Vol. 150, no 13 — Le 29 juin 2016

Enregistrement

DORS/2016-151 Le 17 juin 2016

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

Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques

C.P. 2016-567 Le 17 juin 2016

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 7 juin 2014, le projet de règlement intitulé Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques, 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 cette loi;

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 de la 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 multisectoriel sur les polluants atmosphériques, ci-après.

TABLE ANALYTIQUE

RÈGLEMENT MULTISECTORIEL SUR LES POLLUANTS ATMOSPHÉRIQUES

Aperçu

1 Parties 1, 2 et 3

Définitions et interprétation

2 Définitions

Responsabilité

3 Personne tenue

PARTIE 1

Chaudières et fours industriels

Définitions

4 Définitions

Champ d’application

5 Capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h

Exigences principales

6 Chaudière moderne

7 Four industriel moderne

8 Détermination du type de combustibles fossiles gazeux

9 Chaudière et four industriel de transition

10 Chaudière et four industriel convertis — intensité d’émission de NOx

11 Classe 80 et classe 70

12 Chaudière et four industriel préexistants — classification

13 Modifications importantes — classe 80 et classe 70

14 Exception — impossibilité

Quantification

Éléments des exigences

15 Apport énergétique provenant de combustibles fossiles gazeux

Type de gaz

16 Pourcentage de méthane

17 Fixation du PCS du gaz naturel de qualité commerciale

Rendement thermique

18 Chaudière moderne

19 Détermination de Pgcs

20 Détermination de Pe

21 Gaz naturel de qualité commerciale — déterminé ou prévu

22 Détermination du PCS

23 Constituants du combustible

24 Écart de température — air préchauffé

Détermination de l’intensité d’émission de NOx

Essai en cheminée ou essai SMECE

25 Conditions

26 Identification — exception à l’alinéa 25b)

Essai en cheminée

27 Trois rondes d’essais

28 Concentration en NOx et O2

29 Détermination de l’intensité d’émission de NOx

30 Intensité d’émission de NOx — moyenne

31 Intensité d’émission de NOx — heures réputées

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

32 Moyenne horaire mobile

Essais

33 Essai initial

34 Intensité d’émission de NOx de classification — à l’enregistrement

35 Intensité d’émission de NOx de classification — après l’enregistrement

36 Nouvelle détermination après le choix au titre du sous-al. 34(1)b)(vi)

37 Nouvelle détermination après événement déclencheur

38 Essais de conformité

Fonctionnement, entretien et conception

39 Spécifications

Rapports

40 Rapport initial

41 Rapport de classification — articles 34 et 35

42 Rapport de conformité

43 Rapport de changement

Consignation de renseignements

44 Consignation

PARTIE 2

Moteurs stationnaires à allumage commandé

Définitions

45 Définitions

Champ d’application

46 Moteurs préexistants ou modernes

47 Non-application — revenu et puissance faibles

48 Non-application — nouveaux propriétaires

49 Gaz de distillation ou de synthèse

Dispositions générales

50 Moteur à utilisation régulière

51 Moteur à faible utilisation — choix

52 Moteur désigné à mélange riche

53 Unité applicable — limite d’intensité d’émission de NOx

Moteurs modernes

54 Utilisation régulière — limite

55 Faible utilisation — limite

Moteurs préexistants

Groupes

56 Constitution

Limite d’intensité d’émission de NOx

57 Moteurs n’appartenant à aucun groupe

58 Moteur appartenant à un groupe après 2025

59 Moteur appartenant à un groupe de 2021 à 2025

Limite d’intensité d’émission de NOx — choix de la moyenne annuelle

60 Après 2025 et de 2021 à 2025

61 Choix

62 Révocation — avis

63 Révocation — après verdict de culpabilité

64 Unités de remplacement

65 Désignation des sous-groupes

66 Attribution d’une valeur d’émission de NOx par défaut

67 Attribution d’une valeur d’émission de NOx différente

68 Limite d’intensité d’émission de NOx — valeur d’émission de NOx différente

Détermination de l’intensité d’émission de NOx

Essais de rendement

69 Intensité d’émission de NOx

70 Trois rondes d’essais

71 Port d’échantillonnage

72 Concentration en NOx

73 ppmvs15%

74 g/kWh

75 Intensité d’émission de NOx — moyenne

76 Intensité d’émission de NOx — jours réputés

77 Essai de rendement

78 Essai de rendement subséquent

Vérifications des émissions

79 Délais pour certains moteurs

80 Utilisation d’un analyseur électrochimique

81 Contrôle d’erreur d’étalonnage et réponses d’interférence

82 Utilisation et entretien de l’analyseur

83 Série de contrôles d’erreur d’étalonnage

84 Lecture pour réponse d’interférence du CO et du NO

85 Vérification des émissions invalide — étalonnage et interférence

86 Vérification des émissions — port d’échantillonnage

87 Conditions de fonctionnement pour la vérification des émissions

88 Vérification des émissions — procédure d’échantillonnage

89 Concentration en O2, CO, NO ou NO2 — moyenne

90 Vérification des émissions invalide — température

Essais de rendement et vérifications des émissions

91 Période où aucun essai ni vérification n’est effectué

92 Prolongation de la période pour nouveaux propriétaires

93 Prolongation de la période — dernier jour

Gestion des moteurs

94 Plaque signalétique

95 Fonctionnement et entretien

96 Rapport air-carburant

Registre des moteurs, rapports et consignation de renseignements

97 Registre des moteurs

98 Changement des renseignements — registre des moteurs

99 Rapport de conformité

100 Consignation

PARTIE 3

Ciment

101 Définitions

102 Champ d’application — ciment gris

103 Obligation — sur deux années consécutives

104 Limite d’émission de NOx

105 Limite d’émission de SO2

106 Quantité de NOx ou de SO2 — SMECE

107 Quantité de clinker

108 Rapport de conformité

PARTIE 4

Dispositions générales

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

109 Méthode de référence des SMECE — conformité

110 Vérification annuelle

Instruments de mesure

111 Mise en place, utilisation, entretien et étalonnage

Règle de remplacement

112 Demande

113 Approbation

114 Application de la règle de remplacement approuvée

115 Avis — retour à la règle originale

116 Rejet — renseignements faux, trompeurs ou incomplets

117 Révocation ministérielle

118 Révocation — changement du droit provincial

119 Règle applicable après avis ou révocation

Établissement de rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements

120 Transmission électronique

121 Consignation

122 Corrections

123 Avis d’essai

Modifications du présent règlement

124 Article 11

125 Paragraphe 12(1)

126 Alinéa 26(4)a)

127 Alinéa 33(3)c)

128 Articles 35 et 36

129 Paragraphe 37(1)

130 Paragraphe 41(1)

131 Alinéa 43(1)g)

132 Article 45 — définition de sous-ensemble

133 Article 49

134 Article 53

135 Article 57

136 Articles 58 et 59

137 Article 60

138 Alinéa 62(2)c)

139 Alinéa 63(2)b)

140 Article 69

141 Alinéas 77b)

142 Paragraphe 94(1)

143 Alinéa 95(1)b)

144 Alinéa 96b)

145 Renvoi de l’annexe 5

146 Alinéa 3n) de l’annexe 9

147 Article 4 de l’annexe 10

Entrée en vigueur

148 Enregistrement

ANNEXE 1

Application du Code SMECE d’EC

ANNEXE 2

Application du Code SMECE de l’Alberta

ANNEXE 3

Pouvoir calorifique supérieur par défaut

Tableau 1

Combustibles solides

Tableau 2

Combustibles liquides

Tableau 3

Combustibles gazeux

ANNEXE 4

Perte de rendement thermique — chaudière aquatubulaire

ANNEXE 5

Rapport de classification (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

ANNEXE 6

Rapport initial (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

ANNEXE 7

Rapport de conformité (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

ANNEXE 8

Non-application (moteurs) — renseignements à fournir

ANNEXE 9

Registre des moteurs — renseignements à fournir

ANNEXE 10

Rapport de conformité (moteurs) — renseignements à fournir

ANNEXE 11

Rapport de conformité (cimenteries) — renseignements à fournir

ANNEXE 12

Rapport du vérificateur — renseignements à fournir

Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques

Aperçu

Parties 1, 2 et 3

1 (1) En vue de la protection de l’environnement et de la santé humaine, les parties 1, 2 et 3 du présent règlement établissent des exigences visant respectivement les émissions de polluants atmosphériques suivants :

Partie 4 — dispositions générales

(2) La partie 4 contient des dispositions générales portant sur :

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

aluminerie Installation utilisée ou conçue pour mener au moins une des activités suivantes :

année L’année civile. (year)

ASTM L’ASTM International, auparavant connue sous l’appellation American Society for Testing and Materials. (ASTM)

carburant diesel Carburant destiné à alimenter les moteurs diesels, qui peut s’évaporer à la pression atmosphérique et dont le point d’ébullition est d’au moins 130 °C et d’au plus 400 °C. (diesel fuel)

centrale électrique Installation utilisée ou conçue pour produire de l’électricité destinée à la vente par l’intermédiaire du réseau électrique à titre d’activité principale. (power plant)

CFR Le titre 40, chapitre I, du Code of Federal Regulations des États-Unis. (CFR)

chaudière Équipement de combustion — autre que celui utilisé exclusivement pour la production d’électricité destinée à la vente — utilisé ou conçu pour transférer l’énergie thermique provenant de la combustion d’un combustible à l’eau, à la vapeur ou à un autre fluide. (boiler)

cimenterie Installation utilisée ou conçue pour produire du clinker. (cement manufacturing facility)

Code SMECE d’EC La méthode intitulée Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques (SPE 1/PG/7) publiée — après sa révision en décembre 2005 — par Sa Majesté la Reine du chef du Canada, représentée par le ministre, compte tenu de ce qui est prévu au paragraphe (3). (EC CEMS code)

Code SMECE de l’Alberta La méthode intitulée Continuous Emission Monitoring System (CEMS) Code (Pub. No.: Ref. 107) publiée en mai 1998 par Sa Majesté la Reine du chef de l’Alberta, représentée par le ministre responsable de l’Alberta Environmental Protection, compte tenu de ce qui est prévu au paragraphe (4). (Alberta CEMS Code)

combustible gazeux Combustible qui est à l’état gazeux à une température de 15,6 °C et à une pression absolue de 101,325 kPa. (gaseous fuel)

