 % de 2000 à 2009 uniquement. La croissance de la demande en électricité résidentielle a été de faible à modérée au cours de la récession du début des années 1990, mais la consommation a fortement augmenté après 1999. 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. En raison des améliorations apportées aux immeubles, aux normes d’équipement et aux intensités énergétiques, les logements unifamiliaux et plurifamiliaux devraient connaître une amélioration de l’intensité énergétique de 11 % et de 13 %, respectivement, au cours de la période de prévision.

Secteur commercial

De 1990 à 2009, la consommation d’électricité par le secteur commercial a connu une croissance de 38 % (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 des surfaces commerciales, ce qui a entraîné le chauffage et la climatisation de grandes étendues, tandis que les ordinateurs, les imprimantes et d’autres appareils électriques sont devenus courants. La croissance de la demande en électricité était particulièrement forte au cours des dernières années dans le secteur commercial.

5.2.7 Structure du marché de l’électricité

Les marchés de l’électricité du Canada se sont principalement développés le long des frontières provinciales ou régionales, et l’établissement des prix de l’électricité varie selon la province ou le territoire en fonction du volume et du type de production disponibles et si les prix sont axés sur le marché ou réglementés. Les prix de la plupart des provinces et des territoires sont fixés par un organisme de réglementation de l’électricité pour couvrir les coûts et assurer aux investisseurs un taux de retour raisonnable; toutefois, l’Alberta et l’Ontario ont procédé à une restructuration de leurs marchés de l’électricité.

L’Alberta a le plus avancé dans sa restructuration du marché de l’électricité pour s’orienter vers la tarification basée sur le marché (les clients de vente au détail ont le choix d’acheter l’électricité à des prix concurrentiels de vendeurs tiers ou aux prix réglementés par l’entremise des services publics de distribution locale). Le prix de l’électricité sur le marché de gros concurrentiel est déterminé par le cours vendeur du dernier groupe de production d’électricité nécessaire pour assurer l’approvisionnement en électricité exigé dans la province. Les contrôleurs de systèmes observent toutes les offres des producteurs au consortium d’électricité et les comparent du cours vendeur le plus bas au cours vendeur le plus haut, jusqu’à ce que l’approvisionnement réponde à la demande provinciale. La majorité des groupes alimentés au charbon ont conclu des « accords d’achat d’électricité » qui établissent les modalités jusqu’à l’année 2020 pour la production électrique des centrales. Le propriétaire de « l’accord d’achat d’électricité » paie au propriétaire du groupe un prix fixe, puis vend au marché de détail l’électricité au prix à la puissance déterminée par le consortium d’électricité.

L’Ontario a partiellement restructuré son marché de l’électricité en 2002. Les prix de gros concurrentiels s’appliquent aux plus grands consommateurs d’électricité (ce marché fonctionne de la même façon que le marché de gros de l’Alberta). Cependant, après la restructuration, la législation a été établie pour imposer des prix fixes aux consommateurs de faibles volumes (par exemple les consommateurs résidentiels), ce qui a donné un marché qui n’est pas entièrement concurrentiel.

5.2.8 Captage et séquestration du carbone

Le Canada abrite l’un des premiers projets au monde, et encore aujourd’hui l’un des plus importants, de démonstration de captage et séquestration de carbone à Weyburn, en Saskatchewan. En utilisant le CO2 pour accroître la production de pétrole à partir des réservoirs épuisés de pétrole à Weyburn et Midale (Saskatchewan), ce projet commercial a réussi à démontrer le stockage souterrain et sécuritaire des émissions de CO2 — plus de 16 Mt de CO2 ont été injectées depuis le début du projet. Ce projet sert aussi à titre de laboratoire sur le terrain pour un projet de recherche concertée à l’échelle internationale, lancé en 2000, avec pour objectif l’élaboration et la mise en œuvre efficace et fiable des méthodes de mesure, de surveillance et de vérification du CO2. En tant que membre fondateur de cette initiative, le gouvernement fédéral, tout comme de nombreux partenaires des secteurs public et privé, a été un collaborateur clé.

En avril 2011, SaskPower a annoncé officiellement l’incorporation de la technologie de captage et de stockage à l’un de ses groupes alimentés au charbon. Le projet de démonstration sur le captage et séquestration de carbone de Boundary Dam, un partenariat conclu entre le gouvernement du Canada, le gouvernement de la Saskatchewan, SaskPower et le secteur privé, se penchera sur les avantages économiques, techniques et environnementaux du captage et de la séquestration du carbone. Le projet fera partie des premières installations commerciales de captage et séquestration de carbone post-combustion au monde. Le CO2 capté devrait être utilisé pour la récupération améliorée du pétrole, tandis que le SO2 devrait être utilisé dans la production d’acide sulfurique et d’autres produits.

6. 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 d’importantes mesures nationales, continentales et internationales, y compris l’introduction d’un nouveau règlement sur la production d’électricité à partir du charbon.

Le Règlement visant à lutter contre les émissions de dioxyde de carbone (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 pourront pas fournir ni l’assurance de la réduction des émissions significatives provenant de ce secteur, ni le niveau de certitude nécessaire pour appuyer les investissements de l’industrie.

Dans le 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 concernant l’atteinte d’un objectif environnemental de manière rentable 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 réduction pour chaque installation 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 d’électricité au Canada, aucune de ces conditions n’est remplie de manière à offrir un système de plafonnement et d’échange exclusivement pour la production d’électricité qui constitue une option viable. Le réseau électrique canadien est déjà l’un des moins émetteurs au monde, avec une production au charbon représentant 15 % environ de l’électricité totale produite. Cela signifie que le système de plafonnement et d’échange pour l’électricité ne viserait que 45 groupes sur l’ensemble des groupes de production au charbon du pays (en 2012), 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. La fluctuation des prix du carbone ajoute à l’incertitude des investisseurs et des consommateurs. 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 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 assurera 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 que le 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. L’utilisation d’une norme de rendement qui ne précise pas le combustible ou la technologie à utiliser augmente la possibilité de réponse novatrice.

Ainsi, le 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 afin de mieux contrôler les coûts 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 l’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 pourra atteindre plusieurs objectifs économiques et environnementaux pendant des décennies en apportant un environnement réglementaire aux investisseurs, aux services publics et aux consommateurs d’électricité, ce qui engendrerait des réductions en matière d’émissions de dioxyde de carbone (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. Cette approche réglementaire permettra d’éviter la persistance de l’infrastructure électrique polluante ayant une longue durée de vie qui augmenterait les coûts liés à la réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada à l’avenir.

7. Avantages et coûts

Plusieurs changements notables ont été intégrés dans l’analyse coûts-avantages depuis la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada afin de tenir compte des commentaires reçus et d’intégrer de nouvelles données. Avec l’incorporation des modifications de politiques dans le règlement proposé dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, les consultations avec des représentants des gouvernements provinciaux, territoriaux et de l’industrie ont donné lieu à d’importants ajustements des paramètres qui sous-tendent les prévisions pour les scénarios de maintien du statu quo (MSQ) et de réglementation, et de nouvelles données, telles que la mise à jour des coûts en capital et des prix du carburant, ont été intégrées dans l’analyse coûts-avantages.

Les représentants de la Saskatchewan ont indiqué que les services publics provinciaux ont l’intention de mettre en œuvre la technologie de captage et de séquestration de carbone en réponse à la norme de rendement réglementée. Lorsque le CO2 capté est utilisé pour la récupération améliorée du pétrole, il génère des avantages supplémentaires en raison de l’augmentation de la production de pétrole. L’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada a supposé que la nouvelle capacité au gaz naturel, l’augmentation des taux d’utilisation des groupes existants et la hausse des importations nettes ont été les moyens les plus efficaces pour satisfaire à la norme dans toutes les provinces.

Les consultations avec les représentants du gouvernement de la Nouvelle-Écosse ont donné lieu à l’inclusion d’un mandat en énergie renouvelable à 40 %, réglementé à l’échelle de la province, ainsi qu’à l’augmentation des répercussions sur les programmes de gestion axée sur la demande. La Partie Ⅰ de la Gazette du Canada a intégré un mandat en énergie renouvelable à 20 %, comme il s’agissait du seul programme en énergie renouvelable prévu par la loi à l’époque.

Les représentants de l’Alberta ont été en mesure de donner un aperçu supplémentaire et des détails sur la structure de leur marché unique, permettant ainsi au modèle énergie-émissions-économies du Canada de mieux saisir la façon dont leur système concurrentiel pourrait interagir avec le Règlement. De plus grandes répercussions sur les prix se sont fait sentir, ce qui a eu une incidence sur le système de demande et de réponse, et a causé une diminution progressive plus importante de la demande d’électricité par rapport à la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada.

L’objectif de l’analyse coûts-avantages de cette section est de décrire les principales modifications apportées à la politique et à la modélisation et de présenter les répercussions attendues découlant de la version révisée de l’analyse. Les répercussions sont hautement concentrées en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse. Par conséquent, ces provinces sont le point central de la section de l’analyse coûts-avantages.

Résumé

Le Règlement permettra d’assurer une transition permanente vers des types de production d’électricité à émissions plus faibles ou nulles, qui auront des répercussions importantes sur de nombreux intervenants. Il est estimé que durant une période de 21 ans, 6 820 MW de capacité de production d’électricité au charbon seront mis hors service ou évités grâce au Règlement, la plupart de la capacité mise hors service et évitée se produisant en Alberta (74 %), suivie par la Nouvelle-Écosse (14 %) et la Saskatchewan (11 %). En même temps, il est estimé que 3 513 MW de capacité au gaz naturel seront progressivement ajoutés d’ici 2035, la plupart ayant lieu en Alberta.

Les propriétaires et les exploitants des installations de production d’électricité peuvent répondre au Règlement de plusieurs manières. Selon la modélisation économique du Règlement d’Environnement Canada, la majorité de la capacité de production au charbon mise hors service est remplacée par la production au gaz naturel, tandis que trois groupes au charbon devraient utiliser la technologie de captage et de séquestration du carbone. Le reste de la production provient de l’augmentation de la production des groupes existants ou d’une combinaison de la hausse des importations et de la diminution des exportations vers et depuis les États-Unis. Chacune de ces solutions de rechange impose des coûts au secteur de l’électricité, qui devraient à leur tour être transmis en grande partie aux consommateurs sous forme de prix de l’électricité plus élevés, ce qui entraînera une réduction de la demande en électricité.

L’incorporation de la production alimentée au gaz naturel et de la technologie de captage et de séquestration du carbone se traduit par des avantages significatifs pour la santé des Canadiens et l’environnement sous la forme d’une réduction des émissions de gaz à effet de serre et des principaux contaminants atmosphériques (PCA). Avec la mise en place du captage et de la séquestration du carbone, le CO2 capté peut être utilisé pour la récupération assistée des hydrocarbures (RAH), ce qui augmente la quantité de pétrole pouvant être récupérée à partir de puits tout en stockant de façon permanente le CO2 sous terre. Dans l’ensemble, les avantages estimés du Règlement dépassent largement les coûts estimatifs. Une liste des répercussions quantifiées et monétisées est présentée dans le tableau 4.

En résumé, la valeur actualisée nette du Règlement en 2015 au cours de la période d’étude est estimée à 7,3 milliards de dollars. La valeur actuelle des avantages est estimée à 23,3 milliards de dollars, en grande partie en raison des coûts évités en matière de changements climatiques (5,6 milliards de dollars), des coûts de production évités (7,2 milliards de dollars), des avantages pour la santé provenant de la réduction de l’exposition au smog (4,2 milliards de dollars) et des extraits de pétrole supplémentaires par la récupération assistée du pétrole (6,1 milliards de dollars). La valeur actuelle des coûts est estimée à 16,1 milliards de dollars, principalement en raison de l’augmentation des achats de gaz naturel (8,0 milliards de dollars), des coûts pour l’extraction de pétrole par la récupération du pétrole améliorée (1,3 milliard de dollars), de la diminution des exportations (0,3 milliard de dollars) et du nouveau capital (1,9 milliard de dollars).

Contrairement à l’analyse dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, la valeur actualisée nette du Règlement a considérablement augmenté pour passer de 1,5 milliard de dollars à 7,3 milliards de dollars. Cette augmentation est en grande partie attribuable à la période couverte par l’analyse qui a été prolongée de 2015-2030 à 2015-2035 afin de saisir adéquatement les répercussions à plus long terme du Règlement, et l’inclusion des coûts et avantages liés à la technologie de captage et de séquestration du carbone et à la récupération du pétrole améliorée.

Tableau 4 : Avantages et coûts monétaires du Règlement

Avantages Coûts
  • Coûts de production évités
  • Récupération assistée des hydrocarbures
  • 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(voir référence 21)
  • Augmentation des coûts de production
  • Nouveau capital
  • Combustible
  • Unité variable
    (fonctionnement et entretien(voir référence 22))
  • Unité fixe (fonctionnement et entretien)
  • Augmentation des coûts d’extraction
  • Augmentation des gaz à effet de serre et principaux contaminants atmosphériques issus de l’extraction
  • Mise hors service d’unités de production d’électricité au charbon désuètes
  • Augmentation des importations de l’étranger
  • Diminution des exportations à l’étranger
  • Coûts pour le gouvernement

7.1 Cadre d’analyse

L’approche standard en matière d’analyse coûts-avantages est de déterminer, quantifier et monétiser les coûts et les avantages supplémentaires du Règlement. Dans cette analyse, les impacts différentiels ont été estimés en termes monétaires dans la mesure du possible et sont exprimés en dollars canadiens de l’année 2010, sauf en cas d’indication contraire. Lorsque cela n’était pas possible, en raison du manque de données appropriées ou des difficultés liées à l’évaluation de certaines composantes, les impacts différentiels étaient évalués en termes qualitatifs. Enfin, il faut noter que les chiffres et les pourcentages tels qu’ils sont présentés dans les tableaux ne sont peut-être pas entièrement cohérents en raison de l’arrondissement des chiffres.

Le cadre de l’analyse coûts-avantages appliqué à la présente étude comprend les éléments suivants :

7.1.1 Portée de l’analyse

L’analyse coûts-avantages présentée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada a étudié les effets du déplacement de la production d’électricité au charbon à partir de la nouvelle capacité de gaz naturel et d’une utilisation accrue des groupes existants et les changements dans les flux des échanges commerciaux. À ce titre, la portée de l’analyse a été limitée aux secteurs de l’électricité et du charbon. En vue d’examiner l’incidence du projet de règlement sur le prix du gaz naturel, Environnement Canada a commandé un rapport de Ziff Energy (section 7.7.2).

Au cours d’un processus de consultation complet après la publication de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, les représentants de la Saskatchewan, qui, si l’on tient compte des avantages pour l’environnement et le développement économique, indiquent que, en vertu du Règlement, SaskPower pourrait employer la technologie de captage et de séquestration de carbone pour respecter la norme de rendement. Les avantages à utiliser la technologie de captage et de séquestration de carbone en Saskatchewan comprennent la prolongation de la durée de vie des groupes alimentés au charbon, l’utilisation prolongée d’un carburant à faible coût et naturellement abondant d’une manière durable sur le plan environnemental, la préservation du secteur traditionnel du charbon de la province et l’extraction du pétrole difficile à récupérer. Les coûts de l’utilisation élargie du captage et de séquestration de carbone devraient se traduire par des coûts importants pour que les installations à mettre à niveau respectent les normes de captage et de séquestration de carbone, et par des prix de l’électricité plus élevés pour les consommateurs d’électricité de la Saskatchewan par rapport au scénario de maintien du statu quo.

La décision de répondre au Règlement par une utilisation élargie du charbon et du captage et séquestration de carbone a entraîné des coûts supplémentaires et des répercussions sur les prix supérieurs à ce qui avait été pris en compte dans l’analyse de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. Les principaux avantages de la production d’électricité par l’entremise des groupes alimentés au charbon et équipés de la technologie de captage et séquestration de carbone sont la réduction des émissions de CO2 et l’augmentation de la productivité d’extraction de pétrole. Pour rendre compte des effets de récupération assistée du pétrole, l’analyse a été élargie afin d’inclure le secteur de l’extraction du pétrole.

7.1.2 Calendrier d’analyse

En raison de la nouvelle définition de la fin de vie utile (voir référence 23), tel qu’il est décrit à la section 5.1, les dates de retrait réglementé pour plusieurs groupes alimentés au charbon ont été reportées. Afin d’assurer la cohérence avec la nouvelle définition de la fin de vie et de présenter une analyse qui parvienne à saisir les coûts et avantages à plus long terme, la période d’étude est passée de 16 ans (2015-2030) à 21 ans (2015-2035). Cette décision répond également à un commentaire de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada qui mentionnait que le calendrier analytique était trop court. La première année de l’analyse est 2015, quand le Règlement entrera en vigueur.

7.1.3 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. Cette interprétation est cohérente avec les lignes directrices de l’analyse coûts-avantages du Secrétariat du Conseil du Trésor et a été utilisée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. Cette interprétation est cohérente avec les taux d’actualisation utilisés pour des mesures concernant les gaz à effet de serre au Canada, ainsi que ceux utilisés par l’Environmental Protection Agency des États-Unis. Les coûts et avantages ont été actualisés pour établir 2015 comme année de référence, la première année de l’entrée en vigueur du Règlement. Une analyse de sensibilité du taux d’actualisation a également été réalisée dans le but d’évaluer la solidité des résultats.

7.1.4 Impact différentiel

Les impacts sont analysés en termes de changements différentiels par rapport aux émissions, coûts et avantages réalisés par les intervenants et la société canadienne. Les impacts différentiels ont été déterminés en comparant deux scénarios : un scénario du maintien du statu quo et un scénario réglementaire. Les deux scénarios sont présentés en détail ci-dessous.

Il est important de noter que l’analyse présentée ci-dessous pour les scénarios du maintien du statu quo et réglementaire sont effectués à l’aide des résultats de modélisation du modèle énergie-émissions-économie du Canada. Bien qu’ils soient fondés sur les meilleurs renseignements disponibles à l’heure actuelle, ces résultats présentent l’un des scénarios possibles qui, comme toutes les prévisions à long terme, font l’objet d’incertitudes importantes concernant des prévisions précises, par exemple à propos de groupes nouveaux spécifiques, de désaffectations ou d’autres données et hypothèses.

7.1.5 Scénario de maintien du statu quo

Le maintien du statu quo définit ce à quoi le secteur de l’électricité devrait ressembler à l’avenir sans le Règlement. Ce scénario a été établi pour l’analyse dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada (maintien du statu quo de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada) en intégrant les politiques fédérales (voir référence 24) ou provinciales (voir référence 25) préexistantes, y compris l’élimination progressive du charbon en Ontario, tel qu’il est décrit dans la section 5.2.5, les facteurs démographiques et économiques qui ont une incidence sur le marché de l’électricité, comme la croissance démographique et l’aménagement de logements et les décisions privées pour créer un nouveau groupe ou retirer un groupe en fin de vie utile, etc.

Depuis la publication de l’analyse dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, plusieurs changements ont été apportés au scénario de maintien du statu quo pour tenir compte des commentaires reçus et pour intégrer de nouvelles données. Les changements notables de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada incluent de nouveaux renseignements sur la fermeture d’un groupe et sur les décisions relatives à son remplacement :

  • Deux groupes de Sundance ont été fermés en 2011 et, par conséquent, ne sont plus inclus dans l’analyse. Ces groupes avaient déjà été inclus dans le maintien du statu quo de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada et ont été touchés par le projet de règlement.
  • H. R. Milner devait être mise hors service en 2014 selon le maintien du statu quo et, par conséquent, n’est pas touchée par le projet de règlement. Dans cette version révisée de l’analyse, cette usine est incluse dans le maintien du statu quo et touchée par le Règlement.
  • On a supposé que Coleson Cove continuait de fonctionner pendant une période indéfinie dans le maintien du statu quo de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. Dans le maintien du statu quo de la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada, ce groupe sera mis hors service en 2031, tandis qu’en vertu du Règlement, il sera mis hors service un an plus tôt.
  • La cible d’énergie renouvelable de la Nouvelle-Écosse est de 40 % d’ici à 2020 et les plans de gestion axée sur la demande sont maintenant entièrement intégrés. Tous les détails concernant ces mesures n’étaient pas disponibles au moment de la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. L’analyse comprend désormais des exportations de l’installation de Muskrat Falls, qui fait partie du projet du cours inférieur du fleuve Churchill, vers la Nouvelle-Écosse par l’entremise d’un lien entre la province de Terre-Neuve-et-Labrador.
  • La croissance démographique prévue en Nouvelle-Écosse et la demande en électricité industrielle de l’Alberta ont été révisées à la suite de consultations avec les fonctionnaires provinciaux.
  • Keephills 3 a été modélisée pour utiliser la technologie de captage et de séquestration de carbone (Projet Pioneer) dans le maintien du statu quo de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. L’analyse publiée dans la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada exclut le Projet Pioneer en raison de la récente annonce de l’annulation du projet.

Les groupes mis hors service et les nouveaux groupes au charbon et au gaz sont présentés ci-dessous selon le maintien du statu quo pour la version révisée de l’analyse.

Mises hors service des groupes de production d’électricité alimentés au charbon, nouveaux groupes et groupes remis à neuf

Le tableau 5 présente les mises hors service (fermetures) de groupes au charbon selon le scénario de maintien du statu quo. Toutes les mises hors service, à l’exception d’une au Nouveau-Brunswick, auront lieu d’ici 2015. Dans l’ensemble, 7 520 MW de capacité et 22 groupes sont mis hors service, en grande partie à la suite de l’élimination progressive du charbon en Ontario, qui représente 6 077 MW et 15 groupes sur les 22 groupes mis hors service, selon le maintien du statu quo (voir référence 26). Au total, 45 % de la capacité totale au charbon à compter de 2010 devraient être mis hors service d’ici 2031.

Tableau 5 : Mises hors service de groupes alimentés au charbon dans le scénario de maintien du statu quo

Région Groupes Années de mise hors service (voir référence 27) Capacité
au charbon mise hors service (MW)
Capacité
au charbon en 2010 (MW)
Capacité canadienne mise hors service en 2010
Alberta 3 2011 00 6 305 5 %
Ontario 15 2011 6 077 6 077 37 %
2013
2015
Saskatchewan 2 2014 132 1 822 1 %
Nouvelle-Écosse       1 288 0 %
Nouveau-Brunswick 2 2011 2031 411 891 2 %
Manitoba       97 0 %
Total 22 - 7 520 16 481 46 %

Avec près de 50 % de la capacité d’alimentation au charbon mise hors service, la construction de centrales alimentées au charbon et au gaz naturel est nécessaire pour répondre à la demande d’électricité. Dans l’ensemble, 2 534 MW de la nouvelle capacité au charbon devraient être construits ou remis à neuf — trois nouveaux groupes annoncés par l’industrie (pour un total de 1 219 MW) et trois groupes qui devraient être construits selon le modèle énergie-émissions-économie du Canada (pour un total de 1 200 MW) en Alberta (voir référence 28) et un groupe reconstruit en Saskatchewan (115 MW) (voir référence 29). Deux des groupes nouveaux (c’est-à-dire Swan Hills et Boundary Dam 3) sont modélisés pour utiliser la technologie de captage et de séquestration de carbone pour être conformes aux récentes annonces. De plus, 13 541 MW (voir référence 30) en capacité supplémentaire nette au gaz naturel devraient être construits d’ici 2035. Ces ajouts auront principalement lieu en Ontario (6 502 MW), en Alberta (6 543 MW) et en Saskatchewan (1 727 MW), tandis que la Nouvelle-Écosse et le Manitoba ajoutent 52 MW et 550 MW de capacité de production, respectivement (voir référence 31).