EPA L’Environmental Protection Agency des États-Unis. (EPA)

essence Distillat du pétrole, ou mélange de distillats du pétrole, de produits oxygénés ou d’additifs, qui convient au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies et qui présente les caractéristiques ci-après, selon la méthode d’essai applicable indiquée dans la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.5-2011, intitulée Essence automobile :

exploitant Personne ayant toute autorité à l’égard d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie. (operator)

four industriel Équipement de combustion — autre qu’une chaudière — utilisé ou conçu pour transférer l’énergie thermique provenant de la combustion d’un combustible à la matière traitée à l’extérieur de la chambre de combustion. (heater)

installation Tous les bâtiments, les autres structures et les équipements fixes situés sur un seul site ou sur des sites adjacents qui fonctionnent de façon intégrée. (facility)

installation de bouletage du minerai de fer Installation utilisée ou conçue pour produire des boulettes de minerai de fer à partir de concentré de minerai de fer, au moyen d’un four de durcissement. (iron ore pelletizing facility)

installation de fabrication d’engrais à base d’azote Installation utilisée ou conçue pour fabriquer au moins une des substances suivantes :

installation de fabrication de produits chimiques Installation utilisée ou conçue pour fabriquer des substances chimiques à partir de matières premières à titre d’activité principale, et où est fabriquée au moins une des substances suivantes :

installation de production d’alumine Installation utilisée ou conçue pour produire de l’alumine à partir de bauxite pour utilisation dans la production d’aluminium. (alumina facility)

installation de production de fer, d’acier et d’ilménite Installation — autre qu’une fonderie produisant du fer ou de l’acier moulé — utilisée ou conçue pour produire au moins un des produits suivants :

installation de production de métaux communs Installation pyrométallurgique ou hydrométallurgique utilisée ou conçue pour récupérer ou affiner au moins un des métaux ci-après à partir de matières premières provenant principalement de minerais :

installation de production de pâte et papier Installation utilisée ou conçue pour produire au moins un des produits suivants :

installation de production de potasse Installation utilisée ou conçue pour produire de la potasse. S’entend également de l’installation utilisée ou conçue pour extraire du minerai de potasse. (potash facility)

installation de stockage souterrain de combustibles gazeux Installation — autre qu’une installation d’exploitation de sables bitumineux, une raffinerie de pétrole et une raffinerie d’asphalte — utilisée ou conçue pour stocker sous terre un combustible gazeux. (underground storage facility for gaseous fuel)

installation d’exploitation de sables bitumineux Installation — autre qu’une installation de fabrication de produits chimiques, une installation de fabrication d’engrais à base d’azote et une raffinerie d’asphalte — utilisée ou conçue pour mener au moins une des activités suivantes :

installation d’exploitation pétrolière et gazière Installation, notamment la raffinerie d’asphalte et l’installation de stockage souterrain de combustibles gazeux, qui est utilisée ou conçue pour mener au moins l’une des activités suivantes :

Ne sont pas visées l’installation d’exploitation de sables bitumineux, la raffinerie de pétrole, l’installation de fabrication de produits chimiques, l’installation de fabrication d’engrais à base d’azote et l’installation — autre qu’une installation de stockage souterrain de combustibles gazeux — dont l’activité principale est la distribution locale de gaz naturel. (oil and gas facility)

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

méthode 1 de l’EPA La méthode intitulée Method 1 — Sample and Velocity Traverses for Stationary Sources qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 1)

méthode 1A de l’EPA La méthode intitulée Method 1A — Sample and Velocity Traverses for Stationary Sources With Small Stacks or Ducts qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 1A)

méthode 2 de l’EPA La méthode intitulée Method 2 — Determination of Stack Gas Velocity and Volumetric Flow Rate (Type S Pitot Tube) qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 2)

méthode 3A de l’EPA La méthode intitulée Method 3A — Determination of Oxygen and Carbon Dioxide Concentrations in Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 3A)

méthode 4 de l’EPA La méthode intitulée Method 4 — Determination of Moisture Content in Stack Gases qui figure à l’Appendix A-3 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 4)

méthode 6C de l’EPA La méthode intitulée Method 6C — Determination of Sulfur Dioxide Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 6C)

méthode 7E de l’EPA La méthode intitulée Method 7E — Determination of Nitrogen Oxides Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 7E)

méthode A d’EC La méthode connue sous l’appellation Méthode A : Détermination du lieu d’échantillonnage et des points de prélèvement, figurant dans la méthode de référence SPE 1/RM/8. (EC Method A)

méthode ASTM D6522-11 La méthode intitulée Standard Test Method for Determination of Nitrogen Oxides, Carbon Monoxide, and Oxygen Concentrations in Emissions from Natural Gas-Fired Reciprocating Engines, Combustion Turbines, Boilers, and Process Heaters Using Portable Analyzers, publiée par l’ASTM. (ASTM D6522-11)

méthode B d’EC La méthode connue sous l’appellation Méthode B — Détermination de la vitesse et du débit-volume des gaz de cheminée, figurant dans la méthode de référence SPE 1/RM/8. (EC Method B)

méthode D d’EC La méthode connue sous l’appellation Méthode D — Détermination de la teneur en humidité, figurant dans la méthode de référence SPE 1/RM/8. (EC Method D)

méthode de référence des SMECE Le Code SMECE d’EC ou le Code SMECE de l’Alberta. (CEMS Reference Method)

méthode de référence SPE 1/RM/8 Le document intitulé Méthode de référence en vue d’essais aux sources : mesure des rejets de particules de sources fixes, publié en décembre 1993 par Sa Majesté la Reine du chef du Canada, représentée par le ministre. (Reference Method EPS 1/RM/8)

méthode thermique Méthode d’extraction du pétrole brut ou du bitume par l’introduction d’énergie thermique dans une formation géologique de manière à améliorer la fluidité du pétrole brut et du bitume et en faciliter l’extraction. S’entend notamment du drainage gravitaire par la vapeur, de la stimulation cyclique par la vapeur, du procédé dénommé Toe-To-Heel Air Injection (THAI®), de la combustion in situ, de l’injection d’eau chaude, des méthodes thermiques avec solvants et des méthodes électrothermiques. (thermal method)

moteur Moteur qui, à la fois :

NOx Oxydes d’azote, à savoir la somme de monoxyde d’azote (NO) et de dioxyde d’azote (NO2). (NOx)

personne responsable Le propriétaire ou l’exploitant d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie. (responsible person)

ppmvs Parties par million, en volume sur une base sèche. (ppmvd)

produit pétrolier liquide

raffinerie d’asphalte Installation — autre qu’une raffinerie de pétrole — dont le volume annuel de production d’asphalte est supérieur à 33 % de son volume annuel de production de produits pétroliers liquides, et qui est utilisée ou conçue pour traiter, au moyen de la distillation, selon le cas :

raffinerie de pétrole Installation dont le volume annuel combiné de production d’essence, de carburant diesel et d’huile de base lubrifiante est supérieur à 40 % de son volume annuel de production de produits pétroliers liquides, et qui est utilisée ou conçue pour traiter, au moyen de la distillation, selon le cas :

SO2 Dioxyde de soufre. (SO2)

système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse des émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données sur ces émissions. (Continuous Emission Monitoring System or CEMS)

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot « should » ou l’emploi du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion expriment une obligation sauf indication contraire du contexte. Il est entendu qu’une indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la précision d’une mesure.

Code SMECE d’EC

(3) Le Code SMECE d’EC s’applique compte tenu de ce qui est prévu à l’annexe 1.

Code SMECE de l’Alberta

(4) Le Code SMECE de l’Alberta s’applique compte tenu de ce qui est prévu à l’annexe 2.

Discrétion de l’EPA

(5) Dans les méthodes de l’EPA incorporées par renvoi dans le présent règlement, il n’est pas tenu compte des mentions relatives à l’exercice, par l’EPA ou son administrateur, de son pouvoir discrétionnaire.

Primauté du présent règlement

(6) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur celles incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.

Documents incorporés par renvoi

(7) Dans le présent règlement, tout renvoi à une méthode de l’EPA ou de l’ASTM s’entend de la plus récente version de cette méthode.

Responsabilité

Personne tenue

3 Sauf si le contexte vise une personne responsable en particulier, les exigences prévues par le présent règlement qui s’appliquent à l’égard d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie, y compris les exigences qui s’appliquent au four situé dans celle-ci, doivent être satisfaites par toute personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie.

PARTIE 1

Chaudières et fours industriels

Définitions

Définitions

4 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et aux annexes 3 à 7.

air préchauffé Air qui est préchauffé à une température supérieure à celle de l’air ambiant avant d’être introduit dans la chambre de combustion d’une chaudière ou d’un four industriel. (preheated air)

batterie de fours à coke Four industriel comportant une chambre de combustion — équipée de plusieurs brûleurs — dont les gaz d’échappement circulent entre les fours à coke. (coke oven battery)

biomasse Combustible constitué uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et non issu d’une formation géologique, notamment :

capacité nominale À l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel, la quantité maximale d’énergie thermique — calculée sur la base du pouvoir calorifique supérieur du combustible — que la chaudière ou le four industriel est, à sa date de mise en service, capable de produire par heure, exprimée en gigajoules par heure (GJ/h), et spécifiée sur la plaque signalétique qui est apposée sur la chaudière ou sur le four industriel par le fabricant, ou, à défaut d’une telle plaque, dans un document fourni par celui-ci. (rated capacity)

chaudière à biomasse Chaudière pouvant atteindre sa capacité nominale en ne brûlant que de la biomasse. (biomass boiler)

chaudière de récupération chimique Chaudière alimentée par des combustibles, notamment la liqueur de cuisson résiduaire, et qui récupère les constituants chimiques issus de la combustion de cette liqueur. (chemical recovery boiler)

classe 40 À l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel préexistants, s’entend au sens de l’article 12. (class 40)

classe 70 À l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel préexistants, s’entend au sens de l’article 12. (class 70)

classe 80 À l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel préexistants, s’entend au sens de l’article 12. (class 80)

combustible fossile gazeux Comprend le combustible fossile gazeux qui est un sous-produit d’un procédé ou d’un traitement industriels et dont les constituants ont une valeur en énergie thermique. (gaseous fossil fuel)

craqueur d’éthylène Four industriel qui transforme un mélange de vapeur et d’hydrocarbures en hydrocarbures gazeux, notamment en éthylène. (ethylene cracker)

date de mise en service Date à laquelle une chaudière ou un four industriel commence à produire de l’énergie thermique utilisée principalement pour la production ou pour le chauffage. (commissioning date)

date de remise en service Date à laquelle une chaudière ou un four industriel commence à produire de l’énergie thermique utilisée principalement pour la production ou pour le chauffage, et qui est postérieure, selon le cas :

de transition Se dit de la chaudière ou du four industriel qui, à sa date de mise en service, est situé dans une installation réglementée mentionnée au paragraphe 5(2) et dont la date de mise en service est au cours de la période commençant à la date de l’enregistrement du présent règlement et se terminant à la date suivante :

essai en cheminée Détermination de l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel, conformément aux articles 27 à 31. (stack test)

essai SMECE Détermination de l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel au moyen d’un SMECE, conformément à l’article 32. (CEMS test)

état stable État de fonctionnement autre que le démarrage, l’arrêt et toute perturbation. (steady state)

four à coke Four de conversion du charbon en coke par distillation. (coke oven)

four de cuisson d’anodes Four industriel de fabrication de blocs de carbone — par cuisson d’anodes crues — destinés à la production d’aluminium. (anode-baking furnace)

four de réchauffage Four industriel de laminage à chaud de l’acier en formes élémentaires par réchauffement de celui-ci. (reheat furnace)

gaz de remplacement Combustibles fossiles gazeux autres que du gaz naturel. (alternative gas)

gaz naturel Combustibles fossiles gazeux constitués d’au moins 90 % de méthane par volume. (natural gas)

gaz naturel de qualité commerciale Gaz naturel fourni par un fournisseur commercial. (commercial grade natural gas)

générateur de vapeur à récupération de chaleur Équipement de production de vapeur par captation de l’énergie thermique utile provenant des gaz d’échappement chauds d’une turbine à gaz ou d’un ensemble de moteurs alternatifs. (heat-recovery steam generator)

intensité d’émission de NOx Quantité de NOx émis par une chaudière ou un four industriel, exprimée en grammes de NOx émis par gigajoule d’énergie thermique dans le combustible (g/GJ), calculée sur la base du pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé. (NOx emission intensity)

m3 normalisé S’entend d’un mètre cube à une pression normale et à une température normale, au sens de volume normal au paragraphe 2(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. (standard m3)

méthode ASTM D1945-03 La méthode intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM. (ASTM D1945-03)

méthode ASTM D1946-90 La méthode intitulée Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM. (ASTM D1946-90)

moderne Se dit de la chaudière ou du four industriel, autre que de transition, dont la date de mise en service est au plus tôt à la date de l’enregistrement du présent règlement. (modern)

préexistant Se dit de la chaudière ou du four industriel dont la date de mise en service précède la date de l’enregistrement du présent règlement. (pre-existing)

préfabriqué Se dit de la chaudière ou du four industriel reçus à l’installation dans un état d’assemblage presque complet exigeant, à l’installation, à la fois :

récupérateur de haut fourneau Régénérateur cylindrique vertical rempli de matériaux réfractaires, utilisé pour préchauffer l’air ambiant avant l’introduction de celui-ci dans le haut fourneau servant à la fabrication du fer. (blast furnace stove)

reformeur de méthane à la vapeur Four industriel qui transforme un mélange de vapeur et d’hydrocarbures, en présence d’un catalyseur, en hydrogène et oxydes de carbone. S’entend notamment, s’ils partagent une cheminée avec ce four industriel, de la chaudière auxiliaire intégrée utilisée pour produire cette vapeur et de tout autre équipement qui réchauffe cette vapeur et qui est intégré au four industriel. (steam methane reformer)

Champ d’application

Capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h

5 (1) La présente partie s’applique à l’égard des chaudières et fours industriels préexistants, de transition ou modernes qui sont situés dans une installation réglementée, qui sont utilisés ou conçus pour brûler des combustibles fossiles gazeux et dotés d’une capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h.

Installations réglementées

(2) Les installations ci-après sont réglementées :

Chaudières et fours industriels exclus

(3) Malgré les paragraphes (1) et (2), la présente partie ne s’applique pas à l’égard :

Exigences principales

Chaudière moderne

6 (1) Sous réserve de l’article 10, l’intensité d’émission de NOx de la chaudière moderne dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux visés à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite figurant à la colonne 3, compte tenu du rendement thermique de la chaudière figurant à la colonne 2.

TABLEAU

Limite d’intensité d’émission de NOx — chaudière moderne

Article

Colonne 1

Combustibles fossiles gazeux

Colonne 2

Rendement thermique

Colonne 3

Limite d’intensité d’émission de NOx (g/GJ)

1

Gaz naturel

< 80 %

16

2

Gaz naturel

≥ 80 % et ≤ 90 %

16 + (R – 80)/5, où R est le rendement thermique de la chaudière

3

Gaz naturel

> 90 %

18

4

Gaz de remplacement

< 80 %

20,8

5

Gaz de remplacement

≥ 80 % et ≤ 90 %

20,8 + (R – 80)/4,54, où R est le rendement thermique de la chaudière

6

Gaz de remplacement

> 90 %

23

Rendement thermique

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le rendement thermique d’une chaudière moderne pour l’heure en cause est :

Four industriel moderne

7 (1) Sous réserve de l’article 10, l’intensité d’émission de NOx du four industriel moderne dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux visés à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite figurant à la colonne 3, compte tenu de l’écart entre la température de l’air préchauffé du four industriel et celle de l’air ambiant, en degrés Celsius, visé à la colonne 2.

TABLEAU

Limite d’intensité d’émission de NOx — four industriel moderne

Article

Colonne 1


Combustibles fossiles gazeux

Colonne 2

Écart entre l’air préchauffé et l’air ambiant (°C)

Colonne 3


Limite d’intensité de NOx d’émission (g/GJ)

1

Gaz naturel

0

16

2

Gaz naturel

> 0 et ≤ 150

16 × [1 + (2 × 10-4T) + (7 × 10-6T2)], où T est l’écart entre la température de l’air préchauffé et celle de l’air ambiant, exprimé en °C

3

Gaz naturel

> 150

19

4

Gaz de remplacement

0

20,8

5

Gaz de remplacement

> 0 et ≤ 155

20,8 × [1 + (2 × 10-4T) + (7 × 10-6T2)], où T est l’écart entre la température de l’air préchauffé et celle de l’air ambiant, exprimé en °C

6

Gaz de remplacement

> 155

25

Air préchauffé

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’écart entre la température de l’air préchauffé d’un four industriel moderne et celle de l’air ambiant pour l’heure en cause, en degrés Celsius, est :

Détermination du type de combustibles fossiles gazeux

8 Pour déterminer le type de combustibles fossiles gazeux — gaz naturel ou gaz de remplacement — introduits dans la chambre de combustion de la chaudière ou du four industriel, le pourcentage de méthane dans ces combustibles est déterminé conformément à l’article 16.

Chaudière et four industriel de transition

9 L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel de transition dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite suivante :

Chaudière et four industriel convertis — intensité d’émission de NOx

10 (1) L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel convertis dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux, ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite de 26 g/GJ.

Chaudière et four industriel convertis

(2) Sont convertis les chaudières ou les fours industriels qui satisfont aux exigences suivantes :

Classe 80 et classe 70

11 L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel préexistants de classe 80 ou de classe 70 — autre que la chaudière ou le four industriel visé aux paragraphes 13(1) et 14(1) et (2) — dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite de 26 g/GJ, à compter de la date suivante :

Chaudière et four industriel préexistants — classification

12 (1) Les chaudières et les fours industriels préexistants sont classifiés de la façon ci-après selon leur intensité d’émission de NOx de classification, déterminée conformément aux paragraphes 34(1) ou 35(1) ou déterminée à nouveau conformément aux paragraphes 36(1) ou 37(1) :

Avant la classification — classe 80

(2) Les chaudières ou les fours industriels préexistants — autres que ceux qui sont convertis aux termes du paragraphe 10(2) — qui ne sont pas classifiés aux termes du paragraphe (1) sont réputés être de classe 80 et avoir une intensité d’émission de NOx de classification de 80 g/GJ.

Modifications importantes — classe 80 et classe 70

13 (1) Sous réserve de l’article 14, l’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel de classe 80 ou de classe 70 qui a fait l’objet d’une modification importante avant le 1er janvier 2026 ou le 1er janvier 2036, respectivement, ne doit pas, à compter de la date de sa remise en service, dépasser la limite de 26 g/GJ, pour toute heure au cours de laquelle au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux.

Modifications importantes

(2) Sont des modifications importantes :

Exception — impossibilité

14 (1) L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel de classe 80 ou de classe 70 qui a fait l’objet d’une modification importante impliquant l’utilisation de techniques de modification de la combustion ne doit pas, à compter de la date de sa remise en service après la modification importante, dépasser la limite de 50 % de son intensité d’émission de NOx de classification, pour toute heure au cours de laquelle au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux, si les conditions ci-après sont remplies :

Modification importante avant l’enregistrement

(2) L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel de classe 80 ou de classe 70 visé à la division 34(1)b)(i)(B) qui a fait l’objet d’une modification importante impliquant l’utilisation de techniques de modification de la combustion ne doit pas, à compter de la date qui suit de douze mois celle de l’enregistrement du présent règlement, dépasser la limite de 50 % de son intensité d’émission de NOx de classification, pour toute heure au cours de laquelle au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux, si les conditions suivantes sont remplies :

Techniques de modification de la combustion

(3) Pour l’application du présent article, sont des techniques de modification de la combustion les techniques de réduction de la formation de NOx d’origine thermique dans la chambre de combustion d’une chaudière ou d’un four industriel par la modification du procédé de combustion. Sont notamment des techniques de modification de la combustion l’utilisation de brûleurs à faible émission de NOx et la recirculation des gaz de combustion.