Pour d’autres groupes, on suppose qu’ils ne sont pas mis hors service automatiquement au terme de leur vie utile, mais plutôt remis en état à un coût estimatif d’environ 395 $/kW (voir référence 32) (non actualisés) et qu’ils continuent à produire de l’électricité selon l’option du coût le plus faible pendant 25 autres années.

7.1.6 Scénario dans le contexte de la réglementation

Le scénario réglementaire établit ce à quoi le secteur de l’électricité devrait ressembler avec la mise en œuvre du Règlement. Pour la publication de l’analyse dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, le modèle E3MC a été utilisé pour évaluer les répercussions du projet de règlement, qui exige que les propriétaires et les exploitants respectent une norme de rendement de 375 tonnes de CO2/GWh. À la suite d’un processus de consultation approfondie et pour répondre aux préoccupations soulevées par les intervenants, la norme de rendement relative aux émissions a augmenté pour passer de 375 tonnes par GWh à 420 tonnes de CO2/GWh. La définition de la fin de vie utile a également été révisée en vue d’atténuer les répercussions, comme le décrit la section 5.1.

On s’attend à ce que les entreprises de services publics, qu’elles soient privées ou appartenant à l’État, décident de mettre en œuvre l’option de conformité qui maximise leurs bénéfices nets et qui réponde à leurs objectifs, qu’ils soient sociaux ou privés, dans le respect de la norme de rendement. Les réponses à la norme de rendement comprennent la nouvelle capacité au gaz naturel, une augmentation de l’utilisation des groupes existants et la mise en œuvre du captage et séquestration de carbone. Comme le montre la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, la nouvelle capacité au gaz naturel et l’augmentation des taux d’utilisation des groupes existants ont été les moyens les plus efficaces pour satisfaire à la norme pour toutes les provinces.

Toutefois, à la suite de la publication de l’analyse dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, les représentants de la Saskatchewan ont indiqué qu’à long terme, le captage et la séquestration du carbone sont le moyen le plus efficace d’assurer la conformité en prenant en considération les répercussions potentielles du Règlement sur le secteur traditionnel de l’extraction du charbon. De plus, ils offrent la possibilité d’obtenir des avantages issus de la récupération assistée du pétrole en utilisant le CO2 capté. Par conséquent, la version révisée de l’analyse suppose que les groupes 4, 5 et 6 de Boundary Dam continuent à fonctionner avec le captage et la séquestration du carbone dans le cadre du scénario réglementaire. Dans l’analyse de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, on suppose que les groupes 4, 5 et 6 de Boundary Dam seront mis hors service en raison du projet de règlement.

La mise en œuvre du captage et de la séquestration de carbone comporte des coûts en capital significatifs. Par exemple, tel qu’il est présenté dans l’article « EOR, An Opportunity for Alberta » (« Récupération assistée du pétrole, une occasion pour l’Alberta ») de l’Alberta Economic Development Agency (l’agence de développement économique de l’Alberta), janvier 2009, le coût du captage et de la séquestration est estimé à environ 80 $/tonne au cours des premières années. Une partie de ce coût peut être récupérée en vendant le CO2 aux fins d’utilisation dans la récupération assistée du pétrole. Cependant, lorsqu’on tient compte de l’économie de récupération assistée du pétrole, le coût du CO2 doit être de l’ordre d’environ 20 $/tonne à 40 $/tonne pour qu’un projet de récupération assistée du pétrole soit viable. Cela donne toujours un coût net allant de 40 $/tonne à 60 $/tonne (voir référence 33). Dans le cadre du Règlement, du point de vue de la société, l’utilisation du captage et séquestration de carbone pour capter les émissions de CO2 entraînerait l’utilisation continue de ressources localement abondantes de charbon, permettrait le maintien d’emploi dans les centrales alimentées au charbon et les mines de charbon, l’augmentation de la production de pétrole et la création d’emplois et autres débouchés économiques (par exemple les fournisseurs canadiens de ces projets pourraient être bien placés pour exporter leurs technologies dans le reste du monde). La collecte de recettes issues du CO2, des redevances, de l’impôt sur le revenu des particuliers et des sociétés, tout cela grâce à l’augmentation de l’activité économique issue de la mise en œuvre du captage et de la séquestration de carbone, et le prix de l’électricité plus élevé, permet de combler l’écart du coût net par tonne du déploiement du captage et de la séquestration de carbone du point de vue de la province.

La portée de l’analyse a été élargie afin d’inclure les coûts et les avantages de l’augmentation de l’extraction du pétrole. Dans le cadre de l’estimation des coûts et des avantages, les hypothèses suivantes sont posées :

  • Les coûts de récupération assistée du pétrole sont de 6 $/baril de pétrole produit pour les immobilisations, de 9 $/baril pour le fonctionnement et l’entretien, de 9,60 $/baril pour les coûts de recyclage du CO2 (voir référence 34).
  • On présume que les émissions de gaz à effet de serre devraient augmenter selon la valeur moyenne des émissions par baril de production classique du pétrole au Canada.
  • Selon le scénario de la valeur médiane, le pétrole a été évalué au prix de West Texas Intermediate (WTI) prévu par le modèle E3MC, qui est fondé sur les prévisions de l’Office national de l’énergie (ONE).
  • L’utilisation d’une tonne de CO2 pour la récupération assistée du pétrole donne une production de trois barils supplémentaires de pétrole (voir référence 35).

Mises hors service de centrales alimentées au charbon et options de souplesse en matière de conformité

Selon le scénario réglementaire modélisé, les centrales au charbon sont mises hors service (ferment) à la fin de leur vie utile ou continuent à fonctionner si elles ont recours au captage et à la séquestration de 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 Règlement, elles ont été représentées dans l’analyse comme suit :

  • Substitution : Cette souplesse a été modélisée pour toucher la Nouvelle-Écosse. Trenton 5 fait un échange avec Lingan 1 et Point Tupper fait un échange avec Lingan 2.
  • Report de captage et séquestration de carbone : On a modélisé la souplesse pour qu’elle touche les groupes 4 et 5 de Boundary Dam en Saskatchewan, afin que ces groupes ne soient pas tenus de respecter la norme de rendement jusqu’en 2025.
  • Remplacement de combustible : Point Tupper 1 (transféré par la suite à Lingan 2) et Coleson Cove 3 se sont vus ajouter 18 mois à la fin de leur vie utile parce qu’elles ont été remises en service à la suite d’un remplacement de l’huile par le charbon.

Le tableau 6 présente les groupes au charbon qui devraient être mis hors service d’ici 2035 dans le cadre du Règlement. Dans l’ensemble, 5 452 MW de capacité et 20 groupes sont mis hors service, principalement en Alberta (3 366 MW), ce qui représente 62 % de la capacité mise hors service.

On estime les coûts de désaffectation (non actualisés) à 96 $/KW (voir référence 36) pour les groupes au charbon ayant fermé à cause du Règlement. Une analyse de sensibilité est fournie à la section 7.6 pour prendre en compte la grande variation dans les coûts de mise hors service.

Tableau 6 : Mises hors service de groupes alimentés au charbon en raison du Règlement (d’ici 2035)

Région

Groupes

Capacité de production de charbon mise hors service (MW)

Année de mise hors service

Alberta

10

3 366

2020

2020

2026

2027

2028

2029

2030

2030

2030

2030

Saskatchewan

2

686

2030

2030

Nouvelle-Écosse

6

952

2020

2022

2030

2030

2030

2030

Nouveau-Brunswick

1

350

2030

Manitoba

1

97

2030

Total

20

5 452

-

7.2 Outils économiques, données et sources d’information

La présente analyse a recours à différentes sources, y compris une quantité importante de données fournies par les fonctionnaires provinciaux au cours des nombreuses consultations après la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada.

7.2.1 Capacité, production, émissions

Cette analyse est basée sur les résultats de la modélisation obtenus par Environnement Canada (EC) à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada. Plus précisément, c’est le modèle E3MC qui a permis de produire 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 comporte 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 la création d’un groupe nouveau si des options moins coûteuses sont disponibles. Par exemple, dans certains cas, l’option la plus intéressante sur le plan économique peut être de compenser la production perdue lors de la mise hors service des groupes alimentés au charbon par une source de production supplémentaire issue de groupes existants disposant d’une capacité excédentaire.

Il est important de noter que les résultats du modèle énergie-émissions-économie du Canada fournissent une estimation médiane, n’offrant qu’un seul scénario plausible parmi les nombreuses voies de production et d’émissions possibles à l’avenir. Les prévisions reflètent un large éventail d’hypothèses qui sont axées sur les connaissances d’experts et les données des secteurs public et privé depuis le mois d’avril 2012. Comme pour toutes les prévisions, ces hypothèses finiront par différer de 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 apportées à ces hypothèses (par exemple les perspectives macroéconomiques, les plans des entreprises de services publics ou le perfectionnement des technologies disponibles sur le marché) entraîneraient des résultats différents.

7.2.2 Prix des combustibles

La prévision du prix du gaz naturel utilisée dans l’analyse de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada est fondée sur les renseignements les plus à jour disponibles au moment de la prévision et qui proviennent de Ressources naturelles Canada. Par la suite, le prix du gaz naturel a été mis à jour afin de refléter la prévision la plus récente. Ces prix sont légèrement supérieurs à ceux publiés dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. La section 7.6.2 contient les résultats d’une analyse de sensibilité sur l’incidence des futurs prix du gaz naturel sur les prix à la consommation.

Les prévisions des prix du gaz naturel et du charbon pour les services publics par province utilisées dans cette analyse sont fondées sur des estimations générées par le modèle E3MC qui sont basées sur les données historiques des coûts du gaz naturel et du charbon, pour les services publics, par province selon Statistique Canada. On ajoute ensuite à ces données historiques sur les prix le taux de croissance du prix du gaz naturel et du charbon prévu par l’Office national de l’énergie (ONE) (voir référence 37). Ces prix sont présentés pour des provinces clés dans les figures 3a et 3b. En général, le prix du gaz naturel dans une région diffère du prix dans une autre région, rien qu’en raison du coût du transport pour amener le gaz à l’utilisateur final.

Tandis que le charbon est produit en Alberta et en Saskatchewan, le Manitoba et la Nouvelle-Écosse dépendent des importations. En général, le Manitoba importe du charbon du Dakota du Nord pour les centrales au charbon, tandis que la Nouvelle-Écosse achète du charbon bitumineux sur le marché international qui est généralement de meilleure qualité que le charbon subbitumineux et la lignite utilisés dans l’Ouest du Canada.

Les prévisions des prix du gaz naturel de l’Office national de l’énergie utilisées dans l’analyse prévoient une augmentation de 4,50 dollars américains/MMBtu en 2011 à 8 dollars américains en 2035 au Henry Hub (en dollars américains de 2010). Cela pourrait être considéré comme prudent, car les prévisions les plus récentes de l’Energy Information Administration des États-Unis (Annual Energy Outlook 2012 [AEO2012]) envisagent une augmentation des prix beaucoup plus lente, ce qui reflète le succès continu de l’industrie à puiser dans les vastes ressources en gaz de schiste aux États-Unis, provoquant une augmentation de 19 % de la production de gaz naturel aux États-Unis depuis 2006. Plus particulièrement, les prévisions des prix du gaz naturel restent en deçà de 5 dollars américains jusqu’en 2023, puis elles commencent à augmenter progressivement tandis que la production passe progressivement aux ressources qui sont moins productives et plus coûteuses, le prix augmentant jusqu’à 6,53 dollars américains d’ici 2035.

Les prévisions du prix du charbon qui présentent les prix utilisés dans l’analyse demeurent relativement semblables aux prix de 2011 tout au long de la période de prévision pour toutes les provinces. La majorité du charbon importé pour la production d’électricité en Nouvelle-Écosse provient des États-Unis et le prix moyen du charbon augmente de 1,4 % par année dans le cas de référence de l’Annual Energy Outlook 2012.

Les résultats de la modélisation ne trouvent aucune variation dans les prix prévus dans le cadre du Règlement. Pour le gaz naturel, les recherches indépendantes (voir référence 38) demandées par Environnement Canada ont conclu qu’une augmentation de la demande de moins de 1 % dans l’ensemble du marché en Amérique du Nord, comme c’est le cas pour le Règlement, n’aurait pas une incidence importante sur les prix du gaz naturel.

L’analyse utilise également les prévisions du prix du pétrole de West Texas Intermediate (WTI) dans sa monétisation de la récupération assistée du pétrole. Cette prévision des prix est tirée du modèle E3MC, qui est également basé sur les prévisions de l’Office national de l’énergie.

Figure 3a : Prévision des prix du gaz naturel — E3MC (2015-2035)

Charte — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

Figure 3b : Prévisions des prix du charbon — E3MC (2015-2035)

Charte — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

7.2.3 Prix des importations et des exportations d’électricité

Les prévisions relatives aux prix des importations et des exportations d’électricité sont calculées avec le modèle E3MC en s’ap-puyant sur les portefeuilles passés et prévus de contrats d’exportation d’électricité à court et à long terme. Les prix des contrats d’électricité à court et à long terme variant systématiquement, les hypothèses sur le futur portefeuille de contrats auront des répercussions sur les prix prévus. Les importations en provenance des États-Unis s’appuient sur le coût moyen pondéré de l’électricité dans la région d’importation.

7.2.4 Modélisation de la qualité de l’air

Pour estimer la façon dont ces réductions auront une incidence sur la santé humaine et l’environnement, Environnement Canada a d’abord utilisé un système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air (AURAMS) afin de prévoir la façon dont les changements d’émissions auront une incidence sur la qualité de l’air local (voir référence 39). Il s’agit d’un modèle numérique de pointe entièrement tridimensionnel décrit dans la documentation scientifique passée en revue par les pairs (voir référence 40). 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 vont toucher la qualité de l’air local (voir référence 41).

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 2009. Les coefficients sont calculés en divisant une émission donnée pour 2009 par un facteur économique de la même année (par exemple le volume de combustible utilisé ou le volume d’extrants). Les résultats sont ensuite saisis dans le modèle AURAMS.

7.2.5 Avantages pour la santé et l’environnement des réductions des principaux contaminants atmosphériques (PCA)

Les réductions des émissions des principaux contaminants atmosphériques améliorent la qualité de l’air, ce qui entraîne des avantages 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 (MEQA) 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 42).

7.3 Coûts

7.3.1 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 devrait augmenter de 538 TWh en 2015 à 652 TWh d’ici 2035 (tableau 7).

Selon le scénario réglementaire, par rapport au maintien du statu quo, la demande en électricité diminue légèrement d’ici 2035, de 652 TWh à 646 TWh. Cette réduction de 6 TWh (0,79 %) est principalement attribuable à la réponse du secteur industriel par rapport à l’incidence sur les prix occasionnée par le Règlement.

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

Secteur

2015

2030

2035

MSQ

Règle-
ment

% d’écart

MSQ

Règle-
ment

% d’écart

MSQ

Règle-
ment

% d’écart

Résidentiel

166

166

0,00 %

176

176

-0,19 %

180

179

-0,24 %

Commercial

156

156

0,00 %

185

185

-0,27 %

197

196

-0,31 %

Industriel

216

216

0,00 %

257

253

-1,39 %

274

270

-1,50 %

Transports

1

1

0,00 %

1

1

0,00 %

1

1

0,00 %

Total

538

538

0,00 %

620

615

-0,71 %

652

646

-0,79 %

7.3.2 Capacité

Selon le scénario réglementaire, supplémentaire au maintien du statu quo, on s’attend à ce que la capacité de production d’électricité alimentée au charbon soit réduite de 6 820 MW d’ici 2035 (tableau 8). Cette réduction est principalement due à la mise hors service de 20 groupes au charbon (tableau 6), mais est également partiellement causée par la construction évitée de groupes au charbon. Dans l’ensemble, 3 513 MW de capacité au gaz naturel supplémentaire sont ajoutés d’ici 2035, les plus grands ajouts ayant lieu en Alberta, suivi par la Nouvelle-Écosse (tableau 8). Des ajouts mineurs à la capacité renouvelable devraient également se produire. La réduction nette de la capacité (-3 290 MW) est le produit de provinces tirant parti de la capacité existante qui est sous-utilisée afin de se conformer au Règlement. Plus précisément, selon le scénario de maintien du statu quo :

  • la valeur moyenne de l’utilisation de la capacité à des groupes alimentés au charbon au Canada est de 91 % en 2035 (soit une augmentation à 95 % dans le cadre du scénario réglementaire);
  • la valeur moyenne de l’utilisation de la capacité à des groupes alimentés au gaz naturel au Canada est de 43 % en 2035 (soit une augmentation à 54 % dans le cadre du scénario réglementaire).

Tableau 8 : Changement graduel de la capacité de production d’électricité (MW) d’ici 2035

Région

Charbon

Gaz naturel

Autres (voir référence 43)

Total

Alb.

-5 016

2 584

-24

-2 456

Sask.

-754

100

-9

-663

N.-É.

-952

555

-2

-398

Man.

-97

99

2

3

Canada (voir référence 44)

-6 820

3 513

17

-3 290

Il est à noter que les groupes Sundance 7, 8 et 9 devraient entrer en activité en tant que groupes au gaz naturel, tel qu’il a été indiqué par l’Alberta. À ce titre, ces groupes sont ajoutés au scénario réglementaire. Pour établir le coût de la nouvelle capacité (immobilisations, coûts fixes moyens de fonctionnement et d’entretien et coûts variables moyens de fonctionnement et d’entretien), Environnement Canada utilise les renseignements accessibles au public, tels que l’Annual Energy Outlook 2011 de l’Energy Information Administration des États-Unis et les commentaires des intervenants pour certains groupes spécifiques.

7.3.3 Production

Tandis que les groupes au charbon sont fermés, que ce soit dans le cadre du scénario de maintien du statu quo ou du scénario réglementaire, et que les groupes alimentés au gaz naturel sont construits, un changement se produit dans les différentes sources de production d’électricité. Selon le scénario de maintien du statu quo, la production d’électricité au charbon demeure à 69 TWh en 2015 pour augmenter à 79 TWh d’ici 2035 (tableau 9). Au cours de la même période, la production au gaz naturel augmente de 56 TWh en 2015 à 87 TWh en 2035.

Selon le scénario réglementaire, la production d’électricité au charbon diminue à 65 TWh d’ici 2025, atteignant 35 TWh d’ici 2035 (soit une baisse de 55 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). De ces 35 TWh d’électricité produits à partir de groupes alimentés au charbon, on estime que 8 TWh sont produits par des groupes équipés de systèmes de captage et de séquestration de carbone. On prévoit qu’en 2035, environ 68 % de la production totale au charbon en Saskatchewan sera produite par des groupes équipés de systèmes de captage et de séquestration de carbone. De plus, la production au gaz naturel augmentera à 79 TWh d’ici 2025, atteignant 126 TWh d’ici 2035 (soit une augmentation de 44 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). Il y a une incidence négligeable sur les sources production non émettrices.

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

Type

2015

2025

MSQ

Régl.

% d’écart

MSQ

Régl.

% d’écart

Charbon

69

69

0 %

70

65

-8 %

Gaz naturel

56

56

0 %

75

79

6 %

Pétrole

6

6

0 %

4

5

7 %

Sources non émettrices
(voir référence 45)

536

536

0 %

585

585

0 %

Total

667

667

0 %

735

734

0 %


Type

2030

2035

MSQ

Régl.

% d’écart

MSQ

Régl.

% d’écart

Charbon

70

37

-48 %

79

35

-55 %

Gaz naturel

84

113

34 %

87

126

44 %

Pétrole

5

4

5 %

4

4

-1 %

Sources non émettrices
(voir référence 46)

604

604

0 %

619

620

0 %

Total

763

759

-1 %

790

786

-1 %

De 2015 à 2035, dans le cadre du maintien du statu quo, il y a une réduction totale de 298 TWh dans la production alimentée au charbon (tableau 10) dans les provinces concernées par le Règlement (principalement en Alberta — -252; en Saskatchewan — -27; et en Nouvelle-Écosse — -20). Ce déplacement de la production des groupes alimentés au charbon est principalement contrebalancé par une augmentation de la production au gaz naturel de 256 TWh (Alberta — 222; Saskatchewan — 22; Nouvelle-Écosse — 8). Ce déplacement engendre une réduction de la production de 39 TWh, principalement en raison d’une baisse de la demande.

Tableau 10 : Variation de la production d’électricité et des débits par région 2015-2035 (TWh)

Région

Production

Importations nettes (voir référence 47)

Charbon

Gaz naturel

Pétrole

Sources non émettrices
(voir référence 48)

Total

Des provinces

Des États-Unis

Sask.

-27

22

0

0,1

-5

8

4

N.-B.

1

1

-1

1,0

2

-6

0

Alb.

-252

222

0

-0,6

-30

0

0

N.-É.

-20

8

3

0,0

-9

7

0

Canada
(voir référence 49)

-298

256

2

1,3

-39

0

4

7.3.4 Importations et exportations d’électricité

Dans le cadre du scénario de maintien du statu quo, les importations d’électricité devraient augmenter de 14 TWh en 2015 à 19 TWh d’ici 2035 (tableau 11). Au cours de la même période, les exportations d’électricité devraient augmenter de 68 TWh en 2015 à 86 TWh en 2025, puis baisser à 85 TWh d’ici 2030 et à 77 TWh en 2035. On s’attend à une forte baisse des exportations d’électricité au-delà de 2030, car au fil du temps, selon le scénario de maintien du statu quo, on compte sur la capacité excédentaire précédemment exportée 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 d’électricité devraient augmenter de 19 TWh d’ici 2035 (augmentation de 2 % par rapport au maintien du statu quo). De plus, les exportations d’électricité devraient augmenter à 86 TWh d’ici 2025, puis diminuer à 83 TWh d’ici 2030 et à 76 TWh d’ici 2035 (diminution de 2 % par rapport au scénario de maintien du statu quo). Avec ce règlement, le Canada est susceptible de dépendre exceptionnellement plus des importations, tout en réduisant ses exportations d’électricité 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 d’électricité augmentent, même s’il convient de noter que le Canada reste un exportateur net d’électricité et que les importations représenteront encore une petite part de la demande globale en électricité au Canada, en vertu du Règlement.

Tableau 11 : Exportations et importations d’électricité — Canada (TWh)

Type

2015

2025

MSQ

Règl.

% d’écart

MSQ

Règl.

% d’écart

Importations

14

14

0 %

18

18

1 %

Exportations

68

68

0 %

86

86

-1 %

Importations nettes

-55

-55

0 %

-69

-68

-1 %


Type

2030

2035

MSQ

Règl.

% d’écart

MSQ

Règl.

% d’écart

Importations

19

19

3 %

19

19

2 %

Exportations

85

83

-2 %

77

76

-2 %

Importations nettes

-66

-64

-4 %

-58

-57

-3 %

7.3.5 Flux commerciaux interprovinciaux

À l’issue de ce règlement, il y aura certains changements clés dans les échanges commerciaux interprovinciaux. Ces derniers seront nécessaires pour appuyer la production alimentée au charbon remplacée des provinces concernées. Plus précisément, voici ce qui est prévu de 2015 à 2035 par rapport au scénario de maintien du statu quo :

  • la Nouvelle-Écosse exporte moins vers le Nouveau-Brunswick (5 TWh), mais importe plus du Nouveau-Brunswick (2 TWh);
  • le Manitoba exporte plus vers la Saskatchewan (8 TWh) et importe plus de l’Ontario (1 TWh);
  • le Québec exporte plus au Nouveau-Brunswick (1 TWh) et importe moins du Nouveau-Brunswick (1 TWh).