Quantification

Éléments des exigences

Apport énergétique provenant de combustibles fossiles gazeux

15 Le pourcentage de l’apport énergétique dans la chambre de combustion d’une chaudière ou d’un four industriel qui provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux, pour une heure donnée pendant que la chaudière ou le four industriel est à l’état stable, est déterminé selon la formule suivante :

(Egnc + Ecfg)/(Egnc + Ecfg + Ea + Es) × 100

où :

Egncreprésente l’apport énergétique provenant de l’introduction de gaz naturel de qualité commerciale, déterminé pour cette heure selon la formule suivante :

Qgnc × PCSgnc

où :

Qgncreprésente la quantité de gaz naturel de qualité commerciale brûlé pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés;

PCSgncle pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel de qualité commerciale brûlé pendant cette heure, exprimé en gigajoules par m3 normalisé, ce pouvoir étant :

Ecfgl’apport énergétique provenant de l’introduction de combustibles fossiles gazeux autres que le gaz naturel de qualité commerciale, pour cette heure, déterminé selon la formule suivante :

Qcfg × PCScfg

où :

Qcfgreprésente la quantité de combustibles fossiles gazeux, autre que le gaz naturel de qualité commerciale, brûlés pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés;

PCScfgle pouvoir calorifique supérieur des combustibles fossiles gazeux, autres que le gaz naturel de qualité commerciale, brûlés pendant cette heure, exprimé en gigajoules par m3 normalisé, déterminé conformément à l’une des méthodes applicables mentionnées à l’article 22,

Eal’apport énergétique provenant de l’introduction de combustibles autres que les combustibles fossiles gazeux, pour cette heure, déterminé selon la formule suivante :

Σi(Qi × PCSi)

où :

Qireprésente la quantité du ie combustible, autre qu’un combustible fossile gazeux, brûlé pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée dans une unité de mesure donnée;

PCSile pouvoir calorifique supérieur du ie combustible, autre qu’un combustible fossile gazeux, brûlé pendant cette heure, exprimé en gigajoules par cette unité de mesure donnée, ce pouvoir étant :

i le ie combustible brûlé autre qu’un combustible fossile gazeux, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de ces combustibles;

Esl’apport énergétique provenant d’une source autre que la combustion d’un combustible dans la chambre de combustion de la chaudière ou du four industriel pendant cette heure, exprimé en gigajoules et déterminé selon les règles de l’art de l’ingénierie généralement reconnues.

Type de gaz

Pourcentage de méthane

16 (1) Le pourcentage de méthane dans les combustibles fossiles gazeux introduits dans la chambre de combustion de la chaudière ou du four industriel, pour une heure donnée, est déterminé sous forme de moyenne pondérée, par volume, selon la formule suivante :

[(CH4 gn × Qgn) + (CH4 remp × Qremp)] × 100/(Qgn + Qremp)

où :

CH4 gnreprésente la concentration en méthane du gaz naturel introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, déterminée conformément au paragraphe (2) et exprimée sous forme de fraction décimale;

Qgnla quantité de gaz naturel introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés;

CH4 rempla concentration en méthane du gaz de remplacement introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, déterminée conformément au paragraphe (2) et exprimée sous forme de fraction décimale;

Qrempla quantité de gaz de remplacement introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés.

Gaz introduit dans la chambre de combustion

(2) La concentration en méthane des combustibles fossiles gazeux introduits dans la chambre de combustion est :

Fixation du PCS du gaz naturel de qualité commerciale

17 Lorsque, en application du sous-alinéa 16(2)a)(ii), la concentration en méthane du gaz naturel de qualité commerciale introduit dans la chambre de combustion est égale à 95 %, le pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel de qualité commerciale est, pour l’application de l’alinéa 29b), égal à 0,03793, conformément au sous-alinéa a)(ii) de la description de la variable PCSi de la formule prévue à cet alinéa.

Rendement thermique

Chaudière moderne

18 Le rendement thermique d’une chaudière moderne pour une journée donnée est déterminé selon la formule suivante :

100% – Pgcs – Pe – Prc – Pa

où :

Pgcsreprésente le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique du gaz de combustion déterminé sur une base sèche pour une heure de cette journée et conformément à l’article 19;

Pele pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique de l’eau dans le gaz de combustion pour une heure de cette journée, déterminé conformément à l’article 20;

Prcle pourcentage de perte de rendement thermique attribuée au rayonnement et à la convection des surfaces de la chaudière pour une heure de cette journée, à savoir :

Pale pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à d’autres sources, qui est réputé être de 0,1 %.

Détermination de Pgcs

19 La variable Pgcs de la formule prévue à l’article 18 est déterminée, pour une heure de la journée en cause, selon la formule suivante :

1,005 × (Tg – Ti)/PCSm × Mg × 100

où :

Tgreprésente la température moyenne du gaz de combustion pendant cette heure, mesurée dans la cheminée et exprimée en degrés Celsius;

Tila température moyenne de l’air introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, exprimée en degrés Celsius;

PCSmle pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé pendant cette heure, exprimée selon la masse en kilojoules par kilogramme (kJ/kg), à savoir :

Mgle rapport moyen de la masse du gaz de combustion et de la masse du combustible brûlé pendant cette heure, exprimé en kilogrammes par kilogramme et déterminé selon la formule suivante :

0,962 × [1 + %O2/(20,9 – %O2)] × Ms

où :

%O2représente le pourcentage d’oxygène dans le gaz de combustion, mesuré en volume sur une base sèche, déterminé conformément à la méthode 3A de l’EPA ou à la méthode ASTM D6522-11;

Msle rapport de la masse stœchiométrique du gaz de combustion et de la masse du combustible brûlé, exprimé en kg/kg, à savoir :

12,492C + 26,296H + N + 5,305S – 3,313O

où la concentration de chaque constituant ci-après du combustible brûlé est déterminée conformément aux paragraphes 23(1) et (2) et :

C représente la concentration en carbone du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes de carbone par kilogramme de ce combustible;

H la concentration en hydrogène du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de ce combustible;

N la concentration en azote du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’azote par kilogramme de ce combustible;

S la concentration en soufre du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes de soufre par kilogramme de ce combustible;

O la concentration en oxygène du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’oxygène par kilogramme de ce combustible.

Détermination de Pe

20 La variable Pe de la formule prévue à l’article 18 est déterminée, pour une heure de la journée en cause, selon la formule suivante :

8,94H × [2450 + 1,989(Tg – Ti)]/PCSm × 100

où :

H représente la concentration en hydrogène du combustible brûlé, pour cette heure, exprimée en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de combustible, et qui est :

Tgla température moyenne du gaz de combustion pendant cette heure, mesurée dans la cheminée et exprimée en degrés Celsius;

Tila température moyenne de l’air introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, exprimée en degrés Celsius;

PCSmle pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé pendant cette heure, exprimé selon la masse en kilojoules par kilogramme, à savoir :

Gaz naturel de qualité commerciale — déterminé ou prévu

21 Les valeurs, pour le gaz naturel de qualité commerciale, de la variable PCSm des formules prévues aux articles 19 et 20, de la variable Ms de la formule prévue à l’article 19 et de la variable H de la formule prévue à l’article 20 sont toutes déterminées :

Détermination du PCS

22 Le pouvoir calorifique supérieur est déterminé conformément à l’une des méthodes suivantes :

Constituants du combustible

23 (1) La concentration en carbone, en hydrogène, en azote, en souffre et en oxygène par kilogramme de combustible introduit dans la chambre de combustion est déterminée sous forme de moyenne pondérée de la concentration de chacun de ces constituants dans chaque combustible conformément au paragraphe (2). 

Détermination de la concentration

(2) La concentration des constituants des combustibles est :

Écart de température — air préchauffé

24 Dans le cas où un four industriel moderne est doté d’un équipement préchauffant l’air, l’écart entre la température de l’air préchauffé et celle de l’air ambiant pour une heure donnée est déterminé selon la formule suivante :

Tp − Ta

où :

Tpreprésente la température moyenne de l’air préchauffé introduit dans la chambre de combustion du four industriel pendant cette heure, mesurée au point d’introduction dans la chambre de combustion et exprimée en degrés Celsius;

Tala température moyenne de l’air ambiant introduit dans le préchauffeur pendant cette heure, mesurée au point d’introduction dans le préchauffeur et exprimée en degrés Celsius.

Détermination de l’intensité d’émission de NOx

Essai en cheminée ou essai SMECE

Conditions

25 L’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel est déterminée :

Identification — exception à l’alinéa 25b)

26 (1) L’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel qui doit être déterminée au titre de l’alinéa 25b) est déterminée conformément au paragraphe (2) pour une heure donnée, si la chaudière ou le four industriel :

Valeur la plus élevée — essai en cheminée ou SMECE

(2) L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel visés à l’alinéa (1)a) est, pour chaque heure, la valeur la plus élevée des déterminations suivantes :

Identification

(3) La chaudière ou le four industriel visés à l’alinéa (1)a) peut être identifié à l’autre chaudière ou à l’autre four industriel visés à l’alinéa (1)b) si les conditions ci-après sont remplies :

Date de l’identification

(4) L’identification est effectuée à compter des dates suivantes :

Consignation vaut identification

(5) L’identification est effectuée lorsque les renseignements suivants sont consignés :

Au plus quatre identifications

(6) Au plus quatre chaudières ou fours industriels peuvent être identifiés aux termes du paragraphe (5) à une autre chaudière ou à un autre four industriel donnés visés à l’alinéa (1)b).

Essai en cheminée

Trois rondes d’essais

27 (1) Un essai en cheminée consiste en trois rondes d’essais consécutives d’au moins trente minutes chacune, au moyen desquelles est déterminée l’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel et qui sont effectuées au cours d’une période d’au plus quarante-huit heures.

Conditions de fonctionnement pour les essais

(2) Les rondes d’essais sont effectuées dans les conditions suivantes :

Concentration en NOx et O2

28 (1) Pour chaque ronde d’essais, la concentration en NOx des gaz de combustion de la chaudière ou du four industriel, exprimée en ppmvs, et leur concentration en O2, déterminée en volume sur une base sèche et exprimée en pourcentage, sont mesurées simultanément et conformément :

Exception — méthode A d’EC

(2) Malgré le paragraphe (1), l’emplacement du port d’échantillonnage et de ses points de prélèvement peut être déterminé conformément à la méthode A d’EC pour l’application de ce paragraphe.

Détermination de l’intensité d’émission de NOx

29 L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel, exprimée en grammes par gigajoule, est déterminée de la façon ci-après pour chaque ronde d’essais, compte tenu des concentrations en NOx et en O2 mesurées conformément à l’article 28 :

(NOx × 1,88 × 10-3 × Dg)/Σi(Di × PCSi)

où :

NOxreprésente la concentration en NOx;

Dgle débit du gaz de combustion, déterminé conformément à la méthode 4 de l’EPA ou à la méthode D d’EC et converti en débit sur une base sèche conformément à la méthode 2 de l’EPA ou à la méthode B d’EC, mesuré lors de l’essai et exprimé en mètres cubes par heure à 25 °C et à 101,325 kPa;

Dile débit du ie combustible brûlé, exprimé en une unité donnée par heure pour un combustible solide ou liquide et en mètres cubes par heure à 25 °C et à 101,325 kPa pour un combustible gazeux;

PCSile pouvoir calorifique supérieur du ie combustible brûlé, et qui est :

i le ie combustible brûlé, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de ces combustibles.

Intensité d’émission de NOx — moyenne

30 L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel déterminée au moyen d’un essai en cheminée est la moyenne des trois déterminations de son intensité d’émission de NOx — une détermination pour chaque ronde d’essais.

Intensité d’émission de NOx — heures réputées

31 La moyenne visée à l’article 30 est réputée représenter l’intensité d’émission de NOx :

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Moyenne horaire mobile

32 (1) Sous réserve du paragraphe (3), l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel déterminée au moyen d’un SMECE pour une heure donnée est la moyenne horaire mobile pour cette heure au cours d’une période de calcul, établie de la façon suivante :

Période de calcul

(2) Est une période de calcul toute période composée d’heures consécutives pendant lesquelles au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction d’un combustible fossile gazeux.

Nouvelle période de calcul

(3) Dans le cas d’une chaudière ou d’un four industriel modernes, une nouvelle période de calcul débute lors d’un changement du type de combustible fossile gazeux brûlé — du gaz naturel au gaz de remplacement, ou vice versa.

Période de référence — nouvelle période de calcul

(4) Malgré les paragraphes (2) et (3), une période de calcul commence au début de la période de référence pour l’essai initial, pour la détermination ou la nouvelle détermination de l’intensité d’émission de NOx de classification, pour l’essai de conformité ou pour la remise du rapport de changement visé aux alinéa 43(1)e) et f) et une période de calcul se termine à la fin de cette période de référence.

Intensité d’émission de NOx horaire

(5) L’intensité d’émission de NOx horaire, pour une heure donnée, est la moyenne des intensités d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel au cours de cette heure, déterminée conformément :

Essais

Essai initial

33 (1) Un essai initial est effectué au cours de la période de référence mentionnée aux paragraphes (3) et (4) pour déterminer l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel visé à l’un des articles 6, 7, 9 à 11, 13 et 14, que la chaudière ou le four industriel soit ou non assujetti à la limite prévue à cet article pour une heure quelconque de la période de référence.

Essai en cheminée ou SMECE

(2) L’intensité d’émission de NOx est déterminée lors de l’essai initial de la façon suivante :

Début de la période de référence

(3) La période de référence commence à la date suivante :

Fin de la période de référence

(4) La période de référence se termine à la première des dates suivantes :

Période de détermination — essai en cheminée

(5) Lorsque l’essai initial est effectué au moyen d’un ou de plusieurs essais en cheminée, au moins un de ces essais en cheminée est effectué pendant chacune des périodes ci-après de la période de référence :

Détermination du type de gaz

(6) Le type de combustible — gaz naturel ou gaz de remplacement — brûlé dans la chambre de combustion d’une chaudière ou d’un four industriel , est déterminé pour chaque heure de l’essai initial.

Intensité d’émission de NOx de classification — à l’enregistrement

34 (1) L’intensité d’émission de NOx de classification d’une chaudière ou d’un four industriel préexistants — à l’égard duquel la présente partie s’applique à la date de l’enregistrement du présent règlement et qui n’a pas fait l’objet d’une modification importante depuis cette date — est déterminée au cours de la période de référence de douze mois qui commence à cette date :

Identification

(2) La chaudière ou le four industriel dont l’assignation d’intensité d’émission de NOx de classification doit être consignée aux termes des sous-alinéas (1)b)(iii), (iv) ou (v) peut être identifié à chacune des autres chaudières ou à chacun des autres fours industriels mentionnés à ces sous-alinéas si la chaudière et le four industriel en cause et les autres chaudières et fours industriels remplissent les conditions suivantes :

Consignation vaut identification

(3) L’identification est effectuée lorsque les renseignements suivants sont consignés :

Au plus quatre identifications

(4) Au plus quatre chaudières ou fours industriels peuvent être identifiés aux termes du paragraphe (3) à une autre chaudière ou à un autre four industriel donnés visés aux divisions (1)b)(iii)(B) ou (iv)(B).

Intensité d’émission de NOx de classification — après l’enregistrement

35 (1) L’intensité d’émission de NOx de classification d’une chaudière ou d’un four industriel préexistants — autres que ceux qui sont convertis aux termes du paragraphe 10(2) — à l’égard duquel la présente partie s’applique pour la première fois après la date de l’enregistrement du présent règlement et au plus tard le 31 décembre 2022 et qui n’a pas fait l’objet d’une modification importante autre qu’un déménagement ayant donné lieu à cette première application, est déterminée :

Six mois ou 31 décembre 2022

(2) La détermination est effectuée au plus tard à la première des dates suivantes :

Nouvelle détermination après le choix au titre du sous-al. 34(1)b)(vi)

36 (1) L’intensité d’émission de NOx de classification de la chaudière ou du four industriel à laquelle une intensité d’émission de NOx de classification de 80 g/GJ a été assignée au titre du sous-alinéa 34(1)b)(vi) peut, au plus tard le 31 décembre 2022, être déterminée à nouveau au cours de la période de référence visée au paragraphe (3).

Essai en cheminée ou SMECE

(2) La nouvelle détermination est effectuée au moyen :

Période de référence

(3) La période de référence pour la nouvelle détermination commence à la date de l’enregistrement du présent règlement et se termine à la date fixée par toute personne responsable de la chaudière ou du four industriel.

Nouvelle détermination — intensité d’émission de NOx

(4) L’intensité d’émission de NOx de classification déterminée à nouveau au titre des paragraphes (1) à (3) remplace l’intensité d’émission de NOx de classification de 80 g/GJ assignée au titre du sous-alinéa 34(1)b)(vi).

Nouvelle détermination après événement déclencheur

37 (1) Sous réserve du paragraphe (6), l’intensité d’émission de NOx de classification des chaudières ou des fours industriels ci-après est déterminée à nouveau après un événement déclencheur :

Remplacement

(2) La nouvelle détermination effectuée au titre du paragraphe (1) ne remplace l’intensité d’émission de NOx de classification la plus récente de la chaudière ou du four industriel déterminée au titre des paragraphes 34(1) ou 35(1) ou la nouvelle détermination effectuée au titre du paragraphe 36(1) que si elle lui est supérieure.

Événement déclencheur

(3) Sont des catégories d’événements déclencheurs :

Nouvelle détermination

(4) La nouvelle détermination effectuée au titre du paragraphe (1) est effectuée conformément à l’alinéa 34(1)a) ou à l’un des sous-alinéas 34(1)b)(i) à (vi) au cours de la période de référence mentionnée au paragraphe (5) et pendant que la chaudière ou le four industriel satisfait aux exigences suivantes :

Période de référence

(5) La période de référence commence le jour où l’événement déclencheur se produit et se termine à la première des dates suivantes :

Une seule nouvelle détermination

(6) Une seule nouvelle détermination aux termes du paragraphe (1) est effectuée pour chaque catégorie d’événements déclencheurs prévue au paragraphe (3), peu importe le nombre d’événements déclencheurs de la même catégorie.

Essais de conformité

38 (1) Un essai de conformité est effectué au cours de la période de référence prévue au paragraphe (4) pour déterminer l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel dont la capacité nominale est supérieure à 105 GJ/h si, à la fois : 

Essai en cheminée ou SMECE

(2) L’intensité d’émission de NOx est déterminée lors de l’essai de conformité de la façon suivante :

Essais en cheminée et SMECE — premier essai de conformité

(3) Malgré l’alinéa (2)b), l’intensité d’émission de NOx d’une chaudière ou d’un four industriel qui a une capacité nominale supérieure à 262,5 GJ/h, et dont l’intensité d’émission de NOx — déterminée par un essai initial effectué au moyen d’un ou de plusieurs essais en cheminée en application de l’article 33 — est d’au moins 80 % de la limite qui lui est applicable en vertu de l’un des articles 6, 7, 9 à 11, 13 et 14, doit être déterminée pendant la période de référence pour le premier essai de conformité effectué au titre du présent article, à la fois :

Période de référence

(4) La période de référence est :

Période de détermination — essai en cheminée

(5) Lorsque l’essai de conformité est effectué en application des sous-alinéas (2)a)(i) ou c)(i) ou de l’alinéa (3)a), au moins un essai en cheminée est effectué pendant chacune des périodes suivantes :

Détermination du type de gaz

(6) Le type de combustible — gaz naturel ou gaz de remplacement — brûlé dans la chambre de combustion d’une chaudière ou d’un four industriel, est déterminé pour chaque heure de l’essai de conformité.

Fonctionnement, entretien et conception

Spécifications

39 Toute chaudière ou tout four industriel fonctionne et est entretenu conformément aux spécifications prévues par le fabricant ou rendues nécessaires par sa conception.

Rapports

Rapport initial

40 Un rapport initial relatif à l’essai initial visé à l’article 33 dont a fait l’objet une chaudière ou un four industriel et contenant les renseignements prévus à l’annexe 6 est remis au ministre au plus tard le 1er juin qui suit la fin de la période de référence au cours de laquelle cet essai est effectué.

Rapport de classification — articles 34 et 35

41 (1) Un rapport de classification relatif à la détermination de l’intensité d’émission de NOx de classification d’une chaudière ou d’un four industriel au titre des paragraphes 34(1) ou 35(1) et contenant les renseignements énumérés à l’annexe 5 est remis au ministre dans les délais suivants :

Rapport de classification — 2023, 2024 et 2025

(2) Un rapport de classification relatif à la chaudière ou au four industriel préexistants qui, pour l’année 2023, 2024 ou 2025, est réputé, au titre du paragraphe 12(2), être de classe 80 et avoir une intensité d’émission de NOx de classification de 80 g/GJ et contenant les renseignements énumérés à l’annexe 5 est remis au ministre au plus tard à la première des dates suivantes :

Rapport de conformité

42 (1) Un rapport de conformité relatif à la chaudière ou au four industriel dont la capacité nominale est supérieure à 105 GJ/h — et pour lequel un rapport initial a été remis en application de l’article 40 — et contenant les renseignements prévus à l’annexe 7 est remis au ministre pour la période suivante :

1er juin

(2) Le rapport de conformité est remis au plus tard le 1er juin qui suit la fin de la période visée au paragraphe (1).