Dans la modélisation d’Environnement Canada, on a pris l’hypothèse selon laquelle aucune nouvelle infrastructure ne serait construite afin de permettre une augmentation importante des échanges commerciaux d’électricité. Bien que le modèle d’Environnement Canada ait la capacité de créer des flux à l’échelle interprovinciale et internationale, il a fallu faire preuve de diligence raisonnable afin de s’assurer que les plans provinciaux sont entièrement respectés (par exemple le modèle permet de créer uniquement une nouvelle transmission, qui est fournie dans les plans provinciaux). Si une nouvelle infrastructure est créée, le modèle établit alors le coût total lié à la construction de la nouvelle capacité de transport.

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

Le tableau 12 présente la valeur actualisée des principaux coûts et coûts éludés dans le cadre du Règlement. Au cours de la période de 2015 à 2035, le Règlement entraînerait la mise hors service des centrales au charbon traditionnelles et favoriserait la construction de centrales émettant moins de gaz à effet de serre.

La mise hors service d’une centrale au charbon engendre des coûts, mais aussi des économies associées aux coûts fixes et variables évités pour le fonctionnement et l’entretien, ainsi qu’aux coûts évités pour l’achat de charbon et les remises à neuf ultérieures. Cependant, étant donné que la période de l’étude se termine en 2035, la valeur résiduelle des coûts évités pour les remises à neuf est déduite en amortissant les coûts initiaux sur la durée de vie prévue de l’investissement afin de s’assurer que seuls les avantages accumulés au cours de la période d’étude sont inclus dans les calculs.

Lorsqu’un groupe au gaz naturel ou de captage et de séquestration du carbone issu du charbon est mis en exploitation, des coûts y sont associés, notamment de nouvelles dépenses en immobilisations, des coûts liés au carburant, ainsi que des coûts fixes et variables additionnels pour le fonctionnement et l’entretien. Une fois de plus, la valeur résiduelle des nouvelles dépenses en immobilisations est déduite pour s’assurer que seuls les coûts engagés pendant la période de l’étude sont analysés. Cela est effectué en utilisant la même méthodologie que pour la valeur résiduelle des remises à neuf évitées.

Enfin, le Règlement empêche la construction de certains groupes au charbon prévus. Le fait de ne pas construire ces groupes permet d’éviter les dépenses en immobilisations (et leur valeur résiduelle est traitée de la même façon que celle décrite ci-dessus) ainsi que les coûts liés au charbon et les coûts fixes et variables pour le fonctionnement et l’entretien.

La valeur actualisée des coûts en capital (y compris les remises à neuf évitées, les besoins supplémentaires en capital et les dépenses évitées en immobilisations, ainsi que leur valeur résiduelle) augmente de 67 millions de dollars au cours de la période d’étude. La valeur actualisée des coûts de combustibles nets (en déduisant les économies en charbon des coûts de gaz naturel) augmente de 4 461 millions de dollars. La valeur actualisée des coûts fixes nets de fonctionnement et d’entretien diminue de 582 millions de dollars, tandis que la valeur actualisée des coûts variables nets de fonctionnement et d’entretien augmente de 2 778 millions de dollars. La valeur actualisée du coût de la mise hors service des groupes au charbon est de 329 millions de dollars. Dans l’ensemble, les coûts de production pour les services publics d’électricité augmentent de 7 052 millions de dollars au cours de la période d’étude en raison du Règlement.

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

Catégorie des coûts

2015

2020

2025

2030

2035

Cumulatif — 2015 à 2035

Coûts d’immobilisations nets

0

-92

1 148

1 239

-530

67

Investissement en immobilisation net

0

68

1 236

2 107

-1 372

751

Nouvelles dépenses en immobilisations

0

68

1 406

2 145

356

6 365

Valeur résiduelle des dépenses en immobilisations

       

-4 419

-4 419

Dépenses en immobilisations évitées

0

0

-170

-39

-2 210

-6 095

Valeur résiduelle des dépenses en immobilisations évitées

       

4 900

4 900

Remise en état nette

0

-160

-88

-867

842

-684

Valeur résiduelle des remises à neuf évitées

0

-160

-88

-867

0

-1 526

Valeur résiduelle des remises à neuf évitées

       

842

842

Coûts des combustibles nets

0

77

68

461

720

4 461

Augmentation du gaz naturel

0

155

153

881

1 091

7 954

Charbon évité

0

-78

-85

-420

-371

-3 494

Coûts fixes nets de fonctionnement et entretien

0

-2

-16

-77

-72

-582

Coûts fixes de fonctionnement et entretien additionnels

0

2

7

28

38

250

Coûts fixes de fonctionnement et entretien évités

0

-4

-22

-105

-110

-833

Coûts variables nets de fonctionnement et entretien

0

107

69

232

334

2 778

Coûts variables de fonctionnement et entretien additionnels

0

129

99

344

465

3 810

Coûts variables de fonctionnement et entretien évités

0

-22

-30

-112

-131

-1 032

Mises hors service

0

39

0

210

0

329

Total : coûts de production

0

128

1 269

2 065

451

7 052

Le tableau 13 présente la valeur actualisée liée à la variation des coûts de production d’électricité pour les provinces clés. De 2015 à 2035, la plus grande augmentation serait observée en Alberta (5 882 millions de dollars), suivie de la Saskatchewan (1 174 millions de dollars), du Manitoba (95 millions de dollars) et de la Nouvelle-Écosse (-217 millions de dollars).

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

Alb.

-421

3 722

2 362

219

5 882

Man.

13

76

1

6

95

N.-É.

-43

-148

-90

65

-217

Sask.

479

745

-88

39

1 174

Total pour les régions ci-dessus

27

4 394

2 185

328

6 934

Alberta

En Alberta, la majeure partie de la hausse graduelle des coûts de production en raison de l’adoption du Règlement est liée aux combustibles ainsi qu’au fonctionnement et à l’entretien. Les coûts d’immobilisations nets sont négatifs puisque les économies liées aux remises en état et au capital sont supérieures aux dépenses d’investissement en capital relatives au gaz naturel. La hausse du coût des combustibles est beaucoup plus grande en raison de l’écart entre les prix du charbon et du gaz naturel pour les services d’électricité.

Nouvelle-Écosse

Le Règlement limite la hausse graduelle des coûts de production pour la Nouvelle-Écosse. Bien que la création de groupes entraîne des coûts, les coûts supplémentaires évités pour la remise en état des groupes mis hors service permettent d’éviter les dépenses nettes en capital.

En outre, malgré l’augmentation du coût unitaire des combustibles pour les services d’électricité en raison de l’écart entre les prix du gaz naturel et du charbon, la Nouvelle-Écosse connaît une diminution du coût total des combustibles. Cela est dû au fait que la diminution de la production au charbon est plus de deux fois l’augmentation de la production au gaz naturel, en partie en raison des politiques de gestion axée sur la demande de la Nouvelle-Écosse, mais aussi en raison de la baisse des exportations et de la hausse des importations interprovinciales (voir référence 50).

Saskatchewan

Une grande partie de la hausse graduelle des coûts de production est liée aux coûts en capital pour le captage et la séquestration de carbone. De plus, le remplacement accru du charbon par le gaz naturel entraîne une augmentation des coûts.

7.3.7 Coûts d’importation et exportation étrangères

De 2015 à 2035, les importations cumulatives d’électricité par les États-Unis augmenteraient de 4 TWh tandis que les exportations cumulatives diminueraient de 13 TWh (tableau 14). La réduction de la production au charbon pousserait les provinces à réduire leurs exportations aux États-Unis, étant donné que cette capacité serait désormais requise dans le marché intérieur. La hausse des importations se produit en Saskatchewan et en Colombie-Britannique, alors qu’on note une baisse des exportations principalement au Nouveau-Brunswick, au Manitoba et en Saskatchewan avec une baisse plus modeste en Colombie-Britannique et en Ontario.

La valeur des importations cumulatives étrangères d’électricité a été calculée en multipliant la variation des importations par leur prix. Les prévisions relatives aux prix des importations et des exportations sont calculées avec le modèle énergie-émissions-économie du Canada, de la façon décrite ci-dessus à la section 7.2.3.

De 2015 à 2035, la valeur actualisée totale des coûts des importations accrues d’électricité est de 72 millions de dollars, les plus grandes hausses étant en Saskatchewan (65 millions de dollars) et en Colombie-Britannique (11 millions de dollars). La valeur de la réduction cumulée des exportations à l’étranger représente les revenus perdus. De 2015 à 2035, la valeur actualisée cumulée de la réduction des exportations d’électricité serait de 274 millions de dollars, les plus grandes pertes, au Nouveau-Brunswick (152 millions de dollars) et en Saskatchewan (69 millions de dollars).

Tableau 14 : Variation des importations et exportations étrangères cumulatives d’électricité 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 en 2010)

Variation des exportations aux États-Unis (TWh)

Valeur actualisée de la réduction des exportations étrangères (millions de dollars en 2010)

Ont.

0

1

0

-12

Sask.

4

65

-3

-69

C.-B.

1

11

-1

-12

Man.

0

4

-4

-25

N.-B.

0

-7

-4

-152

Canada

4

72

-13

-274

7.3.8 Coûts d’extraction de pétrole

L’un des avantages du Règlement est l’augmentation de la production d’électricité au moyen de la récupération assistée des hydrocarbures en utilisant le CO2 des groupes équipés pour le captage et la séquestration de carbone. Les coûts associés à cet avantage représentent des coûts en capital ainsi que des coûts fixes et variables pour le fonctionnement et l’entretien associés à l’extraction de pétrole. Ce type d’extraction génère également des émissions de gaz à effet de serre. Il convient de noter que les redevances, les taxes et les coûts liés à l’achat de CO2 représentent des transferts d’un intervenant canadien à un autre. Par conséquent, ils sont exclus du coût de production dans l’analyse coûts-avantages, conformément à la pratique habituelle. Pour toute la durée du Règlement, la valeur actualisée des coûts de production de pétrole est estimée à 1 288 millions de dollars et celle liée aux émissions de gaz à effet de serre est estimée à environ 140 millions de dollars (pour en savoir plus sur la façon de calculer la valeur pour les émissions de gaz à effet de serre, voir la section 7.4).

7.3.9 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 de la loi, des montants uniques de 142 000 dollars pour la formation des agents de l’autorité de même que 50 000 dollars pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information seront requis.

Les coûts annuels d’application de la loi sont évalués à environ 105 000 dollars et sont répartis comme suit : environ 66 000 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 a trait à la promotion de la conformité au cours des cinq premières années suivant l’entrée en vigueur du Règlement, les activités devraient se limiter à informer le secteur de l’électricité des exigences en matière de production de rapports. Durant cette période, les activités de promotion de la conformité seront couvertes par les frais administratifs habituels, lesquels ne sont pas jugés graduels. Elles devraient s’intensifier à mesure que les groupes de production atteignent la fin de leur vie utile. Cela entraînera des coûts nominaux supplémentaires pour la promotion de la conformité de 45 000 dollars en 2019, puis des coûts de 10 000 dollars par année pour les deux années suivantes. 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. Celle-ci comprend l’élaboration d’un système électronique de saisie de données pour soutenir les 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 2035, la valeur actualisée totale des coûts pour le gouvernement sera d’environ 11 millions de dollars.

7.4 Avantages

7.4.1 Avantages de la réduction des gaz à effet de serre

Étant donné que les émissions de gaz à effet de serre provenant du gaz naturel ainsi que du captage et de la séquestration de 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’émission de charbon diffèrent selon la province en raison du fait que différents types de charbon sont disponibles dans diverses régions du pays. Ces facteurs d’émission devraient rester constants au cours de la période de prévision. Les facteurs d’émission de gaz naturel ne varient pas selon les provinces ou au cours de la période de prévision.

De 2015 à 2035, 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 219 Mt (tableau 15) (voir référence 51). Les réductions les plus importantes seraient en Alberta (160 Mt), en Saskatchewan (45 Mt) et en Nouvelle-Écosse (15 Mt). Ces réductions vont au-delà des mesures fédérales et provinciales existantes et présumées. La figure 4 illustre les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de l’électricité selon le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire.

Tableau 15 : Réduction des émissions de gaz à effet de serre liée à la production d’électricité par les services publics

Région

Réductions cumulatives 2015-2035 (Mt, équivalents en CO 2 )

Valeur actualisée des réductions de gaz à effet de serre
(en millions de dollars)

Alb.

160

4 131

Sask.

45

1 144

N.-É.

15

385

Canada

219

5 634

Figure 4 : Profil des émissions de gaz à effet de serre

Charte — Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

La valeur estimée des dommages évités par la réduction des gaz à effet de serre est fondée sur les dommages liés aux changements climatiques et évités à l’échelle mondiale. Cette approche repose sur le fait que les changements climatiques sont un enjeu mondial et qu’il n’est pas possible d’établir un lien direct entre les dommages liés aux changements climatiques dans une région donnée et les émissions de gaz à effet de serre provenant de cette région. La valeur attribuée aux dommages prévus en raison des changements climatiques est habituellement appelée coût social du carbone (CSC). Les estimations du coût social du carbone varient considérablement en raison des défis liés à la prévision des émissions futures, des changements climatiques et des dommages, ainsi que de ceux qui ont trait à l’importance à accorder aux coûts futurs par rapport aux coûts à court terme (taux d’actualisation).

Le coût social des valeurs du carbone utilisées dans la présente évaluation repose sur les travaux menés par Environnement Canada en collaboration avec un comité technique interministériel du gouvernement fédéral, et en consultation avec plusieurs experts universitaires externes (voir référence 52). Dans le cadre de ces travaux, la documentation existante et les approches d’autres pays à l’égard de l’évaluation des émissions de gaz à effet de serre ont été examinées. Selon les recommandations préliminaires fondées sur la documentation actuelle et en accord avec l’approche adoptée par l’Interagency Working Group on Social Cost of Carbon aux États-Unis (voir référence 53), il est raisonnable d’estimer les valeurs du coût social du carbone à 26 dollars par tonne d’équivalent de CO2 en 2010. Ces valeurs augmenteront selon un pourcentage donné chaque année en rapport avec la croissance prévue des dommages (voir référence 54). L’étude menée par Environnement Canada conclut également qu’une valeur de 104 dollars par tonne en 2010 doit être prise en considération pour l’analyse de sensibilité, en reflétant les arguments soulevés par Weitzman (2011) (voir référence 55) et Pindyck (2011) (voir référence 56) en ce qui concerne le traitement de la distribution de probabilité de l’asymétrie à droite du coût social du carbone dans les analyses coûts-avantages (voir référence 57). Leur argument réclame la pleine prise en considération des scénarios de dégâts climatiques à coûts élevés et à faible probabilité dans les analyses coûts-avantages afin de refléter plus adéquatement le risque. Cependant, une valeur de 104 dollars par tonne ne reflète pas la limite extrême des estimations du coût social du carbone, car certaines études ont produit des valeurs qui dépassent 1 000 dollars par tonne de carbone émise.

Le groupe de travail interministériel sur le coût social du carbone a également conclu qu’il est nécessaire d’examiner continuellement les estimations ci-dessus afin d’incorporer les progrès réalisés en matière de sciences physiques, de documentation économique et de modélisation, dans le but d’assurer la pertinence des estimations du coût social du carbone. Environnement Canada continuera à collaborer avec le comité technique du gouvernement fédéral et des experts externes pour examiner et intégrer au besoin les nouvelles recherches sur le coût social du carbone à l’avenir.

Figure 5 : Estimation de coût social du carbone
(en dollars canadiens de 2010/tonne)

Charte - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

D’après cette estimation, la valeur actualisée des réductions progressives des émissions de gaz à effet de serre en vertu du Règlement est évaluée à 5 634 millions de dollars (tableau 15).

7.4.2 Avantages de la réduction des principaux contaminants atmosphériques

La réduction des principaux contaminants atmosphériques et les avantages pour la santé et l’environnement sont présentés ci-dessous.

Réduction des principaux contaminants atmosphériques

Les principaux contaminants atmosphériques désignent un groupe de polluants atmosphériques qui comprennent les oxydes de soufre (SOx), les oxydes d’azote (NOx), les matières particulaires (MP), les composés organiques volatils (COV), le monoxyde de carbone (CO), l’ammoniac (NH3) et l’ozone troposphérique (O3). Ces polluants atmosphériques sont associés à la formation de smog, aux pluies acides et à un vaste éventail de problèmes de santé.

La production d’électricité à partir des centrales électriques alimentées au charbon contribue aux émissions de principaux contaminants atmosphériques au Canada. Grâce au Règlement, les changements cumulatifs les plus importants en matière de production d’électricité au Canada au cours de la période de 2015 à 2035 seraient les suivants :

  • La production d’électricité à partir du charbon devrait diminuer de 337 TWh (sans compter l’augmentation de 38 TWh de la production avec captage et la séquestration de carbone).
  • La production d’électricité à partir du gaz naturel devrait augmenter de 256 TWh.

Étant donné que les émissions des principaux contaminants atmosphériques issus de la production d’électricité à partir du gaz naturel et du charbon avec captage et séquestration de carbone sont sensiblement inférieures à celles issues du charbon, elles sont plus faibles dans le scénario réglementaire. Les émissions des principaux contaminants atmosphériques (et les changements qui en découlent) sont déterminées en utilisant des coefficients d’émissions fondés sur l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) de 2009. Les coefficients sont calculés en divisant une émission donnée pour 2009 par un facteur économique de 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 du résultat) afin de déterminer les niveaux d’émissions prévus et les changements qui en découlent (voir référence 58).

À l’échelle nationale, on s’attend à ce que le Règlement contribue à une réduction des principaux contaminants atmosphériques provenant du secteur de l’électricité. Le tableau 16 présente les changements cumulatifs de 2015 à 2035 (en termes absolus) qui correspondent aux changements suivants au fil du temps (en termes de pourcentage) :

Tableau 16 : Variations cumulatives des émissions
des principaux contaminants atmosphériques

Critères — contaminants atmosphériques

2015-2035 (kilotonnes)

Changement par 2035

Oxydes de soufre (SOx)

-1 156

-21.7 %

Oxydes d’azote (NOx)

-546

-10.0 %

Matières particulaires totales (MPT)

-71

-14.3 %

Matière particulaire < 10 microns (MP10)

-24

-8.3 %

Monoxyde de carbone (CO)

-48

-3.7 %

Matière particulaire < 2,5 microns (MP2,5)

-9

-4.3 %

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 la plus importante des principaux contaminants atmosphériques se produirait de loin en Alberta, à l’exception des matières particulaires totales, où la Saskatchewan connaîtrait la baisse la plus importante en matière d’émissions.

Figure 6 : Répartition des réductions cumulatives des émissions de principaux contaminants atmosphériques, 2015 à 2035

Charte - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

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.

Modélisation de la qualité de l’air et de l’estimation des avantages

Pour estimer la façon dont ces réductions auraient une incidence sur la santé humaine et l’environnement, Environnement Canada a utilisé le modèle nommé A Unified Regional Air-quality Modelling System (AURAMS) afin de prédire la façon dont les changements d’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. Dans ce modèle, on a combiné les renseignements sur les changements prévus en matière d’émissions ainsi que les données sur la vitesse et la direction du vent, les températures, les niveaux d’humidité et les niveaux de pollution existants afin de prévoir la façon dont ces changements pourraient avoir des répercussions sur la qualité de l’air local.

Le système de modélisation de la qualité de l’air AURAMS a été appliqué pour une période de seulement deux ans dans le cadre de quatre scénarios d’émissions anthropiques représentant deux années de prévisions différentes. Deux scénarios (un scénario de maintien du statu quo et un scénario réglementaire) ont été utilisés pour l’année 2020 et les deux autres ont été utilisés pour l’année 2030 afin de connaître la concentration des polluants dans l’air ambiant. Les données météorologiques utilisées pour ces quatre scénarios portaient sur l’année 2006 et ont été générées par le modèle de prévision météorologique d’Environnement Canada.

Les résultats ont ensuite servi à estimer les avantages différentiels pour la santé et l’environnement pour ces deux années au moyen de l’outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) et du modèle d’évaluation de la qualité de l’air d’Environnement Canada (MEQA2). Cependant, afin d’estimer les avantages pour toutes les années entre 2015 et 2035, des techniques d’interpolation et d’extrapolation linéaires ont été utilisées. Plus précisément, pour la période de 2015 à 2020, les avantages ont été estimés nuls de 2015 à 2017, étant donné qu’aucun changement de la qualité de l’air n’est prévu, et interpolés de façon linéaire jusqu’à la valeur de 2020. Pour la période de 2020 à 2025, on a estimé que les avantages restaient constants au niveau de 2020, tandis qu’on ne s’attendait pas à ce que la qualité de l’air connaisse une amélioration considérable. Pour la période de 2025 à 2030, les avantages ont été interpolés de façon linéaire entre les valeurs de 2025 et de 2030. Enfin, on a estimé que les avantages resteraient constants entre 2030 et 2035. Lorsqu’on a estimé que les avantages resteraient constants, les estimations ont été ajustées pour tenir compte des changements de la population et de la base de données. Il est à noter que cette hypothèse donne des estimations prudentes des avantages pour la santé et l’environnement étant donné que les réductions des émissions de principaux contaminants atmosphériques devraient augmenter au fil du temps en raison de la mise hors service de centrales alimentées au charbon supplémentaires.

Avantages pour la santé

Pour ce qui est des répercussions de la pollution atmosphérique sur la santé humaine, les améliorations de la qualité de l’air les plus importantes sont les réductions des taux de MP2,5 et d’ozone dans l’air ambiant. 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 liées aux émissions de NOx et de SOx qui ont la plus forte incidence sur la santé humaine.

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 (tableau 17). Cela est vrai pour les matières particulaires et l’ozone. Pour l’ozone, les améliorations de la qualité de l’air sont moins uniformes, mais elles sont quand même plus importantes dans les Prairies.

Même si certaines zones connaîtront certainement plus d’améliorations de la qualité de l’air que d’autres, à l’échelle provinciale, 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 17. Le Règlement ne devrait pas occasionner de changements graduels perceptibles de la concentration de la pollution atmosphérique en Colombie-Britannique, dans les Territoires du Nord-Ouest, au Yukon ou au Nunavut. Pour cette raison, ils ne sont pas inclus dans le tableau.

Tableau 17 : Estimation des améliorations de la qualité
de l’air moyenne
(voir référence 59) à l’échelle provinciale en 2030

Région

Population prévue

Niveau de MP2.5
(pondération selon la population)

Niveau d’ozone annuels (pondération selon la population)

MSQ
(ug/
m3)

Règlement (ug/m3)

Réduction en pour-
centage

MSQ (ppm)

Règlement (ppm)

Réduction en pour-
centage

T.-N.-L.

490 575

2,288

2,275

0,56 %

31,562

31,519

0,14 %

Î.-P.-É.

160 695

4,227

4,215

0,26 %

32,229

32,192

0,12 %

N.-É.

975 819

2,888

2,879

0,33 %

32,823

32,781

0,13 %

N.-B.

765 669

2,303

2,3

0,13 %

32,171

32,158

0,04 %

Qc.

9 093 237

6,794

6,792

0,02 %

31,976

31,971

0,02 %

Ont.

16 511 597

7,049

7,045

0,06 %

35,848

35,84

0,02 %

Man.

1 453 742

3,75

3,681

1,84 %

31,672

31,587

0,27 %

Sask.

1 109 721

2,884

2,757

4,39 %

34,349

34,158

0,56 %

Alb.

5 290 803

5,713

5,579

2,36 %

37,891

37,695

0,52 %

Total

35 851 858

6,232

6,203

0,47 %

34,716

34,671

0,13 %

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 à partir du charbon. C’est l’exposition de la population aux changements de la qualité de l’air et pas simplement les changements absolus des concentrations de matières particulaires et d’ozone qui déterminent les avantages du Règlement pour la santé. Pour cette raison, les régions qui connaissent les plus grands avantages sur la santé et celles qui connaissent les plus importantes améliorations de la qualité de l’air ne sont pas nécessairement les mêmes.

Les avantages pour la santé visés par l’analyse comprennent un vaste éventail de problèmes de santé liés à la pollution atmosphérique. Ces problèmes 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 également le risque moyen de décès par habitant. Bien que les changements dans les niveaux de risques individuels soient faibles, ces réductions se traduisent par des avantages sociaux importants.

Le tableau 18 présente certains des changements estimés dans les résultats cumulatifs pour la santé qui découlent du Règlement. Le tableau présente également l’estimation de la valeur actualisée totale en ce qui a trait aux améliorations en matière de bien-être social, exprimée en termes économiques (dollars), pour toutes les répercussions évitées sur la santé de 2015 à 2035 (voir référence 60). La valeur actualisée des avantages pour la santé est évaluée à 4,2 milliards de dollars. Ils sont plus importants en Alberta (65 %), suivie de la Saskatchewan (15 %) et du Manitoba (9 %). Les réductions de MP2,5 représentent plus de 69 % des avantages pour la santé découlant du Règlement en 2030, tandis que les améliorations pour l’ozone représentent 26 % de ces avantages.

Tableau 18 : Répercussions cumulatives évitées sur la santé,
de 2015 à 2035, résultats sélectionnés pour la santé
(voir référence 61)

Région

Mortalité prématurée

Visite en salle d’urgence et hospitalisations

Crises d’asthme

Canada

900

800

120 000

Terre-Neuve-et-Labrador

10

9

1 200

Île-du-Prince-Édouard

2

2

280

Nouvelle-Écosse

11

9

1 200

Nouveau-Brunswick

3

3

450

Québec

18

18

2 700

Ontario

57

49

7 000

Manitoba

80

68

9 000

Saskatchewan

140

110

15 000

Alberta

590

520

80 000


Région

Jours durant lesquels on éprouve des difficultés à respirer et on réduit ses activités

Valeur actualisée du total des problèmes de santé évités pour 2015 (voir référence 62)
(en millions de dollars de 2010)

Liés à l’ozone

Liés aux MP2,5

Total

Canada

2 700 000

1 100 $

2 900 $

4 200 $
(voir référence 63)

Terre-Neuve-et-Labrador

21 000

19 $

26 $

46 $

Île-du-Prince-Édouard

4 600

4 $

5 $

9 $

Nouvelle-Écosse

19 000

23 $

24 $

49 $

Nouveau-Brunswick

6 400

7 $

7 $

13 $

Québec

47 000

35 $

50 $

84 $

Ontario

170 000

75 $

190 $

260 $

Manitoba

240 000

88 $

290 $

380 $

Saskatchewan

360 000

160 $

440 $

630 $

Alberta

1 900 000

680 $

1 900 $

2 700 $

Le Règlement ne devrait pas occasionner de changements graduels perceptibles de la concentration de la pollution atmosphérique en Colombie-Britannique, dans les Territoires du Nord-Ouest, au Yukon ou au Nunavut. Par conséquent, aucune incidence graduelle sur la santé n’est prévue pour ces régions.

Réductions du mercure provenant du secteur de l’électricité

Le mercure est un métal lourd qui peut être libéré dans l’environnement à la suite d’une activité humaine (c’est-à-dire 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 centrales électriques, qui représentaient environ 30 % des émissions en 2007.

Une fois qu’il est rejeté dans l’environnement, le mercure se transforme 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 poissons et de fruits de mer.

L’exposition humaine au mercure peut entraîner un certain nombre d’effets sur la santé, tels qu’une diminution du quotient intellectuel (QI), une perte de la mémoire et même la mort. Des études ont examiné le lien entre l’exposition au mercure et les effets sur le quotient intellectuel. Des dommages neurologiques entraînant l’altération du développement prénatal du cerveau peuvent réduire les points de quotient intellectuel. De plus, ses coûts pour les personnes et la société sont liés à la perte directe ou indirecte de productivité, de revenus, d’éducation et de bien-être.

Le Règlement devrait entraîner une réduction cumulative de 6 686 kg de mercure rejetés dans l’environnement par rapport au scénario de maintien de statu quo pour la période de 2015 à 2035 (tableau 19). La majorité de ces réductions sont prévues en Alberta (54 %), suivie par la Saskatchewan (38 %) et la Nouvelle-Écosse (8 %).

Plusieurs écrits issus d’études économiques ont estimé et monétisé la valeur socioéconomique des effets du mercure sur la santé. Rice et Hammit (2005) ont estimé la valeur des avantages pour la santé à partir des plafonnements proposés pour les émissions de mercure libérées par les centrales électriques des États-Unis. En ce qui a trait aux répercussions du mercure sur le développement du cerveau, Rice et Hammit ont estimé que les répercussions sur le quotient intellectuel représentaient une valeur de 10 000 à 11 000 dollars 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 dollars par kilogramme (en dollars américains de 2000).

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, en appliquant aux données des États-Unis la même méthodologie que celle utilisée dans leur étude, ils ont obtenu des résultats qui étaient pratiquement identiques aux résultats de Rice et Hammit.

Étant donné la similitude des résultats obtenus dans ces deux études et en l’absence d’études sur le Canada, les résultats de Rice et Hammit ont été utilisés pour cette analyse (voir référence 64).

Par souci de prudence, la faible valeur de 3 900 dollars américains par kilogramme d’émissions est utilisée pour cette analyse. Si l’on ajuste la valeur de 3 900 dollars en dollars américains de 2000, cela nous donne une valeur de 5 880 dollars en dollars canadiens de 2010. En utilisant cette valeur pour mesurer les avantages issus de la réduction des 6 686 kg de mercure qui devraient découler du Règlement, on obtient une valeur actualisée de 24 millions de dollars (tableau 19).

Tableau 19 : Valeur actualisée des réductions du mercure

Région

Réductions cumulatives
2015-2035 (kg)

Valeur actuelle (voir référence 65)
des réductions de mercure
(en millions de dollars)

Sask.

-2 571

9

Alb.

-3 607

13

N.-É.

-524

2

Canada

-6 686
(voir référence 66)

24

Veuillez noter que la discussion et les valeurs estimées ci-dessus ne s’appliquent qu’aux répercussions neurologiques entrainées par l’exposition au mercure et aux répercussions connexes sur le quotient intellectuel. Des observations scientifiques récentes prouvent que le mercure a également un effet sur les maladies cardiaques et sur le risque de décès prématuré. Si l’on inclut les risques de maladies cardiaques et de décès liés 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 dollars par kilogramme. En raison de l’incertitude liée à 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.

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 lesquels 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 (quotient intellectuel) chez les enfants d’âge scolaire.

Lorsque l’exposition au plomb touche le quotient intellectuel, elle se traduit par une baisse des revenus ou de la productivité, car les individus ne peuvent pas travailler au maximum de leur potentiel lorsqu’ils atteignent l’âge adulte.

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.

Bien que certains avantages pour la santé soient prévus, ils n’ont pas été estimés en raison du manque de données.

Avantages pour l’environnement

Les réductions des émissions des principaux contaminants atmosphériques, qui découleraient du Règlement entraîneraient des avantages pour l’environnement. Ceux-ci ont été estimés à l’aide du modèle MEQA2 (voir référence 67) d’Environnement Canada et les estimations ont été renforcées par d’autres estimations environnementales afin d’intégrer les éléments non pris en compte par ce modèle.

Estimation pour les souillures, la visibilité et l’agriculture

La qualité de l’air ambiant a été modélisée pour les années 2020 et 2030 seulement. Afin de générer des estimations annuelles des avantages, différentes hypothèses ont été appliquées selon la tendance prévue relative à la qualité de l’air ambiant au cours de périodes précises, tel qu’il a été mentionné précédemment. De 2015 à 2035, la valeur actualisée totale des avantages estimée avec le modèle MEQA2 est de 149,9 millions de dollars. Les avantages supplémentaires, d’une valeur de 11,5 millions de dollars, sont estimés à l’aide d’une méthode de transfert des avantages. Par conséquent, les avantages pour l’environnement au Canada des réductions des principaux contaminants atmosphériques (PCA) sont estimés à environ 161,4 millions de dollars. Les estimations des avantages découlant du modèle MEQA2 sont présentées dans le tableau 20 et sont abordées ci-après. Les répercussions sur l’environnement qui découlent du Règlement ont été jugées négligeables pour la province de la Colombie-Britannique et les territoires. Par conséquent, ces estimations ont été exclues du tableau et du total pour le Canada.

Tableau 20 : Avantages environnementaux cumulatifs pour le Canada
(2015 à 2035), valeur actualisée, en millions de dollars de 2010

Région

Effets des souillures sur les ménages

Visibilité touchant les ménages

Ozone sur les revenus agricoles

Total MEQA2

Terre-Neuve-et-Labrador

0,1

1,1

0,0

1,2

Île-du- Prince-Édouard

0,0

0,2

0,0

0,2

Nouvelle-Écosse

0,0

0,8

0,1

1,0

Nouveau-Brunswick

0,0

0,4

0,0

0,4

Québec

0,2

1,1

0,6

1,8

Ontario

0,6

2,4

2,2

5,2

Manitoba

1,1

6,0

5,4

12,5

Saskatchewan

1,8

9,8

34,6

46,2

Alberta

7,4

25,0

48,9

81,3

Canada

11,2

46,9

91,9

149,9

Avantages pour l’environnement estimés au moyen du modèle d’évaluation de la qualité de l’air

149,9

Autres avantages pour l’environnement estimés par un transfert des avantages

11,5

Total des avantages pour l’environnement estimés

161,4

Réduction des souillures

Les souillures issues des dépôts accrus de matières particulaires entraîneront des coûts de nettoyage pour les ménages canadiens. Le modèle d’estimation des répercussions des économies en matière de nettoyage des souillures (modèle SCSIE) estime les coûts de nettoyage éludés pour les ménages canadiens touchés par différentes concentrations de MP10. De 2015 à 2035, la valeur actualisée des coûts de nettoyage évités devrait être de 11,2 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. 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

Toutes autres choses étant constantes, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires diminuent. 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 68). La valeur actualisée des gains en matière de bien-être issue d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel devrait être de 46,9 millions de dollars; l’Alberta et la Saskatchewan réunies représentent 74 % des avantages totaux.

Augmentation de la productivité agricole

Le Règlement devrait entraîner une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. D’après les fonctions exposition-réponse pour 20 différentes cultures, le modèle d’estimation de la valeur des effets de l’ozone sur les cultures canadiennes (modèle VOECCE) donne des changements dans la production (en tonnes) et les revenus totaux des ventes par région agricole de recensement en raison de changements dans les concentrations d’ozone. La valeur actualisée des avantages nationaux issus de la hausse de la productivité agricole devrait être de 91,9 millions de dollars. (voir référence 69) La Saskatchewan bénéficie d’environ 37 % des avantages nationaux, tandis que l’Alberta en bénéficie de plus de la moitié.

Estimations additionnelles 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, une méthode de transfert des avantages a été élaborée afin d’évaluer les répercussions économiques de l’oxyde d’azote (NOx) sur la récolte du bois et l’utilisation récréative des écosystèmes forestiers, ainsi que celle du dioxyde de soufre (SO2) sur les frais d’entretien du matériel. Les estimations des dommages marginaux moyens par tonne selon l’étude de Muller et Mendelsohn (voir référence 70) ont été multipliées par les réductions annuelles nationales des émissions de NOx et de SOx. La valeur actualisée nette des avantages associés à la réduction de ces émissions est d’environ 11,5 millions de dollars pour le Canada.

Autres avantages pour l’environnement

Dans l’ensemble, la valeur actualisée des avantages environnementaux devrait être de 161,4 millions de dollars. Ces répercussions peuvent être jugées prudentes, car de nombreux avantages pour l’environnement ne sont pas quantifiés en raison du manque de données ou des limites méthodologiques. Sont omis de ces avantages la réduction des souillures pour les secteurs industriels et commerciaux, les avantages récréatifs additionnels liés à l’amélioration de la visibilité, la diminution du mercure et des dépôts acides dans les écosystèmes (par exemple eau ou forêts) ainsi que les avantages liés à la diminution des concentrations de MP2,5 et d’ozone en ce qui concerne les maladies et les décès prématurés du bétail et des espèces sauvages.

7.4.3 Extraction de pétrole par récupération assistée des hydrocarbures

L’un des avantages du Règlement est la capacité à utiliser le CO2 capté par les usines de captage et de séquestration du carbone pour la récupération assistée des hydrocarbures. La récupération assistée des hydrocarbures est un processus par lequel du CO2 est injecté dans des réservoirs de pétrole existants en vue d’extraire plus de pétrole. Pour le scénario de la valeur médiane, la valeur des hydrocarbures a été fixée au prix du West Texas Intermediate (WTI) à partir du modèle E3MC, et on a pris l’hypothèse que l’utilisation d’une tonne de CO2 pour la récupération assistée des hydrocarbures permettait d’obtenir trois barils de pétrole de plus. La valeur actuelle des avantages provenant de l’augmentation de la production de pétrole liée au Règlement est évaluée à 6 098 millions de dollars sur la période 2015-2035.

7.5 Énoncé coûts-avantages

Les résultats de l’analyse coûts-avantages sont résumés dans le tableau 21. Chaque variable clé est présentée selon sa valeur actualisée nette, par périodes de cinq ans et pour la totalité de la période d’étude. Les valeurs ont été actualisées à 3 % et sont classées en fonction des coûts quantifiés et monétisés (production, hausse des importations, diminution des exportations, gouvernement) et des avantages quantifiés et monétisés (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 afin de s’assurer que seule la part de leurs coûts et de leurs avantages amortis au cours de la période d’étude est incluse. La valeur actualisée nette (VAN) mesure les avantages nets (avantages moins coûts) pour toutes les années indiquées.

La valeur actualisée nette du Règlement en 2015 au cours de la période d’étude est estimée à 7,3 milliards de dollars. La valeur actualisée des avantages est estimée à 23,3 milliards de dollars, ce qui est grandement dû au coût social du carbone évité (5,6 milliards de dollars), aux coûts de production évités (7,2 milliards de dollars), aux avantages pour la santé provenant de la réduction de l’exposition au smog (4,2 milliards de dollars) et au pétrole supplémentaire extrait grâce à la récupération assistée des hydrocarbures (6,1 milliards de dollars).

La valeur actualisée des coûts est estimée à 16,1 milliards de dollars, principalement à cause de l’augmentation des achats de carburant à base de gaz naturel (8,0 milliards de dollars), de la diminution des exportations d’électricité et des nouveaux coûts d’investissement (0,3 milliard de dollars et 1,9 milliard de dollars, respectivement).

Tableau 21 : Énoncé des coûts-avantages supplémentaires (2015-2035)
(En millions de dollars de 2010)

Catégorie

2015

2020

2025

2030

2035

Total

A. Coûts quantifiés

           

A1. Coûts de production

           

Nouveau capital (net de la valeur résiduelle)

0

68

1 406

2 145

-4 063

1 946

Mises hors service des
groupes au charbon

0

39

0

210

0

329

Coûts fixes de
fonctionnement et entretien additionnels

0

2

7

28

38

250

Coûts variables de fonctionnement et entretien additionnels

0

129

99

344

465

3 810

Coûts du gaz naturel liés au carburant

0

155

153

881

1 091

7 954

Sous-total

0

393

1 664

3 608

-2 468

14 289

A2. Récupération assistée des hydrocarbures

           

Coûts pour l’extraction de pétrole

0

0

84

146

126

1,288

Coût social additionnel du carbone (valeur médiane de l’estimation)

0

0

8

16

15

140

Sous-total

0

0

92

162

141

1 427

Hausse des importations

0

0

3

10

4

72

Baisse des exportations

0

-1

18

48

25

274

Coûts pour le gouvernement

1

1

1

0

0

11

COÛTS TOTAUX

1

393

1 778

3 828

-2 298

16 073

B. Avantages quantifiés

           

B1. Coûts de production évités

           

Coûts d’investissement
(net de la valeur résiduelle)

0

0

170

39

-2,690

1,195

Remise en état de groupes au charbon (net de la valeur résiduelle)

0

160

88

867

-842

684

Coûts fixes de
fonctionnement et
entretien

0

4

22

105

110

833

Coûts variables de fonctionnement et
entretien

0

22

30

112

131

1,032

Coûts de l’alimentation au charbon

0

78

85

420

371

3,494

Sous-total

0

265

395

1 543

-2 920

7 237

B2. Avantages pour
l’environnement

           

Coûts sociaux du carbone
évités (valeur médiane
de l’estimation)

0

87

134

645

742

5 634

Souillure, visibilité,
agriculture, bois d’œuvre
et loisirs

0

1

2

19

17

161

Sous-total

0

88

136

664

759

5 796

B3. Avantages pour la santé

           

Avantages de la réduction
des niveaux de smog

0

21

21

485

504

4,185

Mercure

0

0

1

3

3

24

Sous-total

0

22

21

489

507

4 210

B3. Récupération assistée
des hydrocarbures

           

Valeur de l’extraction
du pétrole au WTI

0

0

381

691

614

6 098

Sous-total

0

0

381

691

614

6 098

AVANTAGES TOTAUX

0

374

933

3 387

-1 040

23 341

E. VALEUR ACTUALISÉE NETTE

-1

-19

-844

-441

1 258

7 267

Le tableau ci-dessous présente des mesures sommaires clés pour l’analyse coûts-avantages. Le coût socioéconomique par tonne d’émission de gaz à effet de serre indique que les avantages non liés aux gaz à effet de serre dépassent les coûts (voir référence 71). On estime que les avantages liés au Règlement sont 45 % supérieurs aux coûts.

Tableau 22 : Résumé des mesures (2015-2035)

Catégorie

2015

2020

2025

2030

2035

Total

Réduction des émissions de gaz à effet de serre par le secteur des services (Mt équivalent—CO2)

0,0

3,1

4,9

24,9

30,1

219,2

Augmentation des émissions de gaz à effet de serre liés à la récupération assistée des hydrocarbures (Mt équivalent—CO2)

0,0

0,0

0,3

0,6

0,6

5,4

Réductions nettes de gaz à effet de serre (Mt équivalent—CO2)

0,0

3,1

4,6

24,3

29,5

213,8

Ratio avantages-coûts

1,452

Coût socioéconomique par tonne de gaz à effet de serre ($/T)

-7,85

7.6 Analyse de sensibilité

7.6.1 Sensibilité unidimensionnelle

Une analyse de sensibilité a été effectuée sur des variables clés afin d’évaluer les répercussions liées à l’incertitude des résultats. Cela nécessite le changement d’une variable à la fois (tout en maintenant les autres variables/répercussions constantes). L’analyse de sensibilité (présentée au tableau 23) indique que les résultats sont solides pour ce qui est de démontrer la valeur actualisée nette positive pour le Règlement dans un large éventail de valeurs plausibles pour les variables et les hypothèses. Les résultats étaient plus sensibles à la variation du taux d’actualisation, en utilisant le coût social du charbon évité selon l’estimation au 95e centile, à l’hypothèse concernant la quantité de CO2 vendue aux fins de récupération assistée des hydrocarbures et aux changements dans les prévisions relatives au prix du pétrole.

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

Sensibilité des variables

VALEUR ACTUALISÉE NETTE

Inférieure

Moyenne

Supérieure

1. Taux d’actualisation : 7 %, 0 %

4 669

7 267

13 530

2. Sensibilité à la prévision du prix du gaz naturel : +20 %, -20 %

6 813

7 267

9 995

3. Sensibilité à la prévision du prix du charbon : -20 %, +20 %

7 705

7 267

9 103

4. Remise en état des groupes alimentés au charbon en fin de vie utile — 50 %

7 641

7 267

s/o

5. Coûts de désaffectation : +50 %, -50 %

8 240

7 267

8 568

6. Quantité du C02 capturé vendu pour la récupération assistée des hydrocarbures: 50 % inférieur à l’hypothèse centrale

4 901

7 267

s/o

7. Sensibilité aux prix du pétrole : +40 %, -40 %

5 965

7 267

10 844

8. Coût social du carbone évité, estimé au 95e centile

s/o

7 267

23 088

7.6.2 Analyse de scénario

On a également entrepris une analyse du scénario à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada d’Environnement Canada. Le modèle énergie-émissions-économie du Canada étant de nature dynamique, le changement d’un paramètre aurait des répercussions sur plusieurs variables. Alors que le prix du gaz naturel a été le point central de l’analyse de sensibilité, la fluctuation du prix du gaz naturel a influencé la croissance économique et la demande en électricité des consommateurs.

Sensibilité du prix du gaz naturel

Bon nombre des événements qui influent sur les marchés de l’énergie sont impossibles à prévoir. Les projections relatives aux prix de l’énergie sont soumises à l’incertitude. Il est donc important de les analyser comme un éventail de résultats possibles. Pour se faire une idée des répercussions de la sensibilité du prix à la consommation sur les prix du gaz naturel à l’avenir, les dites répercussions ont été calculées en fonction d’une série d’hypothèses distinctes quant au prix du gaz naturel à venir au Henry Hub (figure 7).

Figure 7 : Plage de sensibilité du prix du gaz naturel au Henry Hub

Charte - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

Le scénario du prix de référence, mis au point par l’Office national de l’énergie, a été conçu de façon à intégrer les meilleures données disponibles au sujet de l’offre et de la demande en énergie à l’avenir. Les projections reflètent également les hypothèses relatives au prolongement des pipelines (par exemple pipelines du delta du Mackenzie et de l’Alaska) ainsi que les évolutions possibles de l’offre et de la demande en approvisionnement en gaz naturel aux États-Unis. Dans le cadre du scénario de référence, le prix du gaz naturel devrait passer d’environ 4,37 $ par millier de pieds cubes (en millions de dollars américains de 2010) à environ 8 $ par millier de pieds cubes d’ici 2035. D’après les autres scénarios, le prix du gaz naturel en 2035 devrait se chiffrer à environ 7,75 $ par millier de pieds cubes dans le scénario bas et à environ 10,50 $ par millier de pieds cubes dans le scénario élevé. Tel qu’il est indiqué dans la section 7.2.2, ces prévisions sur le prix futur du gaz naturel sont considérées comme étant prudentes.

Comme le montre le tableau 24, les variations prévues du prix du gaz naturel au Henry Hub ont une incidence sur les prix prévus pour la production d’électricité alimentée au gaz naturel. Ces prix auront à leur tour des répercussions d’ampleurs diverses sur les prix de l’électricité pour les consommateurs canadiens en fonction de facteurs tels que le mélange global de sources de productions au sein du portefeuille d’électricité de la région.

En Alberta, les prix du gaz naturel du producteur d’électricité pourraient se chiffrer à 6,05 $ par millier de pieds cubes (valeur basse) ou à 9,95 $ par millier de pieds cubes (valeur élevée) selon les plages de sensibilité en 2035. Ces prix sont relativement faibles par rapport aux autres provinces canadiennes. Par exemple, les prix du gaz naturel du producteur d’électricité pourraient atteindre 14,07 $ par millier de pieds cubes (valeur élevée) ou 10,18 $ par millier de pieds cubes (valeur basse) en Nouvelle-Écosse, où les prix devraient être les plus élevés parmi les provinces sélectionnées.