Rapport de changement

43 (1) En cas de changement aux renseignements contenus dans un rapport qui a été remis à l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel, un rapport de changement qui identifie le nom de son fabricant, son numéro de série, sa marque et son modèle et qui contient les renseignements à jour, est remis au ministre conformément à ce qui suit :

Période de référence

(2) Dans le cas du changement prévu à l’alinéa (1)e) ou f) ou du changement subséquent prévu au paragraphe (4), la période de référence commence à la date à laquelle la chaudière ou le four industriel commence à brûler un combustible fossile gazeux après ce changement et se termine six mois après cette date.

Changements subséquents — combustible fossile gazeux

(3) Quel que soit le nombre de changements subséquents du type de combustible fossile gazeux brûlé — du gaz naturel au gaz de remplacement, ou vice versa —, aucun rapport de changement subséquent n’est requis après la remise du rapport prévu à l’alinéa (1)e).

Changements subséquents après d’autres changements

(4) Malgré le paragraphe (3), dans le cas où le changement visé à l’alinéa (1)f) est suivi d’un nouveau changement du type de combustible fossile gazeux par rapport à celui qui a été brûlé lors de la détermination mentionnée à cet alinéa, l’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel — déterminée au titre de l’article 25 pendant la période de référence alors que le combustible fossile gazeux brûlé, qu’il soit du gaz naturel ou un gaz de remplacement, n’est pas celui qui a été brûlé lors de la détermination fournie dans le rapport le plus récent antérieur au nouveau changement — est remise au ministre dans les six mois qui suivent la fin de la période de référence.

Consignation de renseignements

Consignation

44 Doivent être consignés les renseignements et documents ci-après relatifs à une chaudière ou à un four industriel :

PARTIE 2

Moteurs stationnaires à allumage commandé

Définitions

Définitions

45 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et aux annexes 8 à 10.

à faible utilisation Se dit du moteur visé à l’article 50 et considéré à faible utilisation (low-use)

à mélange pauvre Se dit du moteur autre que le moteur à mélange riche. (lean-burn)

à mélange riche Se dit du moteur dont la teneur en oxygène des gaz d’échappement, avant dilution, est inférieure à 4 % et est déterminée en volume sur une base sèche. (rich-burn)

à utilisation régulière Se dit du moteur visé à l’article 50 qui n’est pas considéré à faible utilisation. (regular-use)

essai de rendement Détermination de l’intensité d’émission de NOx d’un moteur, conformément aux articles 70 à 75. (performance test)

gaz de distillation Gaz produit par distillation, craquage ou reformage dans une raffinerie de pétrole, dans une raffinerie d’asphalte ou dans une installation d’exploitation de sables bitumineux utilisée ou conçue pour mener l’activité de valorisation par traitement. (still gas)

gaz de synthèse Gaz issu de la gazéification du charbon ou de celle de sous-produits, résidus ou déchets d’un procédé industriel. (synthetic gas)

groupe Ensemble théorique de moteurs désignés conformément à l’article 56 comme appartenant au groupe de la personne responsable. Pour l’application des articles 60 à 68, le groupe comprend l’unité de remplacement mentionnée à l’article 64. (group)

intensité d’émission de NOx Quantité de NOx émis dans les gaz d’échappement d’un moteur, correspondant :

méthode AP-77-3 d’EC La méthode connue sous l’appellation Méthodes de référence normalisées en vue d’essais aux sources : mesure des émissions d’oxydes d’azote provenant de sources fixes AP-77-3, publiée en avril 1979 par Sa Majesté la Reine du chef du Canada, représentée par le ministre. (EC Method AP-77-3)

méthode 7 de l’EPA La méthode intitulée Method 7 — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 7)

méthode 7A de l’EPA La méthode intitulée Method 7A — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources — Ion Chromatographic Method qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 7A)

méthode 7C de l’EPA La méthode intitulée Method 7C — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources — Alkaline-Permanganate/Colorimetric Method qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 7C)

méthode 19 de l’EPA La méthode intitulée Method 19 — Determination of Sulfur Dioxide Removal Efficiency and Particulate, Sulfur Dioxide and Nitrogen Oxides Emission Rates qui figure à l’Appendix A-7 de la partie 60 du CFR. (EPA Method 19)

méthode 320 de l’EPA La méthode intitulée Method 320 — Measurement of Vapor Phase Organic and Inorganic Emissions by Extractive Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy qui figure à l’Appendix A de la partie 63 du CFR. (EPA Method 320)

méthode ASTM D6348-12e1 La méthode intitulée Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy, publiée par l’ASTM. (ASTM D6348-12e1)

moderne Se dit du moteur visé au paragraphe 46(3). (modern)

ppmvs15% Parties par million, en volume sur une base sèche et corrigées à 15 % d’oxygène. (ppmvd15%)

préexistant Se dit du moteur visé au paragraphe 46(2). (pre-existing)

puissance au frein nominale Puissance au frein maximale d’un moteur ou d’une unité de remplacement, spécifiée par le fabricant soit sur la plaque signalétique, soit autrement. (rated brake power)

registre des moteurs Le registre des moteurs établi au titre de l’article 97. (engine registry)

sous-ensemble Ensemble théorique de moteurs appartenant au groupe d’une personne responsable, visé à l’article 59. (subset)

sous-groupe Ensemble théorique de moteurs préexistants et d’unités de remplacement appartenant au groupe d’une personne responsable, constitué aux termes de l’articl 65. (subgroup)

système SCADA Système informatique — appelé système de contrôle et d’acquisition des données — qui mesure les conditions de fonctionnement d’un moteur ou d’une unité de remplacement, gère les paramètres contrôlant ces conditions et enregistre les données associées à ces conditions. (SCADA system)

urgence Situation où un moteur fonctionne pour :

vérification des émissions Détermination de la concentration en NOx des gaz d’échappement d’un moteur, conformément aux articles 80 à 84 et 86 à 89. (emissions check)

Champ d’application

Moteurs préexistants ou modernes

46 (1) La présente partie s’applique à l’égard des moteurs préexistants et modernes qui sont situés dans une installation réglementée et qui brûlent un combustible gazeux.

Moteurs préexistants

(2) Un moteur est préexistant si l’une ou l’autre des dates ci-après est antérieure au 90e jour qui suit la date de l’enregistrement du présent règlement :

Moteurs modernes

(3) Est moderne le moteur qui n’est pas préexistant.

Installations réglementées — moteurs modernes

(4) À l’égard des moteurs modernes, les installations ci-après sont réglementées :

Installations réglementées – moteurs préexistants

(5) À l’égard des moteurs préexistants, les installations d’exploitation pétrolière et gazière autres que les raffineries d’asphalte sont les installations réglementées.

Non-application — revenu et puissance faibles

47 (1) La présente partie ne s’applique pas à l’égard d’un moteur préexistant pendant la période de trente-six mois qui suit le premier jour où les conditions ci-après sont remplies :

Continuation

(2) La période de non-application au titre du paragraphe (1) est prolongée de trente-six mois si, à une date quelconque au cours des six derniers mois de cette période, à la fois :

Sens de revenu brut

(3) Le revenu brut mentionné à l’alinéa (1)b) et à l’annexe 8 s’entend au sens de l’article 248 de la Loi de l’impôt sur le revenu.

Sens de personnes morales affiliées

(4) Les personnes morales affiliées à la personne responsable et mentionnées à l’alinéa (1)b) et à l’annexe 8 s’entendent au sens de groupe au paragraphe 2(1) de la Loi canadienne sur les sociétés par actions.

Non-application — nouveaux propriétaires

48 (1) Sous réserve du paragraphe (3), la présente partie ne s’applique pas — à l’égard d’un moteur préexistant — au propriétaire de ce moteur pour une période d’au plus 275 jours suivant la date à laquelle il en devient propriétaire si les conditions suivantes sont remplies :

Fin de la période de non-application

(2) La période de non-application se termine le premier jour de la période de 275 jours où les conditions suivantes sont remplies :

Aucune période de non-application

(3) Aucune période de non-application au titre du paragraphe (1) ne commence si les conditions prévues au paragraphe (2) ne sont pas remplies dans la période de 275 jours visée au paragraphe (1).

Gaz de distillation ou de synthèse

49 Les articles 54, 55, 57 et 58, l’alinéa 59(1)b) et l’article 68 ne s’appliquent pas à l’égard d’un moteur pour toute période pendant laquelle le combustible brûlé est composé de plus de 50 % de gaz de synthèse ou de gaz de distillation — ou d’une combinaison de ceux-ci — dans le cas où sont consignés des renseignements établissant, par calcul du débit massique, que le combustible brûlé pendant cette période est ainsi composé.

Dispositions générales

Moteur à utilisation régulière

50 Tout moteur ayant fonctionné au moins une heure au cours d’une année est un moteur à utilisation régulière sauf si un choix de le considérer à faible utilisation est en vigueur.

Moteur à faible utilisation — choix

51 (1) Toute personne responsable effectue le choix de considérer un moteur comme étant à faible utilisation par la remise au ministre d’un avis — pour versement au registre des moteurs — précisant l’année à partir de laquelle le choix entre en vigueur, à savoir :

Exigences liées au choix

(2) Le moteur pour lequel un choix est en vigueur doit satisfaire aux exigences suivantes :

Choix — cessation d’être en vigueur

(3) Le choix cesse d’être en vigueur si, selon le cas :

Nouveau choix

(4) La personne responsable du moteur lorsque le choix cesse d’être en vigueur peut refaire le choix de considérer le moteur à faible utilisation à compter du 1er janvier de l’année commençant au moins trois ans après l’entrée en vigueur du choix antérieur.

Moteur désigné à mélange riche

52 (1) Tout moteur désigné par le fabricant comme étant un moteur à mélange riche est présumé être un tel moteur.

Présomption réfutée

(2) Cette présomption est réfutée si la personne responsable du moteur établit que la teneur en oxygène des gaz d’échappement de celui-ci, avant dilution, est d’au moins 4 % et est déterminée en volume sur une base sèche.