Tableau 24 : Prix du gaz naturel du producteur d’électricité —
provinces sélectionnées (¢/kWh — dollars de 2010)

2009

2025

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

2035

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

Alberta

3,30

5,10

5,90

7,69

6,05

7,33

9,95

Saskatchewan

5,54

7,55

8,35

10,15

8,51

9,78

12,40

Nouvelle-Écosse

7,06

9,22

10,02

11,81

10,18

11,45

14,07

Le prix alternatif du gaz naturel a une incidence sur le coût de l’électricité. Le tableau 25 illustre l’incidence des prix alternatifs du gaz naturel sur le coût de la production d’électricité à partir de groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel. En Alberta, le coût de l’électricité pour les groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel pourrait se chiffrer, en 2035, à 8,77 ¢/kWh (valeur basse) ou à 11,39 ¢/kWh (valeur élevée) en fonction des plages de sensibilité. Ces prix sont relativement faibles par rapport aux autres provinces canadiennes. Par exemple, le coût de l’électricité pour les groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel pourrait atteindre 13,99 ¢/kWh (valeur élevée) ou 11,42 ¢/kWh (valeur basse) en Nouvelle-Écosse, où les prix devraient être les plus élevés parmi les provinces sélectionnées.

Tableau 25 : Coût de l’électricité pour les groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel — provinces sélectionnées (¢/kWh — dollars de 2010)

2009

2025

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

2035

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

Alberta

6,21

8,36

8,93

10,17

8,77

9,63

11,39

Saskatchewan

5,56

9,60

10,20

11,64

10,54

11,47

13,34

Nouvelle-Écosse

0,00

9,35

10,41

12,20

11,42

12,03

13,99

Comme il a été mentionné précédemment, le modèle énergie-émissions-économie du Canada étant de nature dynamique, un changement de prix influencera la croissance économique et la demande en électricité des consommateurs. Comme l’illustre le tableau 26, la baisse des prix du gaz naturel entraîne un taux de croissance annuel moyen plus élevé par rapport au cas de référence, tandis que la hausse des prix du gaz naturel entraîne un taux de croissance annuel moyen plus faible par rapport au cas de référence. En Alberta, le taux de croissance annuel moyen pour la période comprise entre 2010 et 2035 est de 2,85 % avec un prix faible du gaz naturel, par rapport à 2,83 % dans le cadre du prix de référence et à 2,79 % avec un prix élevé du gaz naturel.

Tableau 26 : Produit intérieur brut provincial (taux de croissance annuel moyen)

2010 à 2035

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

2010 à 2035

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

Alberta

3,21 %

3,09 %

2,93 %

2,85 %

2,83 %

2,79 %

 

Saskatchewan

2,53 %

2,43 %

2,29 %

2,27 %

2,24 %

2,19 %

 

Nouvelle-Écosse

1,65 %

1,55 %

1,42 %

1,52 %

1,52 %

1,49 %

 

Il existe de nombreux facteurs qui contribuent à la fixation des prix de l’électricité pour les consommateurs (par exemple la structure du marché, l’ordre de mise en route des groupes, la situation de l’offre et de la demande), y compris les prix du gaz naturel de remplacement. Ces facteurs peuvent influer différemment en fonction de la structure du marché de l’électricité. Par exemple, en Alberta, les facteurs de l’offre et de la demande, et la contribution de la production alimentée au gaz naturel pour répondre à la demande, ont tendance à dépasser la simple contribution des prix du gaz naturel.

Le tableau 27 illustre l’incidence des prix alternatifs du gaz naturel sur les prix moyens d’électricité. En Alberta, le prix moyen d’électricité en 2035 pourrait se chiffrer à 18,16 ¢/kWh (valeur basse) ou à 18,67 ¢/kWh (valeur élevée) en fonction des plages de sensibilité (voir référence 72). En Saskatchewan, le prix de l’électricité varie entre 20,13 ¢/kWh et 21,55 ¢/kWh tandis qu’en Nouvelle-Écosse il varie entre 22,36 ¢/kWh et 23,40 ¢/kWh.

Tableau 27 : Prix moyens d’électricité après la mise en place de la norme de rendement en matière d’électricité — provinces sélectionnées (¢/kWh – dollars de 2010)

2009

2025

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

2035

Valeur basse

Valeur de référence

Valeur élevée

Alberta

7,57

16,14

16,36

14,83

18,44

18,67

18,16

Saskatchewan

9,85

14,60

14,71

15,08

20,13

20,58

21,55

Nouvelle-Écosse

12,44

18,58

18,74

19,67

22,36

22,43

23,40

7.7 Analyse de la répartition et de la concurrence

7.7.1 Secteur du charbon

On s’attend à ce que le Règlement ait des répercussions sur l’emploi par la fermeture des installations de production d’électricité alimentées au charbon et les installations d’exploitation du charbon. Toutefois, les répercussions sur l’emploi varient grandement dans tout le Canada. Étant donné que la réponse de la Saskatchewan à l’égard du Règlement consiste à rénover ses groupes au charbon avec une technologie de captage et de séquestration du carbone, les répercussions sur l’emploi devraient être minimes, puisque le gouvernement provincial continuera d’utiliser ses ressources en charbon pour la production d’électricité. Des répercussions similaires sont attendues en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick, car ces provinces dépendent des importations de charbon pour la production d’électricité.

En Alberta, certaines répercussions devraient se produire sur l’emploi, car 10 installations de production d’électricité alimentées au charbon devraient fermer leurs portes au cours de la période 2015-2035. Il est peu probable que le charbon produit en Alberta fasse l’objet d’une demande au sein des marchés d’exportation et, à ce titre, on s’attend à ce que la production de charbon connexe cesse. De plus, certaines régions dépendent en grande partie des installations de production d’électricité alimentées au charbon et des mines de charbon pour les emplois directs et indirects qui y sont associés. Même si l’emploi nécessaire dans les installations alimentées au gaz naturel viendra contrebalancer une partie des pertes d’emplois occasionnées, le fonctionnement de ces installations nécessitera moins d’employés que les installations alimentées au charbon et les mines de charbon connexes.

Les répercussions sur l’emploi ne devraient être que transitoires, car on estime que les personnes sans emploi finiront par trouver un nouvel emploi dans l’économie. Par exemple, le gouvernement de l’Alberta (Alberta Employment and Immigration) a récemment estimé que, d’ici 2019, il y aurait une pénurie de 77 000 travailleurs dans la province, alors que les premières installations de production d’électricité alimentées au charbon devant fermer leurs portes en Alberta en raison du Règlement ne devraient pas le faire avant 2020. En somme, les coûts de transition devraient être minimes ou modérés.

Il convient également de remarquer que le Règlement pourrait stimuler l’innovation dans le secteur de l’électricité et d’autres secteurs de l’économie. Par exemple, les coûts liés à l’adoption de la technologie de captage et de stockage pourraient diminuer au fil du temps en raison de « l’apprentissage par la pratique », ce qui pourrait profiter à d’autres secteurs de l’économie qui sont en mesure d’adopter cette technologie. Le Règlement pourrait également augmenter la demande de technologies propres, d’efficacité énergétique et d’énergie renouvelable. Des changements technologiques induits pourraient contribuer à réduire davantage les émissions de gaz à effet de serre, tout en produisant des avantages économiques corrélatifs, tels que de nouvelles possibilités d’emploi dans le secteur des technologies propres, et de nouvelles connaissances et technologies qui pourraient appuyer les entreprises canadiennes dans un marché mondial en croissance des technologies propres.

7.7.2 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 la demande industrielle, les niveaux de production du gaz et les quantités importantes de gaz entreposé. Étant donné la forte concurrence du marché, le prix du gaz varie généralement d’une région à une autre en fonction du coût du transport uniquement.

En 2035, le volume total de gaz naturel utilisé pour produire de l’électricité augmenterait d’environ 40 % ou de 292 pétajoules (PJ) par rapport au maintien du statu quo.

Pour l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, 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.

Étant donné que les répercussions sur la demande de gaz naturel en vertu du Règlement restent inférieures à 1 % de l’ensemble du marché de l’Amérique du Nord, on s’attend à ce que ces conclusions restent valides.

L’une des préoccupations soulevées par les intervenants concerne l’incidence du 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 a recours au gaz en tant que matière première et combustibles qui sont importants en termes de coûts généraux;
  • le secteur des pâtes et papiers pour lequel Industrie Canada estime que l’énergie compte pour 15 % de l’ensemble des coûts. En outre, l’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis estime que 50 % des exigences énergétiques de ce secteur sont autoproduites en utilisant des résidus et des sous-produits ligneux (liqueur noire).

Comme il est indiqué précédemment, l’étude de Ziff Energy a déterminé que les répercussions du projet de règlement sur les prix du gaz ne seraient pas substantielles. À ce titre, les secteurs ci-dessus ne devraient pas être touchés par les augmentations du prix du gaz naturel en vertu du Règlement.

7.7.3 Consommateurs résidentiels et industriels

Consommateurs résidentiels

Les prix de l’électricité à l’échelle provinciale devraient augmenter à l’avenir, que ce soit avec ou sans la norme de rendement. En Alberta, les augmentations de prix dans une condition de maintien du statu quo reflètent un changement selon lequel le gaz naturel joue un rôle plus important dans la fixation des tarifs horaires sur le marché de gros de l’Alberta. La norme de rendement accélérera quelque peu ce changement. La mise en œuvre progressive de la norme de rendement vise à ce que toute répercussion sur les prix soit reportée vers un avenir lointain. Au fil du temps, la norme de rendement devrait avoir les répercussions plus importantes sur les prix de l’électricité en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse. Les répercussions estimées sur les prix dans ces provinces sont présentées ci-dessous. Il convient de remarquer que les changements devraient être faibles pour les autres provinces et, à ce titre, ils ne figurent pas dans le tableau ci-dessous.

Tableau 28 : Variation absolue des prix de l’électricité résidentielle liée à la norme de rendement en matière d’électricité (En cents/kWh — dollars de 2010)

2015

2020

2025

2030

2035

Changement moyen annuel entre 2015 et 2035

Nouvelle-Écosse

0,00

0,00

1,31

1,27

1,40

0,76

Saskatchewan

0,00

0,00

0,09

0,85

2,50

0,74

Alberta

0,00

1,66

1,96

2,24

2,12

1,61

On s’attend à ce que les augmentations de prix soient refilées aux consommateurs proportionnellement à leur consommation. La répartition des prix (tableau 28) au client résidentiel de 2007 en utilisant une consommation moyenne (la Nouvelle-Écosse utilise 10 380 kWh, la Saskatchewan utilise 9 850 kWh et l’Alberta utilise 5 810 kWh) permet d’obtenir les augmentations mensuelles moyennes suivantes estimées pour chacune des provinces entre 2015 et 2035 :

  • Alberta : 7,80 $
  • Nouvelle-Écosse : 6,60 $
  • Saskatchewan : 6,05 $

Les ménages qui consomment plus (ou moins) que la consommation moyenne paieraient proportionnellement plus (ou moins) des coûts totaux.

Alors que les ménages pourraient subir des coûts plus élevés en matière d’électricité, la part de ces coûts par rapport au revenu disponible des ménages devrait rester relativement stable. La part demeure relativement stable au cours de la période d’analyse de la norme de rendement (2015-2035) pour l’ensemble des trois provinces concernées.

Tableau 29 : Part des coûts liés à l’électricité par rapport au
revenu disponible des ménages
(voir référence 73)

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Nouvelle-Écosse

2,9 %

2,8 %

2,8 %

2,9 %

2,9 %

2,7 %

Saskatchewan

1,9 %

1,8 %

1,7 %

1,8 %

1,8 %

1,8 %

Alberta

1,0 %

1,3 %

1,3 %

1,3 %

1,4 %

1,3 %

Consommateurs industriels

En termes de cents/kWh, on estime que les répercussions sur les prix pour les consommateurs commerciaux et industriels d’électricité sont très semblables à celles touchant les consommateurs résidentiels.

Tableau 30 : Variation absolue des prix de l’électricité industrielle liée à la norme de rendement en matière d’électricité (En cents/kWh — dollars de 2010)

2015

2020

2025

2030

2035

Changement moyen annuel entre 2015 et 2035

Nouvelle-Écosse

0,00

0,00

1,31

1,27

1,40

0,76

Saskatchewan

0,00

0,00

1,07

0,93

2,81

0,82

Alberta

0,00

1,66

1,96

2,25

2,13

1,61

Les augmentations de prix progressives telles qu’elles sont présentées au tableau 30 ne devraient pas avoir de répercussions majeures sur le secteur industriel au Canada. Dans l’ensemble, le Canada dispose de tarifs d’électricité faibles par rapport à bon nombre de ses concurrents mondiaux, y compris les États-Unis, principalement en raison des ressources naturelles du Canada, comme l’hydroélectricité bon marché (c’est-à-dire, les ressources en eau) et parce que le secteur industriel continue de consommer moins d’énergie pour chaque unité de production économique. La tendance à long terme (depuis 1990) indique que la quantité d’énergie consommée par l’industrie pour chaque unité de production économique (intensité énergétique) a chuté de 12,3 mégajoules (MJ)/$ de production à 10,7 MJ/$ de production (voir référence 74). Il convient également de noter que l’Environmental Protection Agency des États-Unis va de l’avant avec sa propre norme de rendement en matière d’électricité qui couvre les nouvelles centrales électriques et de nouvelles exigences rigoureuses en matière de pollution de l’air, ce qui devrait également avoir une incidence comparative sur les tarifs de l’électricité dans ce pays.

8. Lentille des petites entreprises

Étant donné que la collectivité réglementée est constituée d’entreprises de tailles moyenne et grande, le point de vue de la petite entreprise ne s’applique pas dans le cadre de ce règlement.

9. Règle du « un pour un »

Le gouvernement fédéral a mis en œuvre une règle du « un pour un » afin de réduire le fardeau administratif (à savoir le temps passé et les ressources dépensées par les entreprises pour démontrer leur conformité avec les règlements du gouvernement). La règle du « un pour un » exige que les modifications réglementaires qui accroissent le fardeau administratif doivent être compensées par des réductions du fardeau administratif d’un niveau équivalent.

Ces règlements comprennent un certain nombre d’exigences administratives obligatoires, comme l’enregistrement, la quantification et la production de rapports, ainsi que les exigences relatives à divers mécanismes de flexibilité par lesquels les entités réglementées peuvent choisir d’utiliser ou de ne pas utiliser l’une ou l’autre de ces dispositions. Cependant, une fois qu’une entité réglementée choisit de participer à un mécanisme de flexibilité, sa participation induit certaines exigences obligatoires.

Ce règlement a été élaboré en tenant compte de ce que l’industrie fait déjà pour réduire au minimum le fardeau administratif associé à la mise en œuvre. La collectivité réglementée signale des types de renseignements identiques ou similaires dans le cadre d’autres programmes ou engagements, notamment au Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre d’Environnement Canada, à Statistique Canada, à divers programmes provinciaux et aux opérateurs de réseaux d’électricité. Par conséquent, un fardeau administratif supplémentaire minime est prévu pour la quantification des émissions et de l’électricité en sus des activités actuelles des entités réglementées.

Un fardeau administratif supplémentaire propre à ce Règlement sera engendré par les demandes et les déclarations liées à l’utilisation des mécanismes de flexibilité, comme le report du captage et de la séquestration de carbone. Ce fardeau administratif sera subi, dans sa majeure partie, par les groupes qui continuent de fonctionner et qui respectent la norme de rendement. Les groupes qui fermeront avant de se conformer à la norme de rendement subiront un fardeau administratif supplémentaire négligeable.

La règle du « un pour un » sera appliquée au Règlement, car ce dernier devrait entraîner des coûts annualisés de 7 000 $ pour toutes les entreprises (350 $ par entreprise) au sein de la collectivité réglementée.

10. Consultation

Consultations après la publication du projet de règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada

Au cours des 20 derniers mois, Environnement Canada a rencontré 23 intervenants environ 60 fois en plus des 25 consultations avec les provinces concernées. Ces rencontres comprennent des consultations avec le secteur des centrales électriques alimentées 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 (soit les provinces qui dépendent du charbon en matière de production d’électricité) et avec des organisations non gouvernementales. D’autres ministères fédéraux ont également consulté les intervenants concernés.

Le 27 août 2011, le gouvernement du Canada a publié le projet de Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon. Dès la publication du projet de règlement, une période de consultation de 60 jours a été lancée pour donner aux intervenants et aux parties intéressées la possibilité de soumettre des commentaires officiels aux fins d’examen.

Le Ministère a également organisé plusieurs grandes séances de consultation, y compris des consultations en personne ou du type webinaire. Les gouvernements provinciaux, l’industrie, les organisations non gouvernementales et les groupes autochtones ont été invités à participer à ces séances. Ces dernières ont permis de fournir des détails supplémentaires et d’approfondir les discussions sur le projet de règlement et ont donné aux intervenants l’occasion de réfléchir aux questions préoccupantes ou nécessitant des précisions. Ces séances ont eu lieu au cours de la période de consultation de 60 jours afin de faciliter ou d’assister la rédaction des commentaires aux fins de soumission officielle.

Plus de 5 000 soumissions ont été reçues au cours de la période de consultation de 60 jours, y compris de la part de 4 gouvernements provinciaux, de 16 sociétés ou exploitants de réseau du secteur de l’électricité, de 17 autres sociétés ou associations de l’industrie, et de 6 organisations non gouvernementales. Les autres commentaires provenaient du grand public, principalement au moyen de lettres types disponibles sur divers sites Web. À la lumière de ces commentaires et des discussions ultérieures avec l’industrie et les provinces, certaines améliorations ont été mises en œuvre pour ce règlement. Ces améliorations fourniront une souplesse accrue à l’industrie, tout en respectant le cadre réglementaire de la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada et en maintenant la contribution du Règlement aux objectifs du Canada dans le cadre de l’Accord de Copenhague.

De nombreuses consultations bilatérales ont également eu lieu avec les représentants des gouvernements de l’Alberta, de la Nouvelle-Écosse et de la Saskatchewan ainsi qu’avec les représentants des principales entreprises de production d’électricité (par exemple SaskPower, Nova Scotia Power Inc., Manitoba Hydro). Ces consultations étaient axées sur l’examen des principaux paramètres techniques utilisés pour soutenir cette analyse. Elles portaient avant tout sur des paramètres relatifs aux consommations spécifiques de chaleur et à l’intensité des émissions pour les groupes de production et sur les paramètres relatifs aux coûts d’investissement en solutions de rechange pour les nouveaux groupes de production.

Dans l’ensemble, les intervenants de l’industrie et des provinces ont exprimé leur soutien envers l’engagement du Canada à réduire les gaz à effet de serre et, dans de nombreux cas, envers l’approche de la norme de rendement réglementée. Toutefois, des questions ou des préoccupations importantes ont été soulevées concernant l’approche secteur par secteur et la manière dont le projet de règlement aurait des répercussions sur des groupes de production précis ou la façon qu’il s’adaptera aux programmes réglementaires provinciaux existants. Parmi les organisations non gouvernementales consultées, certaines avaient des questions concernant le niveau de la norme de rendement, l’exclusion de la biomasse, les émissions de CO2 et l’application des dispositions relatives au captage et à la séquestration du carbone. 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 et la manière dont ils sont traités dans le règlement final.

Dans sa réflexion à propos des améliorations possibles à apporter au projet de règlement en vue de tenir compte des commentaires reçus, Environnement Canada a été guidé par les objectifs définis à la section 4, par l’importance de préserver les réductions d’émissions en 2020 de manière à contribuer à l’atteinte de la l’objectif fixé pour le Canada dans le cadre de l’Accord de Copenhague et par l’importance du respect du cadre réglementaire proposé à l’origine.

Les sections suivantes donnent un résumé des commentaires reçus de la part des intervenants de l’industrie, des provinces et des parties intéressées. Ces commentaires sont classés en deux sections : commentaires liés à la politique et commentaires liés à l’économie.

10.1 Commentaires liés à la politique

Commentaire no 1 : Niveau de la norme de rendement

Les intervenants et les provinces se sont accordés sur le fait que les groupes utilisant la technologie du cycle combiné pour la production au gaz naturel fonctionnant au Canada ne peuvent généralement pas atteindre des taux d’émissions de 375 tonnes de CO2/GWh. La majorité des intervenants étaient favorables à une norme de rendement de 420 tonnes de CO2/GWh. Cependant, certains ont suggéré des émissions de pas moins de 500 ou de 550 tonnes/GWh alors que d’autres recommandaient une approche par laquelle le niveau de la norme de rendement serait progressif et deviendrait de plus en plus strict à mesure que la technologie mûrit. Autre possibilité, les organisations non gouvernementales de l’environnement ont formulé des commentaires consistant à respecter la référence de 375 tonnes de CO2/GWh ou de resserrer la norme de rendement.

Réponse no 1 : Le Règlement relève la norme de rendement à 420 tonnes de CO2/GWh. Ce niveau reflète plus fidèlement le rendement que l’on peut raisonnablement espérer d’un groupe à cycle combiné au gaz naturel en charge de base et répond directement aux commentaires presque unanimes de l’industrie tout en restant dans la fourchette annoncée en juin 2010 (de 360 à 420 tonnes de CO2/GWh). Il est également conforme aux permis émis récemment aux États-Unis.

Commentaire no 2 : Définition de groupe en fin de vie utile

Le projet de règlement incluait une durée de vie utile de 45 ans ainsi qu’un arrangement pour les groupes qui font déjà partie d’une entente d’achat d’électricité ou dont l’exploitation a commencé avant d’être remplacée, par la suite, par de la combustion du charbon.

Certains intervenants de l’industrie et des gouvernements provinciaux ont soulevé des préoccupations quant à la définition proposée pour la fin de vie utile, quant à son incidence sur la gestion des effets sur les prix et quant au risque d’investissements et de valeurs non recouvrables. Plus précisément, les intervenants étaient d’avis que la durée de vie utile devrait être plus longue que les 45 ans énoncés dans le projet de règlement. Bon nombre d’entre eux ont indiqué qu’elle devrait passer à 50 ans, et certains ont suggéré qu’elle soit encore plus longue ou ont parlé d’une approche progressive vers 50 ans et d’une détermination au cas par cas. La nécessité de prendre en compte des dépenses en capital importantes ou des remises à neuf dans le cadre de la définition de la durée de vie utile a également été mentionnée par certains intervenants des gouvernements provinciaux et de l’industrie, tout comme une plus grande souplesse pour les groupes qui seront mis hors service d’ici 2020.

Par ailleurs, le grand public et les organisations non gouvernementales de l’environnement ont demandé à ce que la définition de la durée de vie utile soit raccourcie, de sorte que les groupes soient progressivement mis hors service d’ici 2025 ou 2030, au plus tard, afin d’accélérer le processus de lutte contre les changements climatiques.

En ce qui concerne les ententes d’achat d’électricité, quelques intervenants se sont inquiétés du fait qu’à la signature d’une telle entente, ils s’attendaient 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. Un intervenant de l’industrie a également exprimé des préoccupations quant à l’approche relative aux ententes d’achat d’électricité publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada concernant la situation de son propre groupe.

Certains intervenants ont aussi exprimé leurs préoccupations quant au fait d’avoir un groupe qui a commencé ses activités en tant que groupe au pétrole, mais qui a ensuite été mis hors service et converti en groupe au charbon. Ils affirmaient que la durée de vie utile calculée à 45 ans devrait commencer lorsque le groupe a démarré ses activités avec la combustion de charbon et non à la date d’exploitation initiale.

Réponse no 2 : Afin de mieux tenir compte des préoccupations au sujet de la valeur non recouvrable et de modérer davantage les répercussions sur les prix pour les consommateurs, le gouvernement du Canada définira une durée de vie utile à 50 ans qui sera progressivement mise en œuvre en trois phases. Voici les trois étapes ainsi que les fins de vie utile qui y correspondent :

  • 50 ans ou fin 2019 pour les groupes construits avant 1975;
  • 50 ans ou fin 2029 pour les groupes construits après 1974, mais avant 1986;
  • 50 ans par la suite.

Cette modification donne plus de temps à certains des groupes touchés le plus rapidement en vue de modérer les répercussions sur les prix et réduire la valeur non recouvrable, et ce, tout en respectant les cibles de réduction des émissions pour 2020 au Canada.