Unité applicable — limite d’intensité d’émission de NOx

53 La limite d’intensité d’émission de NOx qui s’applique au moteur visé à l’un des articles 54, 57 ou 58 ou à l’alinéa 59(1)b) est celle qui est exprimée, selon le cas :

Moteurs modernes

Utilisation régulière — limite

54 L’intensité d’émission de NOx d’un moteur moderne à utilisation régulière doté d’une puissance au frein nominale d’au moins 75 kW ne doit pas dépasser la limite de 160 ppmvs15% ou de 2,7 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Faible utilisation — limite

55 L’intensité d’émission de NOx d’un moteur moderne à faible utilisation doté d’une puissance au frein nominale d’au moins 100 kW ne doit pas dépasser la limite de 160 ppmvs15%.

Moteurs préexistants

Groupes

Constitution

56 (1) Pour l’application des articles 58 à 68, toute personne responsable de moteurs préexistants à utilisation régulière dotés d’une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW constitue un groupe par désignation de ceux de ces moteurs qui appartiendront à ce groupe.

Un seul groupe

(2) Toute personne responsable ne peut avoir qu’un seul groupe.

Date de la désignation

(3) Un moteur est désigné comme appartenant au groupe d’une personne responsable à compter :

Fin de l’appartenance

(4) Un moteur cesse d’appartenir au groupe d’une personne responsable dans l’une des situations suivantes :

Non-appartenance réputée

(5) Le moteur désigné comme appartenant à plus d’un groupe est réputé n’appartenir à aucun groupe.

Limite d’intensité d’émission de NOx

Moteurs n’appartenant à aucun groupe

57 À compter du 1er janvier 2021, l’intensité d’émission de NOx d’un moteur préexistant à utilisation régulière doté d’une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW n’appartenant à aucun groupe ne doit pas dépasser la limite de 210 ppmvs15% ou de 4 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Moteur appartenant à un groupe après 2025

58 Sous réserve de l’article 60, à compter du 1er janvier 2026, l’intensité d’émission de NOx d’un moteur appartenant à un groupe ne doit pas dépasser la limite de 210 ppmvs15% ou de 4 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Moteur appartenant à un groupe de 2021 à 2025

59 (1) Sous réserve de l’article 60, pendant la période commençant le 1er janvier 2021 et se terminant le 31 décembre 2025, chaque groupe comprend un sous-ensemble qui remplit les conditions suivantes :

Fin de l’appartenance

(2) Pour l’application de l’alinéa (1)a), malgré le fait qu’un moteur enregistré au titre du paragraphe 97(3) cesse d’appartenir au groupe, sa puissance au frein nominale peut être incluse dans la puissance au frein nominale totale à la fois du sous-ensemble mentionné à l’alinéa (1)a) et du groupe.

Limite d’intensité d’émission de NOx — choix de la moyenne annuelle

Après 2025 et de 2021 à 2025

60 Toute personne responsable qui choisit la non-application des articles 58 ou 59 conformément au paragraphe 61(1), veille à ce que, pour chaque année postérieure à 2020 qui suit celle où le choix est effectué, la moyenne annuelle de l’intensité d’émission de NOx de chacun des sous-groupes qu’elle constitue aux termes de l’article 65 ne dépasse pas la limite suivante :

Choix

61 (1) Pour effectuer son choix, la personne responsable fournit au ministre, au plus tard le 31 octobre qui précède la première année à l’égard de laquelle la limite prévue à l’article 60 s’applique, les renseignements ci-après relatifs à chaque sous-groupe qu’elle constitue aux termes de l’article 65 pour versement au registre des moteurs :

Moyenne annuelle de l’intensité d’émission de NOx

(2) La moyenne annuelle de l’intensité d’émission de NOx d’un sous-groupe pour une année est déterminée selon la formule suivante :

ΣiΣj(Eij × Pi × Tij)/ΣiΣj(Pi × Tij)

où :

Eijreprésente la je valeur d’émission de NOx attribuée, en application des paragraphes 66(1) ou 67(1), au ie moteur ou à la ie unité de remplacement appartenant au sous-groupe, exprimée en ppmvs15% ou en grammes par kilowatt-heure ;

Pila puissance au frein nominale du ie moteur ou de la ie unité de remplacement appartenant au sous-groupe, exprimée en kilowatts;

Tijà l’exclusion de la période mentionnée à l’article 49 :

i le ie moteur ou la ie unité de remplacement appartenant au sous-groupe, i allant de 1 à m, où m représente le nombre des moteurs et unités de remplacement appartenant au sous-groupe;

j la je attribution d’une valeur d’émission de NOx en application des paragraphes 66(1) ou 67(1) au ie moteur ou à la ie unité de remplacement appartenant au sous-groupe, j allant de 1 à n, où n représente le nombre d’attributions d’une valeur d’émission de NOx en application de ces paragraphes à ce moteur ou à cette unité de remplacement pendant l’année.

Nombre d’heures

(3) Le nombre d’heures mentionnées à l’alinéa a) de la description de la variable Tij de la formule prévue au paragraphe (2) au cours d’une année est déterminé par au moins l’un des moyens suivants :

Fonctionnement continu

(4) Le compteur horaire — ou un autre appareil — ne pouvant être remis à zéro ou le système SCADA fonctionne de manière continue à l’exclusion des périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations dans un délai raisonnable.

Révocation — avis

62 (1) La personne responsable peut révoquer son choix en remettant au ministre, au plus tard le 31 octobre d’une année donnée, un avis de révocation pour versement au registre des moteurs.

Limite applicable

(2) Les règles ci-après s’appliquent à compter de la première année qui suit la date de remise de cet avis :

Révocation — après verdict de culpabilité

63 (1) Le choix effectué par la personne responsable déclarée coupable d’une infraction à la Loi relativement au présent règlement est révoqué le 1er janvier qui suit la période de trente-six mois après le verdict de culpabilité.

Après la révocation

(2) Les règles ci-après s’appliquent à compter de la révocation :

Unités de remplacement

64 (1) Pour l’application de l’article 60, la personne responsable peut remplacer dans son groupe tout moteur préexistant qui cesse d’y appartenir par une unité de remplacement admissible si les conditions ci-après sont remplies :

Unités de remplacement admissibles

(2) Sont des unités de remplacement admissibles :

Cessation d’appartenance

(3) L’unité de remplacement qui ne satisfait plus aux exigences prévues aux alinéas (1)c) ou d) cesse d’appartenir au groupe de la personne responsable.

Prise d’effet du remplacement

(4) Le remplacement du moteur préexistant par l’unité de remplacement prend effet à la date à laquelle la personne responsable fournit au ministre les renseignements ci-après pour versement au registre des moteurs :

Réintégration des moteurs remplacés

(5) Le moteur préexistant remplacé peut être réintégré au groupe de la personne responsable si des unités de remplacement dotées d’une puissance au frein nominale totale supérieure ou égale à celle de ce moteur sont retirées du groupe.

Désignation des sous-groupes

65 (1) La personne responsable assujettie à la limite prévue à l’article 60 constitue au moins un sous-groupe et, pour chacun :

Appartenance à un seul sous-groupe

(2) Chaque moteur préexistant et unité de remplacement appartenant au groupe de la personne responsable appartient à un sous-groupe et ne peut appartenir à plus d’un sous-groupe.

Date de la désignation

(3) Le moteur ou l’unité de remplacement est désigné comme appartenant au sous-groupe à compter :

Registre des moteurs

(4) Pour chaque désignation, la personne responsable fournit au ministre, au plus tard le 1er juillet de l’année qui suit celle de la désignation, les renseignements consignés prévus aux alinéas (3)a) ou b), selon le cas, pour versement au registre des moteurs.

Attribution d’une valeur d’émission de NOx par défaut

66 (1) Sous réserve de l’article 67, la valeur d’émission de NOx par défaut prévue au paragraphe (2) est attribuée au moteur préexistant ou à l’unité de remplacement appartenant à un sous-groupe de la personne responsable qui est assujettie à la limite prévue à l’article 60.

Valeur d’émission de NOx par défaut

(2) La valeur d’émission de NOx par défaut, exprimée dans l’unité de mesure — ppmvs15% ou grammes par kilowatt-heure — choisie au titre de l’alinéa 65(1)c) pour le sous-groupe auquel le moteur préexistant ou l’unité de remplacement appartient, est la suivante :

Attribution 90 jours plus tôt

(3) Malgré le paragraphe (1) et le sous-alinéa (2)a)(i), la valeur d’émission de NOx par défaut prévue à ce sous-alinéa est attribuée à un moteur préexistant à quatre temps à mélange pauvre au titre du paragraphe (1) à la date à laquelle la personne responsable du moteur en devient propriétaire, si les conditions prévues aux divisions (2)a)(i)(A) à (C) sont remplies à l’égard de ce moteur et de cette personne responsable au plus tard quatre-vingt-dix jours après cette date.

Attribution d’une valeur d’émission de NOx différente

67 (1) Une valeur d’émission de NOx différente de la valeur d’émission de NOx par défaut visée au paragraphe 66(2) peut être attribuée à un moteur préexistant ou à une unité de remplacement qui est un moteur moderne si les conditions ci-après sont remplies :

Prise d’effet de l’attribution

(2) L’attribution prend effet :

Limite d’intensité d’émission de NOx — valeur d’émission de NOx différente

68 La personne responsable qui attribue à un moteur une valeur d’émission de NOx différente de la valeur d’émission de NOx par défaut applicable veille à ce que, à compter de l’attribution, l’intensité d’émission de NOx du moteur, exprimée dans l’unité de mesure — ppmvs15% ou grammes par kilowatt-heure — choisie au titre de l’alinéa 65(1)c) pour le sous-groupe auquel il appartient, ne dépasse pas la valeur d’émission de NOx attribuée.

Détermination de l’intensité d’émission de NOx

Essais de rendement

Intensité d’émission de NOx

69 Pour l’application des articles 54, 55, 57 et 58, de l’alinéa 59(1)b) et de l’article 68, l’intensité d’émission de NOx du moteur est déterminée au moyen d’un essai de rendement.

Trois rondes d’essais

70 (1) L’essai de rendement consiste en trois rondes d’essais consécutives d’au moins vingt minutes chacune, déterminant chacune l’intensité d’émission de NOx du moteur et effectuées au cours d’une même journée.