Le gouvernement du Canada comprend l’inquiétude quant au rétablissement de la date de début d’exploitation d’un groupe au moment où ledit groupe a commencé à utiliser le charbon en tant que combustible, 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 uniquement au moment où il a commencé à recourir à la combustion de charbon. Par conséquent, le Règlement conservera la prolongation de 18 mois pour les groupes qui sont passés du pétrole au charbon avant le 23 juin 2010.

Commentaire no 3 : Problèmes liés au captage et à la séquestration du carbone

Le projet de règlement incluait une exemption temporaire de la norme de rendement jusqu’en 2025 pour les groupes nouveaux et en fin de vie utile qui intègrent une technologie de captage et de séquestration du carbone.

Certains intervenants des provinces et de l’industrie ont exprimé des préoccupations quant au caractère trop draconien des exigences relatives à l’exemption temporaire, en particulier pour les groupes en fin de vie, au vu de l’état actuel de la technologie. Ils ont estimé que davantage de souplesse était nécessaire en vue de réduire le risque de non-conformité et d’inciter les investissements dans cette technologie. Les intervenants suggéraient notamment de permettre la mise en place de calendriers propres aux projets tenant compte de la durée d’apprentissage nécessaire au développement de la technologie et aux différences entre les calendriers de mise en œuvre des projets, d’offrir deux années supplémentaires aux groupes en fin de vie en vue de respecter les jalons de construction et de soumettre les groupes en fin de vie aux mêmes exigences que les groupes nouveaux.

Les commentaires formulés par les organisations non gouvernementales sur l’exemption temporaire de captage et de stockage de carbone allaient de la suppression de cette exemption, à l’exigence que les groupes en fin de vie planifient la mise en place d’un captage et d’une séquestration de carbone à un taux 30 % plus élevé que celui indiqué dans le projet de règlement. Ils ont exprimé des préoccupations quant au fait que l’exemption temporaire pourrait être utilisée de façon abusive si les groupes ferment après la fin de la période d’exemption tout en indiquant que le taux de captage de 30 % pour les groupes en fin de vie obtenant un report est trop permissif.

Certains intervenants des provinces et de l’industrie ont soulevé des préoccupations concernant le moment et la rigueur des exigences relatives à l’application (par exemple le défi que représente, pour un conseil d’administration, l’approbation inconditionnelle de la construction d’un système de captage et de séquestration du carbone avant même l’achèvement d’une étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé et d’autres approbations réglementaires connexes).

D’autres intervenants de l’industrie ont demandé plus de souplesse concernant les exigences, comme une plus grande marge d’erreur pour les estimations du coût en capital dans l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé ou l’utilisation de crédits compensatoires comme un moyen de se conformer à l’exigence de captage de 30 %.

Pour les groupes existants, certains intervenants 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 avant le 1er juillet 2015 et, par conséquent, seront en mesure de fonctionner pendant un nombre important d’années avant que la norme de rendement s’applique à eux à la fin de leur vie utile, ce qui ne laisse aucune mesure incitative pour aller de l’avant avec le captage et la séquestration du carbone.

Certains intervenants des provinces et de l’industrie ont défendu l’idée selon laquelle l’exemption de 18 mois à titre de mesure incitative pour l’installation d’une technologie de captage et de séquestration du carbone sur les groupes existants était insuffisante pour apporter des retombées économiques pour le financement des projets de captage et de séquestration du carbone. Ils ont demandé une plus grande reconnaissance pour les réductions d’émissions obtenues grâce à l’utilisation du captage et de la séquestration du carbone ainsi qu’une plus grande souplesse quant à la manière dont cette reconnaissance doit être mise en œuvre afin de permettre aux niveaux d’émissions d’être atteints d’une façon qui soit souple pour le système de gestion de l’énergie et plus prudente sur le plan fiscal pour les services publics.

Les suggestions des intervenants pour élargir la reconnaissance comprenaient l’allongement de l’exemption de 18 mois en vue de tenir compte du captage continu à un taux plus élevé dans les groupes existants et la reconnaissance des réductions supérieures aux exigences obtenues par le captage et la séquestration du carbone. Plusieurs suggestions ont été apportées concernant la manière dont cette reconnaissance devrait être mise en œuvre, y compris des instruments de crédit ou de mise en banque qui pourraient être utilisés dans l’ensemble du parc d’une entreprise ou échangés entre les services publics.

Une organisation non gouvernementale a proposé la suppression de l’exemption de 18 mois.

Certains intervenants des provinces et de l’industrie ont exprimé des préoccupations quant au fait que, s’agissant des options de conformité, les souplesses en matière de captage et de séquestration du carbone désavantageaient injustement les groupes situés dans des zones où la géologie est moins favorable à la mise en œuvre du captage et de la séquestration du carbone; ils ont également indiqué que d’autres dispositions de flexibilité (à savoir la substitution et les groupes de réserve), qui avaient des dates d’expiration plus précoces, présentaient une date limite injuste par rapport aux dispositions sur le captage et la séquestration du carbone. Par conséquent, ils ont souligné que le projet de règlement favoriserait davantage la poursuite de l’utilisation du charbon pour la production d’électricité dans certaines régions au Canada que dans d’autres. Certaines suggestions portaient également sur le fait que la biomasse devrait recevoir un traitement comparable à celui permis par le report du captage et de la séquestration du carbone.

Des commentaires de la part des provinces et de l’industrie demandaient des précisions sur les émissions potentielles liées aux fuites provenant des conduites, des pompes et du stockage, sur la manière dont des assurances seraient fournies pour le transport et la séquestration du CO2 ainsi que sur leur conformité avec les lois applicables.

Réponse no 3 : Les dispositions relatives au captage et à la séquestration du carbone dans la version finale du Règlement ont été peaufinées en vue d’augmenter les mesures incitatives à ce sujet tout en s’assurant que des réductions des émissions se produiront. Cela offre plus de temps à la mise en œuvre du captage et de la séquestration du carbone dans les groupes en fin de vie et traite la plupart des préoccupations soulevées par les provinces et l’industrie.

Plus précisément, les jalons exigés pour les groupes en fin de vie ont été modifiés pour correspondre à ceux des groupes nouveaux. Cela s’explique par le fait que la durée de vie utile mise en place progressivement fait que la plupart des groupes en fin de vie ne nécessiteront pas de report du captage et de la séquestration du carbone avant 2020, année à laquelle les jalons de construction pour les groupes en fin de vie correspondront à ceux des groupes nouveaux. Par conséquent, ce changement supprime également l’exigence de captage de 30 % pour les groupes en fin de vie, car ces groupes devront procéder au captage à un taux permettant de respecter la norme de rendement dans les cinq ans suivant l’entrée en vigueur du report. Les jalons de construction rigoureux et réglementés continuent de veiller à ce que les groupes qui reçoivent une exemption temporaire de captage et de séquestration du carbone prennent des mesures concrètes pour mettre en œuvre le captage et la séquestration du carbone et qu’ils respectent la norme de rendement.

Pour les groupes existants, le gouvernement propose de fournir une plus grande reconnaissance et davantage de mesures incitatives pour les efforts de captage précoces en augmentant la disposition d’exemption de 18 mois pouvant être transférée à un groupe en fin de vie utile à deux ans.

La souplesse d’autres dispositions a été accrue (voir les autres sections), ce qui devrait atténuer les préoccupations relatives à l’équité entre les dispositions.

Commentaire no 4 : Substitution de groupes

En général, les commentaires de l’industrie sur la disposition de substitution étaient favorables et manifestaient un intérêt pour l’élargissement de son application. Il a notamment été suggéré de supprimer la date d’échéance de cette disposition, fixée à 2020, afin qu’elle reste disponible, de permettre la substitution entre les entreprises du moment que les mêmes niveaux de véritables réductions sont atteints et d’autoriser la substitution temporaire d’un groupe en fin de vie utile ou d’un groupe de réserve pour les périodes où les groupes existants sont temporairement fermés pendant un certain temps. Un intervenant a également suggéré que les groupes se trouvant sur un même site (c'est-à-dire dans la même installation) soient autorisés à transférer leur durée de vie utile entre eux afin qu’ils disposent de dates de retrait communes. L’industrie a également suggéré d’élargir la disposition de substitution en vue de reconnaître la fermeture précoce des groupes avant leur fin de vie utile.

D’autres intervenants ont indiqué que la disposition de substitution devrait être supprimée dans sa totalité, car les groupes en fin de vie utile ne devraient pas avoir la possibilité de fonctionner après leur fin de vie utile et parce que la disposition présente une faille.

Réponse no 4 : Cette disposition vise à apporter plus de souplesse aux intervenants tout en veillant à ce que les réductions des émissions soient maintenues. Le gouvernement du Canada a élargi la disposition de substitution dans la version finale du Règlement afin de reconnaître les fermetures permanentes précoces de groupes avant la fin de leur vie utile : ils peuvent désormais transférer leurs années restantes à un ou à plusieurs autres groupes. Le gouvernement du Canada supprimera également l’échéance de 2020 pour la disposition de substitution.

Commentaire no 5 : Couverture des secteurs industriels, du coke de pétrole, des gaz de synthèse et des biocombustibles

Les intervenants de l’industrie ont mentionné que le projet de règlement, tel qu’il était rédigé, pourrait par inadvertance couvrir également des secteurs industriels qui produisent de l’électricité ou comprendre des activités industrielles considérées comme hors de la portée du secteur de l’électricité. On craint plus particulièrement que l’inclusion du coke de pétrole dans la définition du charbon soumette certains secteurs industriels à ce règlement. Un autre intervenant a indiqué qu’il ne fallait pas que ce règlement ait des effets dissuasifs pour l’industrie quant à son utilisation des combustibles, comme ceux utilisés dans les processus de cogénération (des carburants qui, autrement, seraient considérés comme des déchets et seraient torchés). Il a également été noté que ce règlement ne devrait pas couvrir la production, le traitement ou le transport de combustibles « en amont », comme cela serait le cas en cas d’inclusion des émissions provenant de la gazéification du charbon pour la production de combustibles de synthèse.

Un intervenant a soutenu l’objectif de ce règlement de couvrir le charbon, les dérivés du charbon (par exemple le gaz de synthèse) et le coke de pétrole, tandis qu’un autre a suggéré que le Règlement ne couvre le coke de pétrole que si ce dernier est mélangé à du charbon ou s’il est utilisé à titre de combustible autonome. Il a également été souligné que le coke de pétrole était un carburant à faible coût et que, par conséquent, l’inclure dans la définition du charbon dans le cadre de la version finale du Règlement entraînerait l’abandon de son utilisation et, par voie de conséquence, un fardeau et des coûts énergétiques plus élevés pour les contribuables.

Réponse no 5 : Le gouvernement du Canada reconnaît que l’objectif de ce règlement est d’aborder les émissions de CO2 provenant précisément du secteur de l’électricité et a pris des mesures pour s’assurer que le Règlement ne s’appliquera pas aux secteurs industriels qui ne produisent pas de l’électricité destinée à la vente au détail.

En ce qui a trait au coke de pétrole, la combustion de cette source de combustible génère plus d’émissions de gaz à effet de serre et dioxyde de soufre que la combustion du charbon. La permission d’une utilisation non réglementée d’un tel combustible viendrait contrecarrer l’objet du Règlement. C’est pourquoi la définition du charbon continue d’inclure le coke de pétrole.

Les émissions provenant de la production de gaz de synthèse à partir de la gazéification du charbon resteront couvertes aussi longtemps qu’une personne responsable du système de gazéification sera aussi responsable du groupe de production d’électricité au charbon. Le gouvernement du Canada estime que le prétraitement du charbon pour la production d’électricité destinée à la vente est compatible avec l’intention générale de ce règlement.

Les combustibles de synthèse sont inclus dans la définition du charbon, aussi les groupes brûlant des combustibles de synthèse pour produire de l’électricité destinée à la vente seront-ils assujettis à ce règlement.

Les systèmes de gazéification qui produisent des combustibles de synthèse ne servant pas à la production d’électricité destinée à la vente ne seront pas couverts par ce règlement.

Commentaire no 6 : Groupes de soutien et situations d’urgence

Les quelques commentaires concernant ces dispositions étaient d’accord pour indiquer que l’exigence d’exploiter ces groupes à un facteur de capacité inférieur ou égal à 7 % était trop restrictive et que ce pourcentage devait être relevé. Ils ont signalé que les groupes de soutien ont besoin d’un facteur de capacité plus élevé pour maintenir un niveau de production stable et éviter les coûts d’équipement et d’entretien causés par le démarrage à froid de ces groupes. Voici des suggestions concernant le niveau auquel devrait être fixé le pourcentage : 9 %, 15 % à 40-50 %.

Il a également été remarqué que les groupes de soutien sont rarement utilisés, qu’ils représentent un avantage pour le réseau et que, par conséquent : aucune date de fin ne devrait être fixée pour cette disposition; ces groupes devraient être en mesure de participer à la disposition de substitution; ces groupes devraient pouvoir adopter des dispositions de captage et de séquestration du carbone à la fin de la période de soutien.

Dans l’ensemble, les intervenants ont convenu que d’autres précisions étaient nécessaires à propos de la disposition relative aux situations d’urgence. Il a plus particulièrement été demandé que la provision intègre explicitement la prise en compte de la sécheresse et des engagements provinciaux en vue de résoudre les situations d’urgence sur les réseaux de production d’électricité d’autres compétences en tant que situations admissibles. Il a également été indiqué que de plus amples précisions étaient nécessaires pour limiter les abus de cette disposition, notamment si les effets des changements climatiques entraînent un plus grand nombre de situations d’urgence.

Une plus grande clarté concernant l’entité devant déclarer une situation d’urgence a été demandée. La majorité des commentaires, y compris ceux provenant de l’industrie, des entités provinciales et des organisations non gouvernementales, ont indiqué que la décision finale concernant la détermination de la présence d’une situation d’urgence devrait revenir aux organismes ou gouvernements provinciaux respectifs, plutôt que d’être laissée au gouvernement fédéral ou demandée par les entités réglementées.

Réponse no 6 : Les dispositions relatives aux groupes de soutien du projet de règlement ont été incluses à titre de mesures temporaires et n’étaient pas perçues comme une manière de maintenir la capacité de production d’électricité alimentée au charbon. Le gouvernement du Canada reconnaît que les groupes de soutien peuvent améliorer la fiabilité du réseau de distribution d’électricité, notamment lorsque l’industrie effectue les investissements nécessaires. Par conséquent, le gouvernement du Canada a allongé la disponibilité de cette disposition à 2030 (au lieu de 2020, comme cela avait été précédemment publié dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada); toutefois, après cette date, ces groupes seront soumis à la norme de rendement.

Après examen des commentaires reçus sur le facteur de capacité autorisé pour les groupes de soutien, le gouvernement du Canada a augmenté ledit facteur de 7 % à 9 % dans la version finale du Règlement. Il avait été convenu que la limite de 7 % permettrait à ces groupes de conserver l’équipement dans une condition lui permettant d’accélérer tout en ne représentant pas un participant actif au réseau électrique. La valeur de 9 % est raisonnablement cohérente avec cette intention et permet de veiller à ce que ces groupes soient uniquement réservés aux situations d’urgence. Des limites supérieures du facteur de capacité changeraient la nature de cette disposition et permettraient une utilisation importante des groupes de soutien en dehors des situations d’urgence.

Le gouvernement du Canada a examiné la disposition relative aux situations d’urgence proposée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada et a conclu qu’elle prévoyait déjà une souplesse suffisante pour que des situations d’urgence soient jugées admissibles tout en maintenant une certaine rigueur à propos des exigences, des processus d’approbation et des limites de durée. Les situations d’urgence ne peuvent survenir qu’en raison d’un événement extraordinaire, imprévu et inévitable ou être déclarées comme telles par la province. La situation d’urgence doit causer une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité au sein de la province concernée dont l’atténuation rend nécessaire l’utilisation du groupe.

De plus amples précisions concernant cette disposition seront fournies dans les documents d’orientation.

Commentaire no 7

Comme il est indiqué précédemment, des milliers de commentaires ont été reçus de la part de divers groupes d’intervenants. La vaste majorité de ces commentaires soutenait fortement l’intention du gouvernement du Canada de prendre des mesures sur les changements climatiques et demandait même parfois l’adoption de mesures plus strictes. Un certain nombre d’intervenants défiaient quant à eux la validité des changements climatiques et des preuves connexes et, ce faisant, s’opposaient à la nécessité de cette version finale du Règlement.

Réponse no 7 : Le quatrième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, intitulé Changements climatiques 2007, conclut clairement que le système climatique se réchauffe et qu’il est très probable que les émissions de gaz à effet de serre provenant des activités humaines à l’échelle mondiale, principalement de la combustion de combustibles fossiles, sont en majeure partie responsables du réchauffement observé depuis le milieu du XXe siècle.

Le gouvernement du Canada a inscrit dans l’Accord de Copenhague un objectif ambitieux de réduction de nos émissions de gaz à effet de serre à l’échelle nationale de 17 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2020, et continue à s’engager à prendre des mesures et à atteindre cet objectif grâce à une approche secteur par secteur. Ce règlement visant la réduction des émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de l’électricité au charbon représente un élément essentiel de cette approche.

Commentaire no 8 : Choix de l’instrument

Certains commentateurs avaient le sentiment que la norme de rendement en matière d’électricité était un instrument inapproprié pour lutter contre les émissions de gaz à effet de serre, en répartissant les coûts inégalement dans tout le pays et en faisant peser le fardeau sur les consommateurs plutôt que sur l’industrie.

Réponse no 8 : Le gouvernement du Canada va de l’avant avec un plan sur les changements climatiques qui comprend la réglementation des émissions nationales de gaz à effet de serre sur une base secteur par secteur.

L’Environmental Protection Agency des États-Unis élabore actuellement un règlement pour certaines sources d’émissions. Compte tenu de l’intégration de nos deux économies, un plan de réglementation similaire (secteur par secteur) permettra au Canada de réaliser des progrès concrets en vue de l’atteinte de ses objectifs de réduction des émissions.

L’approche secteur par secteur tient compte de la situation de chaque secteur et s’adapte pour atteindre des réductions importantes des émissions de gaz à effet de serre tout en minimisant les répercussions sur la compétitivité. Cette approche donnera lieu à de véritables réductions des émissions tout en stimulant l’innovation et en préservant la compétitivité.

Comme il est indiqué précédemment dans la section relative aux options réglementaires et non réglementaires envisagées du présent résumé, cette approche réglementaire est considérée comme l’instrument le plus efficace pour lutter contre les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de la production d’électricité au Canada.

Commentaire no 9

Un certain nombre d’intervenants de l’industrie ont demandé d’autres mesures de souplesse afin de permettre à l’industrie de l’électricité de développer, d’améliorer et de prouver l’efficacité des technologies de réduction des émissions, comme le captage et la séquestration du carbone, tout en donnant du temps pour mieux comprendre les répercussions possibles du Règlement. Ces suggestions comprenaient un report de la date d’entrée en vigueur ainsi qu’une entrée en vigueur plus graduelle du Règlement par l’entremise d’un resserrement graduel de la norme de rendement. Un certain nombre de commentaires, y compris ceux émis par l’industrie et les provinces, plaidaient l’adoption d’une approche par « parc » selon laquelle les entreprises disposeraient d’une plus grande souplesse quant à la gestion de leurs propres installations tout en maintenant, à moindre coût, les objectifs de la politique de réduction des gaz à effet de serre. Les détails ou les suggestions sur la manière de mettre en œuvre une approche par « parc » étaient très divers. Par exemple, certains demandaient qu’une telle approche réglementaire inclue tous les grands émetteurs de l’économie, ou qu’elle ne s’applique qu’aux groupes nouveaux et en fin de vie, mais pas à ceux qui existent déjà, ou encore qu’elle permette une simple reconnaissance des groupes qui cessent leurs activités plus tôt que prévu.

Par ailleurs, un intervenant de l’industrie a affirmé qu’une certitude réglementaire était nécessaire pour guider les investissements à venir et a plaidé pour la publication sans délai de ce règlement. En outre, la grande majorité des commentaires reçus dans le cadre de la période de consultation de 60 jours provenait du grand public. Ce dernier, de concert avec certaines organisations non gouvernementales de l’environnement, soulignait l’importance d’appliquer immédiatement la norme de rendement ou selon des délais plus serrés au vu de la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Des commentaires soulignaient notamment le besoin d’éviter la construction précipitée de centrales au charbon avant la date d’entrée en vigueur de la norme de rendement.

Réponse no 9 : Le gouvernement du Canada conservera la date d’entrée en vigueur prévue au 1er juillet 2015 pour les exigences relatives à la norme de rendement de ce règlement et appliquées aux groupes individuellement. Les groupes nouveaux construits après cette date devront respecter la norme de rendement fixée à 420 tonnes de CO2/GWh.

Cette date d’entrée en vigueur, fixée au 1er juillet 2015, a été annoncée en juin 2010 et a été maintenue dans la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. Elle a été choisie pour donner à l’industrie un délai d’exécution prévisible et suffisant pour répondre aux nouvelles exigences réglementaires énoncées par ce règlement ainsi que pour tirer parti des cycles de rotation du capital prévus afin de ne pas bloquer les capitaux existants tout en allant de l’avant avec l’engagement du gouvernement du Canada de réduire les gaz à effet de serre. En conservant la date du 1er juillet 2015, un équilibre entre les commentaires demandant d’accélérer ou de retarder la date d’entrée en vigueur de ce règlement est conservé.

Le gouvernement fédéral a décidé d’adopter une approche réglementaire secteur par secteur qui sera mise en œuvre, dans le cas de l’électricité alimentée au charbon, par l’entremise d’une norme de rendement fondée sur la production.

Cela étant dit, les éléments du Règlement ainsi que les améliorations apportées en fonction des commentaires reçus permettent d’intégrer des dispositions pour faire en sorte que les entreprises soient en mesure de mieux gérer leurs installations alimentées au charbon. Plus précisément :

  • la disposition de substitution (échange) permet de reconnaître le respect précoce de la norme de rendement;
  • la nouvelle disposition fournissant une reconnaissance pour un groupe qui cesse ses activités plus tôt que prévu permet le transfert des années d’exploitation entre des groupes de taille similaire;
  • la reconnaissance pour l’installation précoce d’un système de captage et de séquestration du carbone (c’est-à-dire avant d’être assujetti à la norme de rendement) sous la forme d’un report pouvant être transféré vers un autre groupe a été augmentée, passant de 18 mois à 2 ans.

Commentaire no 10

Plusieurs intervenants de l’industrie ont indiqué que les sections relatives à la quantification du projet de règlement devraient être supprimées et faire l’objet d’un document d’orientation distinct. L’argument qu’ils avancent est que les modifications à venir seraient apportées plus simplement dans un document d’orientation que dans le Règlement. Par exemple, quelques intervenants de l’industrie ont noté que les exigences sont trop normatives et que des modifications pourraient s’avérer nécessaires pour réagir aux progrès réalisés dans les pratiques de surveillance et de mesure ou en matière de technologies.

Réponse no 10 : Les méthodes de quantification font partie intégrante de la mise en œuvre des politiques dans le cadre de ce règlement et ne doivent pas être élaborées séparément. Il faut reconnaître que la publication des méthodes de quantification dans ce règlement n’empêche pas la possibilité de tenir compte des progrès réalisés en matière de pratiques ou de technologies. Des corrections apportées aux méthodes de quantification, si elles sont jugées nécessaires, peuvent encore être apportées par l’entremise de modifications subséquentes au Règlement. Bien que l’on reconnaisse que les corrections au document d’orientation peuvent être apportées plus facilement en dehors du processus réglementaire, ce règlement aurait probablement tout de même besoin d’une modification pour reconnaître la version corrigée du document. En outre, l’apport de modifications au fonctionnement du Règlement par la mise en œuvre d’un processus réglementaire officiel permet de veiller à ce que les intervenants soient informés et aient l’occasion de participer à cette conversation. À ce titre, le gouvernement du Canada a déterminé que ces sections doivent continuer à faire partie intégrante du texte réglementaire.

Commentaire no 11

Il a été déterminé que l’exclusion des émissions de CO2 provenant de la biomasse de la norme de rendement représentait un sujet de préoccupation au cours de la période de commentaires. Par ailleurs, il a été noté que l’utilisation de déchets solides municipaux devrait être reconnue, car cette substance ne serait plus présente dans des centres d’enfouissement pour produire du méthane.

Réponse no 11 : La méthode de prise en compte des gaz à effet de serre pour le rapport d’inventaire national s’appuie sur les lignes directrices de 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). 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 et la version finale du Règlement sont compatibles avec le traitement de la combustion de la biomasse par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat et apportent une reconnaissance importante pour l’utilisation de la biomasse.

Les déchets solides municipaux seront reconnus comme des biocombustibles tant qu’ils correspondront à la définition de la biomasse énoncée dans ce règlement.

Commentaire no 12

Des intervenants de l’industrie ont demandé que les sanctions pénales, telles qu’elles sont définies en vertu de la LCPE (1999), soient supprimées pour leurs directeurs et dirigeants d’entreprise en cas de non-conformité. Leur motif était que les sanctions pénales découragent la prise de décisions importantes en matière d’investissement pour l’activité de réduction des émissions, comme la décision de mettre en œuvre un système de captage et de séquestration du carbone lorsqu’il existe un risque que ce système ne puisse pas être opérationnel dans les délais requis. Les intervenants de l’industrie sont également préoccupés par le fait que les exploitants des réseaux provinciaux peuvent forcer les centrales électriques à fonctionner en vue de maintenir la fiabilité du réseau et entraîner par là même une non-conformité.

Réponse no 12 : Ce règlement est mis en œuvre par l’intermédiaire de la LCPE (1999) et est donc assujetti aux dispositions relatives aux sanctions qui y sont énoncées. C’est pourquoi les sanctions prévues par la LCPE (1999) s’appliqueront comme le prescrit la Loi.

En outre, le gouvernement du Canada, par l’entremise de consultations avec les intervenants et les provinces, a tenu compte de certains commentaires et a amélioré les dispositions réglementaires, ce qui devrait répondre à certaines préoccupations et réduire le risque de non-conformité tout en maintenant l’objectif environnemental de la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Ce règlement contient également des dispositions visant à reconnaître et à tenir compte des situations d’urgence au cours desquelles les groupes devront fonctionner au-delà de la norme de rendement, pour une période limitée, afin de résoudre les perturbations touchant la fiabilité du réseau.

Commentaire no 13

Les intervenants et les provinces ont également envoyé un certain nombre de commentaires à propos de la clarification des dispositions, des objectifs et des fonctions réglementaires ainsi que des modifications de nature administrative.

Réponse no 13 : Ces commentaires n’ont pas eu d’incidence sur l’objectif général de la politique comme ceux abordés dans la discussion ci-dessus et ont été dûment pris en compte dans la rédaction du Règlement.

Commentaire no 14 : Commentaires sur les domaines de politique connexes

Certains commentaires reçus concernaient des domaines qui, même s’ils étaient liés au projet de règlement, n’étaient pas propres audit projet.

Des intervenants ont réitéré des commentaires précédents selon lesquels il serait souhaitable pour le gouvernement fédéral de fournir dès que possible des éclaircissements quant aux exigences réglementaires pour les nouveaux groupes alimentés au gaz naturel.

Les intervenants de l’industrie étaient préoccupés par le précédent qu’établirait la norme de rendement pour la production d’électricité alimentée au charbon pour de possibles règlements à venir sur les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’électricité alimentée au gaz naturel. De plus, certains ont exprimé des préoccupations quant au fait qu’une seule norme de rendement ne pourrait pas être applicable à tous les types d’installation au gaz naturel.

Les intervenants de l’industrie ont mentionné qu’une approche coordonnée était nécessaire dans la mise en œuvre du plan secteur par secteur du gouvernement afin d’en assurer la justice et l’équité. En outre, les règlements sur les gaz à effet de serre doivent prendre en compte toutes les exigences visant à lutter contre les polluants atmosphériques provenant de ce secteur.

Réponse no 14 : Le gouvernement du Canada met actuellement l’accent sur l’élaboration de la norme de rendement pour les groupes alimentés au charbon. Cependant, ces commentaires ont été et seront pris en compte à mesure que le gouvernement du Canada progressera dans l’adoption de l’approche secteur par secteur.

Tous les règlements relatifs au secteur de l’électricité, que ce soit pour les gaz à effet de serre ou les polluants atmosphériques, continueront d’être mis au point de manière coordonnée et harmonisée.

Commentaire no 15 : Accords d’équivalence

Certaines provinces et industries ont exprimé leur souhait d’obtenir des accords en matière d’équivalence en vertu desquels le règlement fédéral ne s’appliquerait pas dans une province donnée. Leur motif est que certains règlements provinciaux fournissent des réductions de gaz à effet de serre équivalentes ou supérieures, potentiellement à un coût moindre que la réglementation fédérale et qu’un tel accord devrait permettre d’éviter le chevauchement des règlements.

Les organisations non gouvernementales ont également exprimé leur soutien à l’égard de l’utilisation des accords d’équivalence, mais elles ont souligné l’importance de proposer des réductions des gaz à effet de serre équivalentes ou supérieures dans le cadre des règlements provinciaux. En outre, les règlements fédéraux doivent continuer de représenter un filet de sécurité et devraient entrer en vigueur en cas de résiliation de l’accord.

Réponse no 15 : Des accords d’équivalence avec une province peuvent être établis en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) s’il existe un régime provincial applicable qui génère un résultat environnemental équivalent ou meilleur et si la législation provinciale comprend des dispositions semblables à celles des articles 17 à 20 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) concernant les enquêtes pour infractions présumées à la législation. Les accords d’équivalence ont une durée qui ne dépasse pas cinq ans, mais ils peuvent être renouvelés.

Des discussions avec les provinces intéressées par les accords d’équivalence ont eu lieu. Le gouvernement du Canada et les provinces de la Nouvelle-Écosse et de la Saskatchewan ont notamment annoncé que l’élaboration d’accords d’équivalence est en cours. L’objectif consiste à éviter le dédoublement des efforts en matière de lutte contre les émissions de gaz à effet de serre, à veiller à ce que l’industrie ne soit pas confrontée à deux ensembles de règlements et à permettre à la province de réduire ses émissions d’une manière qui correspond au contexte qui lui est propre.

Le gouvernement du Canada envisagera de conclure des accords avec d’autres provinces et territoires qui souhaitent le faire lorsque les conditions requises en vertu de la LCPE (1999) seront respectées.

10.2 Commentaires liés à l’économie

Depuis la publication du projet de règlement dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, les nombreuses consultations avec les représentants de l’industrie, des gouvernements provinciaux et des gouvernements territoriaux ont provoqué des modifications importantes des paramètres sous-tendant les répercussions estimées du Règlement sur les entreprises et les consommateurs. Un résumé des commentaires reçus et de la manière dont ils ont été pris en compte dans l’analyse du Règlement se trouve ci-dessous.

Commentaire no 16

Après la publication dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada certains intervenants ont exprimé leur préoccupation quant à l’incidence de ce règlement sur le prix de l’électricité pour les consommateurs en Alberta et quant au niveau de l’analyse des coûts et de la disponibilité du gaz naturel utilisé comme hypothèse pour la Nouvelle-Écosse.

Réponse no 16: L’approche pour la modélisation de la dynamique de l’établissement du prix du réseau commun d’énergie électrique en Alberta dans le modèle E3MC a été mise à jour pour l’analyse publiée dans la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada s’appuyant sur les commentaires des intervenants. La nouvelle méthodologie a entraîné des répercussions sur les prix en Alberta plus importantes qu’elles ne l’auraient été si elles avaient été estimées à l’aide de la méthodologie utilisée lors de l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada, avec des répercussions sur les prix se produisant progressivement, les usines alimentées au gaz naturel fixant le prix commun du réseau d’énergie électrique plus souvent après la mise hors service des usines alimentées au charbon. Une étude commandée auprès de Power Advisory LLC a prévu des répercussions sur les prix d’amplitude comparable à celles présentées dans l’analyse publiée dans la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada, bien qu’elles soient un peu moins importantes (voir référence 75). Cette étude a également permis de s’assurer que la nouvelle approche reflétait la dynamique du marché concurrentiel de l’électricité en Alberta dans la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada.

Le coût prévu du gaz naturel pour la Nouvelle-Écosse a également été mis à jour pour l’analyse publiée dans la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada. Après une analyse supplémentaire d’après les commentaires des intervenants, les prix du gaz naturel livré aux services publics ont été augmentés par rapport aux prix prévus dans l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. Une étude par Ziff Energy Group a été commandée par Environnement Canada afin d’évaluer les coûts et la disponibilité du gaz naturel en Nouvelle-Écosse (voir référence 76). Cette évaluation concluait que la Nouvelle-Écosse ne devrait avoir aucune difficulté à satisfaire à la demande en gaz naturel à un prix de marché juste pendant toute la période de prévision et que la norme de rendement en matière d’électricité devrait avoir des répercussions minimes sur les prix du gaz naturel en Nouvelle-Écosse. Cette évaluation signale qu’en raison de la chute de la production de gaz naturel dans les Maritimes, on s’attend à ce que le gazoduc Maritimes and Northeast Pipeline, aujourd’hui exportateur net de gaz naturel, devienne importateur net d’ici 2019, quel que soit le Règlement.

Commentaire no 17 : HR Milner et agrandissement de HR Milner 2

Certains observateurs ont exprimé leur intérêt quant à la raison pour laquelle la centrale HR Milner a été incluse dans le maintien du statu quo et ont demandé si l’analyse coûts-avantages, les résultats des émissions et les répercussions sur les prix du projet de règlement ont eu une importante incidence sur son inclusion et sur l’agrandissement de HR Milner 2.

Réponse no 17 : L’inclusion de la centrale de HR Milner dans le maintien du statu quo tient compte de discussions entre Environnement Canada et des représentants du gouvernement de l’Alberta. À la lumière de ces discussions, des preuves ont été fournies pour appuyer une date de mise en service de HR Milner survenant entre la fin de 2015 et 2018.

L’inclusion de la centrale HR Milner dans le maintien du statu quo a des répercussions sur la réduction des émissions en vertu du projet de règlement. Toutefois, si cette centrale ne produit pas d’électricité, des groupes de production alimentés au gaz naturel seront construits. Par conséquent, les réductions dans le scénario stratégique correspondront à la différence entre les émissions de la centrale HR Milner et les émissions provenant des groupes alimentés au gaz naturel qui seront construits à sa place.

Le marché de l’électricité de l’Alberta est très sensible aux conditions de l’offre et de la demande. À ce titre, l’inclusion ou l’exclusion de l’agrandissement de HR Milner n’aura pas forcément de répercussions importantes sur le prix du réseau commun d’énergie. Étant donné les hypothèses à l’origine de l’analyse d’Environnement Canada sur le projet de règlement pour la production alimentée au charbon, l’inclusion de l’agrandissement de HR Milner devrait avoir un effet minime sur les prix à la consommation. Si l’agrandissement de HR Milner ne se poursuit pas comme prévu et si une production alimentée au gaz naturel est mise en service pour répondre à la demande en électricité, les prix à la consommation seront un peu plus élevés (de l’ordre de 1,5 à 2 cents par kWh).

Commentaire no 18 : Prévision du prix du gaz naturel

De nombreux observateurs ont exprimé leurs préoccupations quant au fait que les prévisions du prix du gaz naturel utilisées dans le cadre de l’analyse coûts-avantages ont été sous-estimées et ont demandé une analyse de sensibilité plus approfondie dans le cadre d’un éventail plus large de prix du gaz naturel.

Réponse no 18 : Les prévisions du prix du gaz naturel utilisées dans l’analyse du projet de règlement étaient fondées sur les données économiques les plus récentes disponibles à l’époque. Par la suite, les prévisions du prix du gaz naturel ont été mises à jour afin de mieux tenir compte de la conjoncture. L’analyse de la version finale du Règlement utilise les prévisions du prix du gaz naturel produites par le modèle E3MC, lequel est fondé sur les coûts historiques du gaz naturel pour les services publics par province provenant de Statistique Canada et le taux de croissance prévu des prix du gaz naturel provenant de l’Office national de l’énergie. Ces prix sont légèrement supérieurs à ceux publiés dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada (se reporter à la section 7.2.2). En vue d’élargir encore l’analyse de sensibilité sur le prix du gaz naturel, une analyse de sensibilité unidimensionnelle a été menée sur l’analyse coûts-avantages du Règlement. Pour se faire une idée des répercussions de la sensibilité du prix à la consommation sur les prix du gaz naturel à l’avenir, lesdites répercussions ont été calculées en fonction d’une série d’hypothèses distinctes quant au prix du gaz naturel à venir au Henry Hub (section 7.6.1).

Commentaire no 19 : Réaction du prix du gaz naturel

Un observateur a commandé une étude par Ziff Energy Group qui laissait entendre que la norme, telle qu’elle est présentée dans le projet de règlement, si elle est appliquée dans toute l’Amérique du Nord, créerait une pression à la hausse importante sur les prix du gaz naturel.

Réponse no 19 : L’analyse du projet de règlement et de la version finale du Règlement se limite aux répercussions différentielles de la norme canadienne qui, selon une étude commandée par Ziff Energy Group pour Environnement Canada, auraient une incidence négligeable sur les prix du gaz naturel en Amérique du Nord. Les répercussions des choix de politiques pris par d’autres pays ne sont pas prises en compte dans l’analyse.

Commentaire no 20 : Émissions provenant de l’électricité importée

De nombreux observateurs ont affirmé que le projet de règlement déplacerait simplement les émissions de gaz à effet de serre vers d’autres compétences au lieu de permettre des réductions réelles et que cette « fuite de carbone » est un enjeu de politique permanent et inhérent à toute réglementation non mondiale. En outre, l’utilisation d’une valeur mondiale pour le coût social du carbone est incompatible avec une approche qui ne parvient pas à estimer et à évaluer les émissions créées par cette fuite de carbone.

Réponse no 20 : En décembre 2009, le gouvernement du Canada s’est engagé à atteindre d’ici 2020 un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l’échelle nationale de 17 % par rapport aux niveaux de 2005, et a inscrit cet objectif dans l’Accord de Copenhague. Notre objectif de 2020 est harmonisé avec celui des États-Unis.

L’Environmental Protection Agency des États-Unis élabore actuellement un règlement pour certaines sources d’émissions. Compte tenu de l’intégration des deux économies, un plan de réglementation similaire (secteur par secteur) permettra aux deux pays de réaliser des progrès concrets en vue de l’atteinte des objectifs de réduction des émissions. Dans la mesure où les États-Unis et le Canada s’orientent de concert vers le même objectif, le risque de fuite de carbone potentielle devrait être atténué. De plus, même si l’on tient compte de la petite augmentation des importations d’électricité en provenance des États-Unis, la réduction globale des émissions au Canada demeure importante au cours de la période d’étude.

Plus précisément, le Règlement permettra de réduire progressivement la production d’énergie alimentée au charbon à fortes émissions et de favoriser une transition 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. La liste de mesures permettant de répondre aux lacunes en matière de capacité et de production au cours de la période de 21 ans comprend une augmentation de l’utilisation de la capacité, la construction de nouveaux groupes alimentés au gaz naturel ou de nouveaux groupes alimentés au charbon avec un système de captage et de séquestration du carbone, une réduction des exportations et une hausse des importations. Dans l’ensemble, le Règlement devrait donner lieu à une réduction nette de 214 Mt au cours de la période 2015-2035.

Les valeurs du coût social du carbone sont utilisées pour l’analyse du Règlement canadien afin d’évaluer les dommages mondiaux évités par les réductions des émissions de gaz à effet de serre obtenues grâce à des mesures canadiennes, et ainsi veiller à ce que toute la valeur de notre contribution à la réduction des dommages causés par les changements climatiques à l’échelle mondiale soit reconnue. Il serait également difficile de distinguer les avantages précis pour le Canada d’une réduction des émissions au Canada étant donné que les changements climatiques représentent une préoccupation environnementale mondiale. Les valeurs utilisées dans le cadre de cette analyse s’appuient sur l’approche utilisée par l’Environmental Protection Agency des États-Unis et élaborée par un groupe de travail interorganismes et certains des principaux experts mondiaux sur la question.

Commentaire no 21 : Enjeux perçus concernant la quantification et la monétisation des avantages pour la santé

Un observateur a affirmé que les avantages pour la santé présentés dans l’analyse du projet de règlement n’étaient pas réalistes et que ladite analyse monétisait de manière inexacte des avantages associés à d’autres règlements provinciaux ou fédéraux comme des avantages du projet de règlement.

Réponse no 21 : Tous les règlements provinciaux et fédéraux connus ou existants relatifs à la qualité de l’air ont été intégrés au scénario de maintien du statu quo de l’analyse coûts-avantages. Par conséquent, toutes les réductions des émissions de principaux contaminants atmosphériques et tous les avantages pour l’environnement et la santé présentés sont différentiels et attribuables au Règlement. Comme le présente la section 7.2.4, un travail de modélisation détaillé a été mené à l’aide du modèle AURAMS, du modèle MEQA et de l’outil OEAQA de Santé Canada afin d’évaluer les répercussions des réductions des émissions de principaux contaminants atmosphériques sur les niveaux de concentration dans l’air ambiant et, par la suite, sur la santé et l’environnement.

Commentaire no 22 : Effets du projet de règlement sur les industries du charbon

Plusieurs observateurs ont exprimé des préoccupations à propos du manque d’analyse sur les industries du charbon, comme les mines de charbon. Le projet de règlement et sa version définitive devraient diminuer la demande de charbon dans ces marchés. Ces observateurs ont affirmé que cela entraînerait un recul du secteur de l’extraction du charbon, accroissant le chômage et causant des dommages économiques qui n’ont pas été monétisés dans le cadre de l’analyse coûts-avantages du projet de règlement.

Réponse no 22 : Le calcul de la valeur actualisée nette dans l’analyse coûts-avantages du Règlement tient compte des répercussions liées au remplacement de la production alimentée au charbon par une production alimentée au gaz en termes de coûts et de coûts évités pour la production d’électricité. L’article 8.1 comprend dorénavant une analyse plus détaillée des répercussions sur le secteur du charbon. L’analyse conclut qu’un chômage de transition pourrait se produire à cause du Règlement, mais que les coûts de transition devraient être minimaux ou modérés.

Commentaire no 23 : Analyse du captage et de la séquestration du carbone

Certains observateurs ont fait remarquer que l’analyse coûts-avantages du projet de règlement ne traitait pas précisément des coûts ou des avantages du captage et de la séquestration du carbone, de la manière dont ces technologies particulières peuvent avoir une incidence sur les émissions, les coûts de production et les activités économiques secondaires qui en découlent.

Réponse no 23 : L’analyse coûts-avantages du Règlement comprend désormais les répercussions liées à l’application de technologies de captage et de séquestration du carbone pour les groupes 4, 5 et 6 de Boundary Dam. Les coûts estimés en capital liés au captage et à la séquestration du carbone ont été intégrés pour ces groupes, tandis que les réductions des émissions de CO2 ont été valorisées dans le coût social du carbone. L’analyse prend aussi en compte les répercussions en aval de l’utilisation de CO2 pour la récupération assistée des hydrocarbures. Dans la section relative aux effets distributifs, il est noté que les répercussions sur l’emploi dans le secteur de l’extraction du charbon en Saskatchewan devraient être atténuées par la préservation de la capacité de production d’électricité au charbon utilisant avec succès le captage et la séquestration du carbone. Même si cela est considéré comme un transfert dans l’analyse coûts-avantages, le gouvernement de la Saskatchewan collecterait vraisemblablement des impôts et des recettes en redevances sur l’augmentation de la production de pétrole de cette province, ce qui constitue une partie de l’avantage net lié au captage et à la séquestration du carbone ainsi qu’à la récupération assistée des hydrocarbures au Canada dans son ensemble.

Commentaire no 24 : Prix d’importation inappropriés

Un groupe important d’observateurs a indiqué que les prix des importations et des exportations présentés dans l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada étaient différents des données actuelles et passées. Ils ont affirmé que les prix d’importation et d’exportation utilisés dans le cadre de l’analyse coûts-avantages du projet de règlement ont été fortement sous-estimés, faussant par là même à la baisse les coûts liés à la réduction prévue des exportations et à l’augmentation des importations.

Réponse no 24 : Les prévisions relatives aux prix des importations et des exportations sont calculées avec le modèle E3MC en s’appuyant sur les portefeuilles passés et prévus de contrats d’exportation d’électricité à court et à long terme. Les prix des contrats d’électricité à court et à long terme variant systématiquement, les hypothèses sur le futur portefeuille de contrats auront des répercussions sur les prix prévus. Les importations en provenance des États-Unis s’appuient sur le coût moyen pondéré de l’électricité dans la région d’importation.

Commentaire no 25 : Approche du cycle de vie des émissions

Un observateur fait remarquer qu’une analyse basée sur une approche du cycle de vie complet des émissions présenterait un profil d’émissions complet pour différents carburants. Lorsque l’on utilise les émissions provenant des centrales, l’analyse est faussée en faveur du gaz naturel; cependant, l’extraction de certains types de gaz naturel a des répercussions importantes sur l’environnement. Il se pourrait que la durée de vie des émissions de gaz naturel non classique soit supérieure à la durée de vie des émissions de charbon traditionnel.

Réponse no 25 : Le modèle E3MC est un modèle intégré qui estime les émissions pour tous les secteurs de l’économie. Même si l’analyse coûts-avantages se concentre sur les répercussions directes de la politique sur le secteur de l’électricité et les consommateurs, la modélisation macroéconomique tient compte des répercussions secondaires sur l’économie ainsi que des changements dans les émissions attribuables à d’autres secteurs, comme le secteur du pétrole et du gaz. En tenant compte de l’ensemble de ces répercussions, la politique entraîne une réduction nette des émissions de gaz à effet de serre pour le Canada.

Commentaire no 26 : Données au niveau du groupe

Certains observateurs avaient le sentiment que les coûts en capital moyen et les coûts fixes et variables de fonctionnement et d’entretien relevés dans l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada étaient plutôt faibles par rapport aux estimations de l’Annual Energy Outlook.

Réponse no 26 : Le cadre de modélisation d’Environnement Canada est paramétré avec les dernières données publiques sur les coûts d’électricité et les caractéristiques de rendement pour les nouvelles technologies de production. Au moment d’élaborer ces coûts et ces caractéristiques de rendement, Environnement Canada a demandé l’avis des provinces et des territoires, des producteurs d’électricité et de l’Association canadienne de l’électricité. L’information demandée comprenait les coûts en capital, les coûts fixes et variables de fonctionnement et d’entretien, les consommations spécifiques de chaleur et l’intensité des émissions pour chaque groupe inclus dans le cadre de modélisation d’Environnement Canada.

Lorsque des renseignements étaient fournis par les représentants des provinces et des territoires, des producteurs d’électricité et de l’Association canadienne de l’électricité, ils étaient inclus dans le modèle. En l’absence de renseignements précis en provenance d’une province ou d’un producteur, la modélisation s’appuyait sur des données provenant de l’Energy Information Administration.

Pour le cycle de 2011 de l’Annual Energy Outlook, l’Energy Information Administration a demandé à un consultant externe d’élaborer des estimations des coûts pour les centrales de production d’électricité à l’intention des services publics. Ce rapport peut être consulté à l’adresse www.eia.gov/oiaf/beck_plantcosts/ index.html. Les coûts propres aux sites pour la production d’énergie géothermique ont été fournis par le document du National Energy Renewable Laboratory intitulé « Updated U.S. Geothermal Supply Curve » (février 2010).

Commentaire no 27 : Représentation du scénario de maintien du statu quo et du scénario stratégique

De nombreux observateurs avaient des préoccupations quant à la caractérisation du scénario de maintien du statu quo et du scénario stratégiques tels qu’ils étaient élaborés dans le cadre de l’analyse du projet de règlement.

Réponse no 27 : Le scénario de maintien du statu quo qui sous-tend l’analyse de la version finale de la norme de rendement en matière d’électricité pour la production alimentée au charbon a été révisé afin de mieux tenir compte de la croissance de la charge de l’Alberta et de la fermeture permanente des groupes 1 et 2 de Sundance. Les capacités d’importation ont également été révisées.

Environnement Canada travaille avec les intervenants provinciaux et de l’industrie afin de tenir compte de leurs commentaires, dans la mesure du possible. La croissance de la charge de la Saskatchewan a été examinée, ainsi que les coûts d’infrastructure fournis par les intervenants. La remise en état de la centrale de Boundary Dam 3 avec un système de captage et de séquestration du carbone a été incluse dans le maintien du statu quo parce que l’intention de poursuivre ce projet a été établie bien avant l’annonce de la politique dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada. D’autres remises en état de groupes alimentés au charbon incluant le captage et la séquestration en Saskatchewan ont également été prises en compte, conformément à l’avis de représentants de cette province.

Commentaire no 28 : Capacité excédentaire

L’un des principaux commentaires reçus à propos de la modélisation menée pour soutenir le projet de règlement concernait l’augmentation de l’utilisation de la capacité excédentaire. Certains observateurs ont critiqué l’hypothèse selon laquelle il y avait une capacité excédentaire à utiliser.

Réponse no 28 : Le cadre de modélisation d’Environnement Canada est paramétré avec des données (publiques et confidentielles) provenant de Statistique Canada et des données sur les entreprises accessibles au public. Concernant la capacité, elle est déterminée en fonction de la valeur de la capacité par groupe d’une centrale donnée provenant de Statistique Canada. À l’aide des microdonnées confidentielles de Statistique Canada, les caractéristiques opérationnelles sont déterminées au niveau des groupes (par exemple taux de panne). Ce taux de panne est ensuite appliqué à la capacité de la centrale en question afin d’en déterminer la capacité utile.

Commentaire no 29 : Construction de centrales

De nombreux observateurs pensaient que le calendrier de construction de centrales inclus dans la modélisation pour l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada était irréaliste et incohérent par rapport aux plans d’expansion des services publics actuels.

Réponse no 29 : Environnement Canada a adapté les nouveaux ajouts aux plans d’expansion provinciaux et des services publics actuels. Dans une situation où il existe un déséquilibre entre l’offre et la demande, le modèle E3MC d’Environnement Canada crée, de manière endogène, une nouvelle capacité. Cette création endogène respecte les règles établies par l’industrie pour apporter une nouvelle capacité (par exemple quatre ans pour une turbine à gaz à cycle combiné, un à deux ans pour un groupe éolien).

Commentaire no 30 : Infrastructure des échanges commerciaux

Certains observateurs avaient l’impression que les échanges commerciaux inclus dans l’analyse publiée dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada dépassaient la capacité des lignes de transport d’énergie actuelles et que les coûts des infrastructures supplémentaires étaient sous-estimés.

Réponse no 30 : Dans la modélisation d’Environnement Canada, on a pris l’hypothèse selon laquelle aucune infrastructure ne serait construite afin de permettre une augmentation importante des échanges commerciaux d’électricité. Les exportations et importations signalées dans la Partie Ⅰ de la Gazette du Canada représentent le total cumulatif pour la période allant de 2015 à 2030. Même si le modèle d’Environnement Canada est en mesure de créer des échanges interprovinciaux et internationaux, on fait preuve de diligence raisonnable pour veiller à ce que les plans provinciaux soient totalement respectés (par exemple le modèle ne crée que les nouvelles lignes de transport d’énergie qui sont fournies dans les plans provinciaux). Si une nouvelle infrastructure est créée, le modèle établit alors le coût total lié à la construction de la nouvelle capacité de transport.

Dans l’ensemble

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

11. Coopération en matière de réglementation

Ce règlement a été rédigé en tenant compte des approches adoptées par d’autres compétences, notamment par les provinces canadiennes et les États-Unis.

Aux États-Unis, les mesures prises à l’échelle des États et à l’échelle fédérale fixent des limites pour les nouveaux groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles en s’appuyant sur une approche de norme de rendement fondée sur la parité avec la production à partir de la technologie du cycle combiné au gaz naturel. Le 27 mars 2012, l’Environmental Protection Agency des États-Unis a publié le projet de normes de rendement des sources nouvelles (NSPS) pour les nouveaux groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles, y compris : les chaudières alimentées aux combustibles fossiles, les groupes à gazéification intégrée à cycle combiné (GICC) et les groupes fixes de turbine à cycle combiné. La règle consisterait en une exigence de base selon laquelle toute nouvelle centrale électrique ne pourrait pas émettre plus de 454 tonnes de CO2/GWh sur une base de production de sortie brute. Les permis pour les centrales individuelles pourraient s’avérer plus rigoureux. Par exemple, en novembre 2011, l’Environmental Protection Agency des États-Unis a émis un permis de construction préliminaire en vertu du programme d’examen des nouvelles sources pour une installation de production d’électricité à cycle combiné au gaz naturel de 590 MW basée au Texas et avec une limite d’émissions annuelles de 416 tonnes/GWh. En janvier 2012, l’État de New York a proposé d’adopter des normes de rendement sur le CO2 pour les principales installations de production d’électricité en vertu desquelles les chaudières, les groupes à cycle combiné alimentés au gaz naturel et les moteurs fixes alimentés au gaz naturel seraient assujettis à une norme de rendement de 420 tonnes/GWh. Ces niveaux soutiennent la décision du Canada de choisir 420 tonnes/GWh comme la norme de rendement proposée concernant la technologie du cycle combiné au gaz naturel pour la production d’électricité alimentée au charbon.

Bien que les exigences en matière de gaz à effet de serre des États-Unis ne tiennent pas compte des centrales au charbon existantes, l’Environmental Protection Agency des États-Unis a établi pour ces centrales des exigences strictes pour les polluants atmosphériques, et plus particulièrement le règlement Cross-State Air Pollution Rule (CSAPR) et les normes Mercury and Air Toxics Standards (MATS). Au Canada, le gouvernement fédéral a procédé à des consultations approfondies avec les gouvernements provinciaux tout au long de l’élaboration de ce règlement. Le gouvernement du Canada et la province de la Nouvelle-Écosse ont notamment annoncé qu’un accord d’équivalence était en cours d’élaboration. Un accord d’équivalence permettrait le retrait du règlement fédéral et l’application du règlement provincial. Un accord est possible si un régime provincial applicable permet d’obtenir un résultat environnemental équivalent ou meilleur que le règlement fédéral.

Un accord d’équivalence est pertinent dans ce cas, car les résultats estimés sur les émissions de gaz à effet de serre sont équivalents et parce que l’accord permet à la province de la Nouvelle-Écosse d’atteindre cet objectif d’une manière adaptée au contexte qui lui est propre. Les deux gouvernements souhaitent éviter le chevauchement des efforts de la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre et collaborent donc pour que l’industrie ne soit pas régie par deux ensembles de règlements distincts.

Le gouvernement du Canada envisagera de conclure des accords avec d’autres provinces et territoires qui souhaitent le faire du moment que les conditions requises en vertu de la LCPE (1999) sont respectées. Des discussions ont également eu lieu avec la Saskatchewan.

12. 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 2010, les émissions de gaz à effet de serre provenant du secteur de la production d’électricité ont contribué à environ 15 % (soit environ 101 Mt) de l’inventaire des émissions du Canada. Au Canada, l’électricité au charbon était responsable de 77 Mt d’émissions de gaz à effet de serre à l’échelle nationale, soit environ 77 % des émissions totales 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 améliorer le plus possible la performance environnementale tout en réduisant au minimum les conséquences économiques négatives. L’approche de la norme de rendement réglementée offre la certitude réglementaire nécessaire pour le secteur de l’électricité à un moment où ce dernier fait face à une considérable variation des stocks de capital, elle est plus simple sur le plan administratif que le système de plafonnement et d’échange, elle assure la mise en place progressive de types de production dont les émissions sont faibles ou nulles et elle offre plus de signaux économiques certains aux décideurs qui envisagent de construire ou de remplacer des installations de production d’électricité. En outre, par l’intermédiaire des consultations, les intervenants de l’industrie et des provinces, malgré leurs préoccupations précises, ont exprimé un large soutien envers l’approche de la 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 nette d’environ 214 Mt d’équivalent en CO2 provenant des émissions de gaz à effet de serre sur 21 ans. Les avantages marginaux de l’atteinte de ces réductions sont estimés à 23,3 milliards de dollars, tandis que les coûts différentiels sont estimés à 16,1 milliards de dollars au cours de la même période. Cela se traduit par une valeur actualisée nette d’environ 7,3 milliards de dollars.

Ce 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.

13. Mise en œuvre et application

13.1 Mise en œuvre

La collectivité réglementée est bien connue et a déjà été largement consultée dans l’élaboration de ce 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 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.

En outre, la première année à laquelle les entités réglementées seront tenues de s’inscrire en vertu du Règlement sera en 2013, tandis que l’obligation de se conformer à la norme de rendement entrera en vigueur le 1er 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, conformément au Règlement.

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 à mesure que 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 de l’application de la loi, afin de déterminer si une mesure d’application de la loi doit être prise à l’encontre des propriétaires/exploitants du groupe.

13.2 Application

Le 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 Règlement, la Politique d’observation et d’application de la Loi (voir référence 77). 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 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 :

  • Nature de l’infraction présumée : Il convient notamment de déterminer la gravité des dommages réels ou potentiels causés à l’environnement, 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 contrevenant présumé à obtempérer. Le but visé consiste à faire respecter la Loi 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;
  • Uniformité dans l’application : Les agents d’application de la loi tiendront compte de ce qui a été fait dans des cas semblables pour décider des mesures à prendre afin de faire appliquer la Loi.

13.3 Sanctions

Sous réserve de l’entrée en vigueur de l’article 72 du chapitre 14 de la Loi sur le contrôle d’application de lois environnementales, tout auteur d’une infraction à la Loi canadienne sur la protection de l’environnement(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 trois cent mille dollars et un emprisonnement maximal de six mois, ou l’une de ces peines.

Il peut être compté une infraction distincte à la LCPE (1999) pour chacun des jours au cours desquels se commet ou se continue l’infraction.

14. Mesures de rendement et évaluation

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

  • le plan d’évaluation et de mesure du rendement, 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 Règlement.

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

Résultats

Le plan d’évaluation et de mesure du rendement présente de façon détaillée l’ensemble des résultats pour chaque groupe à mesure qu’ils se conforment au Règlement. Ces résultats comprennent :

  • Dès la publication du Règlement, la collectivité réglementée prendra conscience du 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 Règlement : réduction des émissions de gaz à effet de serre et 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 Règlement est que les groupes sont soumis aux exigences de la norme de rendement, de même qu’aux activités progressives 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’accumulent au fil du temps.

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’impact du 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 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.

15. 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 : ecd-dec@ec.gc.ca

Brenda Tang
Directrice par intérim
Division de l’analyse réglementaire et du choix d’instrument
Environnement Canada
10, rue Wellington
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-997-5755
Télécopieur : 819-953-3241
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

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

Référence b
L.C. 1999, ch. 33

Référence c
L.C. 2002, ch. 7, art. 124

Référence d
L.C. 2008, ch. 31, art. 5

Référence e
L.C. 1999, ch. 33

Référence 1
Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustibles sont établies sur une base humide.

Référence 2
Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustibles sont établies sur une base humide.

Référence 3
Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustibles sont établies sur une base humide.

Référence 4
Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustibles sont établies sur une base humide.

Référence 5
Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le gaz naturel de qualité pipeline est exprimé en GJ/m3 normalisés.

Référence 6
Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émissions 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).

Référence 7
Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le gaz naturel de qualité pipeline est exprimé en GJ/m3 normalisés.

Référence 8
http://ec.gc.ca/ges-ghg/default.asp?lang=Fr&n=AC8F85A5 (Tableau S-2 : Émissions de GES du Canada de 1990 à 2010, selon les secteurs du GIEC). Le tableau renvoie aux secteurs de l’électricité et de la chaleur.

Référence 9
Les chiffres étant arrondis, leurs sommes ne correspondent pas nécessairement aux totaux.

Référence 10
Source : Rapport d’inventaire national : 1990-2009, Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada, partie 3, 2011, Environnement Canada.

Référence 11
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)_2008 = Capacité (GW)_2008 * 365 jours * 24 heures par jour.

Référence 12
Les groupes de production d’électricité alimentée au charbon en Ontario devraient être mis hors service d’ici 2015, en raison des règlements provinciaux.

Référence 13
Source : Modèle énergie-émissions-économie du Canada — Environnement Canada; autres sources publiées. Veuillez noter que Keephills 3 entre en service après 2010 et n’est pas comptabilisé dans le décompte de 2010.

Référence 14
Keephills 3 entre en service en 2011, donc le total des groupes au charbon au Canada utilisé dans ces calculs est 55 plutôt que 54, qui figure dans le tableau 2.

Référence 15
Les groupes 3, 4, 5 et 6 de Boundary Dam devraient être reconstruits et ne sont donc pas hors service.

Référence 16
www.gov.sk.ca/news?newsId=ae413247-80ce-4c9a-b7e3-4cc39e89da94

Référence 17
www.saskpower.com/sustainable_growth/projects/carbon_capture_storage.shtml

Référence 18
Industries manufacturières, comme l’exploitation minière et l’extraction de pétrole et de gaz.

Référence 19
TWh = térawatt-heures

Référence 20
Source de données : Guide statistique de l’énergie, 1er trimestre de 2011, Statistique Canada, numéro de catalogue 57-601-X.

Référence 21
Les réductions de plomb n’ont pas été quantifiées et monétisées.

Référence 22
Exploitation et entretien

Référence 23
La fin de vie utile de 45 ans pour les groupes alimentés au charbon a été initialement prescrite dans le projet de règlement.

Référence 24
Les politiques fédérales comprennent des normes d’efficacité énergétique plus strictes; le Règlement sur les carburants renouvelables; les programmes éco- ACTION; le Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers.

Référence 25
Les politiques provinciales incluent les normes relatives à l’efficacité énergé- tique, 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 26
Sources: www.mei.gov.on.ca/fr/pdf/MEI_LTEP_fr.pdf, www.transalta.com/newsroom/news-releases/2011-02-08/transalta-issues-notice-termination-sundance-1-and-2-power-purchas, www.transalta.com/newsroom/news-releases/2010-04-01/transalta-fully-retires-all-units-its-wabamun-power-plant, www.cbc.ca/news/canada/new-brunswick/story/2010/03/10/nb-minto-grand-lake-closed-early-fire-437.html, www.saskpower.com/sustainable_growth/power_plan/

Référence 27
Les groupes alimentés au charbon ne fonctionnent pas au cours de l’année de mise hors service.

Référence 28
Keephills — 450 MW (2011), H. R. Milner — 450 MW (2018), Swan Hills (captage et séquestration de carbone) — 319 MW (2015), centrale endogène alimentée au charbon avancé — 400 MW (2033, 2034 et 2035).

Référence 29
Boundary Dam 3 (captage et séquestration de carbone) — 115 MW (2014).

Référence 30
12 437 MW à partir du cycle combiné pétrole/gaz, 2 830 MW à partir de la turbine à cycle combiné pétrole/gaz, et 661 MW à partir de la vapeur pétrole/gaz.

Référence 31
Ces ajouts sont fondés sur des centrales annoncées par l’industrie ainsi que les créations endogènes tirées du modèle E3MC de 2010-2035.

Référence 32
D’après les estimations tirées de groupes au charbon récemment remis à neuf.

Référence 33
«EOR, An Opportunity for Alberta», Alberta Economic Development Agency, janvier 2009.

Référence 34
Département de l’énergie des États-Unis, Improving Domestic Energy Security and Lowering CO2 Emissions with “Next Generation” CO2-Enhanced Oil Recovery (CO2-EOR), le 20 juin 2011, tableau V-1. Ces chiffres ont également été jugés pertinents dans le contexte canadien par les experts d’Environnement Canada.

Référence 35
Département de l’énergie des États-Unis, Improving Domestic Energy Security and Lowering CO2 Emissions with “Next Generation” CO2-Enhanced Oil Recovery (CO2-EOR), le 20 juin 2011.

Référence 36
D’après les estimations tirées de groupes au charbon récemment mis hors service.

Référence 37
L’avenir énergétique du Canada : Projections de l’offre et de la demande d’énergie jusqu’en 2035, Office national de l’énergie (novembre 2011).

Référence 38
Impact of a Performance Standard for Coal Fired Generation, Ziff Energy Group (mars 2011).

Référence 39
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 40
Voir Gong et al., 2006; McKeen et al., 2007; Samaali et al., 2009; Smyth et al., 2009.

Référence 41
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 42
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 Règlement, l’outil 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 43
Autres = la biomasse, l’énergie éolienne, l’hydroélectricité, l’énergie solaire, ainsi que les déchets.

Référence 44
Notez que les totaux pour le Canada comprennent toutes les juridictions du Canada.

Référence 45
Sources non émettrices = biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement/déchets + énergie nucléaire + énergie solaire + énergie des vagues + énergie éolienne

Référence 46
Sources non émettrices = biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement/déchets + énergie nucléaire + énergie solaire + énergie des vagues + énergie éolienne

Référence 47
Sources non émettrices = biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement/déchets + énergie nucléaire + énergie solaire

Référence 48
Importations nettes = importations – exportations. Une hausse des importations nettes signifie une augmentation des importations et une diminution des exportations.

Référence 49
Notez que les totaux comprennent toutes les juridictions du Canada.

Référence 50
Dans l’analyse coûts-avantages, les coûts de production aux fins d’exportation sont assumés par la province productrice.

Référence 51
Ce chiffre représente les réductions brutes dans le secteur des services publics par rapport au maintien du statu quo. Pour connaître les réductions nettes après avoir tenu compte des gaz à effet de serre qui découlent de l’augmentation de l’extraction du pétrole et du gaz, voir le tableau 22.

Référence 52
Communiquer avec la Direction de l’analyse économique d’Environnement Canada pour toute question au sujet de la méthodologie, d’une justification ou d’une politique.

Référence 53
Document de l’Interagency Working Group on SCC aux États-Unis : IWGSCC, 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis.

Référence 54
On a estimé la valeur de 26 dollars par tonne de CO2 en 2010 (en dollars canadiens de 2010) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique des trois modèles PAGE, FUND et DICE.

Référence 55
« Fat-Tailed Uncertainty in the Economics of Climate Change », Review of Environmental Economic Policy, 5(2), pages 275 à 292 (été 2011).

Référence 56
« Fat Tails, Thin Tails, and Climate Change Policy », Review of Environmental Economics and Policy, été 2011.

Référence 57
On a estimé la valeur de 104 dollars par tonne de CO2 en 2010 (en dollars canadiens de 2010) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique des deux modèles PAGE et DICE. Le modèle FUND a été exclu de cette estimation, car il ne comprend pas les dégâts climatiques à coûts élevés et à faible probabilité.

Référence 58
Les facteurs d’émission sont fondés sur l’Inventaire national des rejets de polluants de 2007; ainsi, ils diffèrent souvent au niveau des unités. Les augmentations prévues de la nouvelle production sont étalonnées selon des niveaux d’inventaire national historiques.

Référence 59
La moyenne représente les niveaux d’émissions pondérés selon les régions de recensement de la population.

Référence 60
Les résultats pour la santé présentés dans le tableau 18 sont des estimations statistiques fondées sur les changements globaux dans les risques par habitant. Par exemple, le modèle OEAQA prévoit qu’au cours de la période de 2015 à 2035, le Règlement réduira les risques de mortalité au Manitoba, ce qui donnerait lieu à environ 80 décès prématurés de moins dans la province. Toutefois, cela ne signifie pas qu’il y aura 80 personnes identifiables qui seront « sauvées » au Manitoba. Les « avantages pour la santé » du Règlement ne représentent donc 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. Au contraire, il s’agit des avantages regroupés de la réduction des niveaux de risques individuels partout dans la province.

Référence 61
Les chiffres étant arrondis, il est possible que les sommes ne correspondent pas exactement aux totaux.

Référence 62
Les chiffres étant arrondis, il est possible que les sommes ne correspondent pas exactement aux totaux.

Référence 63
Ces totaux comprennent d’autres avantages pour la santé liés aux polluants.

Référence 64
Il semble 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 65
Les valeurs actualisées sont calculées en utilisant un taux d’actualisation de 3 %.

Référence 66
Les chiffres étant arrondis, il est possible que les sommes ne correspondent pas exactement aux totaux.

Référence 67
L’évaluation des avantages effectuée à l’aide du modèle MEQA2 a été fondée sur la comparaison d’un scénario de référence et d’un autre scénario stratégique. La qualité de l’air ambiant a été modélisée à l’aide du modèle AURAMS pour chaque scénario, et les avantages pour l’environnement ont été estimés à partir de la différence graduelle entre les deux scénarios.

Référence 68
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 69
L’ensemble de données sur les régions agricoles de recensement ne couvre 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 37 % des avantages totaux pour l’agriculture. Les données agricoles actuelles ne permettent pas d’évaluer l’ampleur de la sous-estimation.

Référence 70
Les dommages marginaux moyens (en dollars de 2010/tonne) sont calculés comme suit : oxydes d’azote (bois d’œuvre) = 4,85 dollars; oxyde d’azote (loisirs) = 2,91 dollars; SO2 = 12,30 dollars (matériel). Les réductions cumulatives des émissions de NOx et de SOx pour la période de 2015 à 2035 sont respectivement de 546 kilotonnes et de 1 156 kilotonnes.

Référence 71
Ce ratio est calculé en soustrayant la valeur actuelle de la somme de tous les avantages non liés aux gaz à effet de serre de la valeur actuelle des coûts du Règlement, puis en divisant la valeur actuelle des tonnes de CO2.

Référence 72
En Alberta, la réponse des producteurs et le moment de la nouvelle production influencent le prix de détail. Le modèle prévoit que la production d’approvisionnement mise en service entre 2023 et 2025 crée un surplus en raison des conditions de la demande. Par conséquent, le prix moyen de l’électricité dans le scénario du prix élevé du gaz naturel est ainsi quelque peu plus faible que celui du scénario de référence.

Référence 73
Le revenu personnel disponible est le montant de revenus restant après le paiement des impôts directs personnels, y compris l’impôt sur le revenu, les cotisations aux régimes d’assurance sociale (comme le Régime de pensions du Canada et l’assurance-emploi) et les autres frais.

Référence 74
Office national de l’énergie, www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/nrgdmnd/ndstrlnrgscnd2010/ndstrlnrgscnd-fra.html

Référence 75
Power Advisory LLC, Assessment of Impacts on Electricity Prices in Alberta from Retirement of Coal-Fired Plants from the Regulations for Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-Fired Generation of Electricity, le 28 mars 2012.

Référence 76
Ziff Energy Group, NOVA SCOTIA GAS MARKET ASSESSMENT, Impact of Gas Performance Standard, avril 2012.

Référence 77
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.