Conditions de fonctionnement pour les rondes d’essais

(2) Chaque ronde d’essais est effectuée pendant que le moteur remplit les conditions suivantes :

Port d’échantillonnage

71 (1) L’emplacement du port d’échantillonnage et de ses points de prélèvement dans le tuyau d’échappement, pour chaque ronde d’essais, est déterminé conformément à l’une des méthodes suivantes :

Moteur préexistant sans port d’échantillonnage

(2) Lorsqu’un moteur préexistant n’a pas de port d’échantillonnage conforme aux exigences de ces méthodes, chaque ronde d’essais remplit les conditions suivantes :

Système de post-traitement

(3) Lorsqu’un système de post-traitement est utilisé, une des règles ci-après s’applique :

Concentration en NOx

72 (1) La concentration en NOx des gaz d’échappement du moteur pour chaque ronde d’essais est déterminée conformément à l’une des méthodes suivantes :

Concentration en O2

(2) La concentration en O2 des gaz d’échappement du moteur pour chaque ronde d’essais est déterminée conformément à l’une des méthodes suivantes :

Teneur en humidité

(3) Pour chaque ronde d’essais, lorsque la concentration en NOx des gaz d’échappement du moteur est mesurée sur une base humide ou lorsque l’intensité d’émission de NOx du moteur est exprimée en grammes par kilowatt-heure, la teneur en humidité de ces gaz est déterminée conformément à l’une des méthodes suivantes :

Débit volumique

(4) Lorsque l’intensité d’émission de NOx du moteur est exprimée en grammes par kilowatt-heure, le débit volumique de ses gaz d’échappement est exprimé en mètres cubes par heure à 25 °C et à 101,325 kPa et déterminé conformément à l’une des méthodes suivantes :

Mesure simultanée

(5) Lors de chaque ronde d’essais, les mesures ci-après sont prises simultanément au même point de prélèvement, conformément à l’article 71 :

ppmvs15%

73 Lorsque l’intensité d’émission de NOx du moteur est exprimée en ppmvs15%, elle est déterminée pour chaque ronde d’essais selon la formule suivante :

5,9Cs/(20,9 – %O2)

où :

Csreprésente la concentration en NOx des gaz d’échappement du moteur, déterminée conformément au paragraphe 72(1) à un pourcentage d’oxygène donné (%O2) et exprimée en ppmvs;

%O2la valeur représentant le pourcentage d’oxygène des gaz d’échappement du moteur, déterminée en volume sur une base sèche, calculée sur la base de la concentration en O2 déterminée conformément au paragraphe 72(2).

g/kWh

74 (1) Lorsque l’intensité d’émission de NOx du moteur est exprimée en grammes par kilowatt-heure, elle est déterminée pour chaque ronde d’essais selon la formule suivante :

(1,88 × 10-3 × C × Q × T)/TF

où :

C représente la concentration en NOx des gaz d’échappement du moteur, déterminée conformément au paragraphe 72(1) à un pourcentage d’oxygène donné (%O2) et exprimée en parties par million en volume;

Q le débit volumique des gaz d’échappement du moteur, déterminé conformément au paragraphe 72(4) et exprimé en mètres cubes par heure ;

T la durée de la ronde d’essais, exprimée en heures arrêtées à la deuxième décimale;

TF le travail au frein du moteur durant la ronde d’essais, exprimé en kilowatt-heures.

Base sèche ou humide

(2) Les variables C et Q de la formule prévue au paragraphe (1) sont exprimées sur la même base — sèche ou humide.

Intensité d’émission de NOx — moyenne

75 L’intensité d’émission de NOx du moteur déterminée au moyen d’un essai de rendement est la moyenne des trois déterminations de son intensité d’émission de NOx — une détermination pour chaque ronde d’essais.

Intensité d’émission de NOx — jours réputés

76 La moyenne visée à l’article 75 est réputée être l’intensité d’émission de NOx du moteur pour les jours suivants :

Essai de rendement

77 En plus de l’essai de rendement mentionné à l’article 69, un essai de rendement d’un moteur à utilisation régulière est effectué dans les délais ci-après pour déterminer son intensité d’émission de NOx, exprimée en ppmvs15% ou en grammes par kilowatt-heure :

Essai de rendement subséquent

78 Le moteur doté d’une puissance au frein nominale d’au moins 375 kW sur lequel des essais de rendement ont été effectués au titre de l’article 77 ou du présent article doit faire l’objet d’un essai de rendement subséquent pour en déterminer l’intensité d’émission de NOx, exprimée en ppmvs15% ou en grammes par kilowatt-heure, dans les délais suivants :

Vérifications des émissions

Délais pour certains moteurs

79 Pour déterminer la concentration en NOx des gaz d’échappement, une vérification des émissions est effectuée dans les délais suivants :

Utilisation d’un analyseur électrochimique

80 (1) Toute vérification des émissions des moteurs est effectuée au moyen d’un analyseur électrochimique.

Analyseur électrochimique

(2) L’analyseur électrochimique remplit les conditions suivantes :

Contrôle d’erreur d’étalonnage et réponses d’interférence

81 Avant d’utiliser pour la première fois un analyseur électrochimique pour effectuer une vérification des émissions d’un moteur, il est effectué à la fois :

Utilisation et entretien de l’analyseur

82 (1) Tout analyseur électrochimique est utilisé et entretenu conformément aux indications de son fabricant, notamment celles relatives à ce qui suit :

Mise en place de l’analyseur

(2) Avant qu’un contrôle d’erreur d’étalonnage ou qu’une vérification des émissions soit effectué à un emplacement donné, les activités ci-après sont menées :

Analyseur — système de mesure pour l’introduction de gaz

(3) Le système de mesure pour l’introduction de gaz dans l’analyseur doit, à la fois :

Série de contrôles d’erreur d’étalonnage

83 (1) Une série de contrôles d’erreur d’étalonnage est constituée de deux contrôles d’erreur d’étalonnage de chaque cellule électrochimique d’un analyseur, l’un impliquant l’introduction d’un gaz d’étalonnage du zéro et l’autre, l’introduction d’un gaz d’étalonnage de l’étendue.

Controle d’erreur d’étalonnage

(2) Le contrôle d’erreur d’étalonnage d’une cellule électrochimique d’un analyseur est effectué par l’introduction dans celui-ci, à un débit constant, d’un gaz d’étalonnage — soit du zéro soit de l’étendue —, pour chaque gaz visé au paragraphe (3) auquel la cellule est conçue pour répondre, pour déterminer la différence entre :

Gaz d’étalonnage

(3) Le gaz d’étalonnage auquel une cellule est conçue pour répondre correspond à ce qui suit :

Certification

(4) La concentration en O2, CO, NO ou NO2 d’un gaz d’étalonnage est certifiée si le fabricant du gaz d’étalonnage certifie, à la fois :

Période de stabilisation et consignation

(5) La période de stabilisation pour une série de contrôles d’erreur d’étalonnage d’un analyseur est la plus longue des périodes nécessaires pour que chaque cellule électrochimique fournisse une réponse stable au gaz auquel elle est conçue pour répondre après l’introduction d’un gaz d’étalonnage de l’étendue dans l’analyseur. La durée de chacune de ces périodes est consignée.

Erreur d’étalonnage

(6) Pour chaque contrôle d’erreur d’étalonnage impliquant l’introduction d’un gaz d’étalonnage du zéro ou l’introduction d’un gaz d’étalonnage de l’étendue, l’erreur d’étalonnage doit être inférieure ou égale à :

Lecture pour réponse d’interférence du CO et du NO

84 (1) Lorsqu’une lecture de la réponse à un gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO ou le NO2 est relevée sur une cellule électrochimique d’un analyseur en application du paragraphe 83(1), une lecture de la réponse des autres cellules ci-après de l’analyseur à ce gaz d’étalonnage est également relevée pour déterminer les réponses d’interférence du CO et du NO :

Réponse d’interférence du CO

(2) La réponse d’interférence du CO, à savoir la réponse de la cellule du CO à la présence de NO et de NO2 dans le gaz d’étalonnage de l’étendue introduit dans l’analyseur, est le pourcentage déterminé selon la formule suivante :

[(RCO−NO/CNOG × CNOS/CCOS) + (RCO−NO2/CNO2G × CNO2S/CCOS)] × 100

où :

RCO−NOreprésente la réponse du CO à un gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO, exprimée en parties par million de CO;

CNOGla concentration en NO certifiée du gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO, exprimée en parties par million de NO;

CNOSla concentration en NO — déterminée conformément à l’article 89 — des gaz d’échappement du moteur lors de la plus récente vérification des émissions effectuée au moyen de l’analyseur visé au paragraphe (1), exprimée en parties par million de NO;

CCOSla concentration en CO — déterminée conformément à l’article 89 — des gaz d’échappement du moteur lors de cette plus récente vérification des émissions, exprimée en parties par million de CO;

RCO−NO2  la réponse du CO à un gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO2, exprimée en parties par million de CO;

CNO2Gla concentration en NO2 certifiée du gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO2, exprimée en parties par million de NO2;

CNO2Sla concentration en NO2 — déterminée conformément à l’article 89 — des gaz d’échappement du moteur lors de cette plus récente vérification des émissions, exprimée en parties par million de NO2.

Réponse d’interférence du NO

(3) La réponse d’interférence du NO, à savoir la réponse de la cellule du NO à la présence de NO2 dans le gaz d’étalonnage de l’étendue introduit dans l’analyseur, est le pourcentage déterminé selon la formule suivante :

RNO−NO2/CNO2G × CNO2S/CNOxS × 100

où :

RNO−NO2représente la réponse du NO à un gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO2, exprimée en parties par million de NO;

CNO2Gla concentration en NO2 certifiée du gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO2, exprimée en parties par million de NO2;

CNO2Sla concentration en NO2 — déterminée conformément à l’article 89 — des gaz d’échappement du moteur lors de la plus récente vérification des émissions effectuée au moyen de l’analyseur visé au paragraphe (1), exprimée en parties par million de NO2;

CNOxSla concentration en NOx — déterminée conformément à l’article 89 — des gaz d’échappement du moteur lors de cette plus récente vérification des émissions, exprimée en parties par million de NOx.

Absence de vérification des émissions antérieure

(4) En l’absence de vérification des émissions antérieure effectuée au moyen de l’analyseur visé au paragraphe (1), les règles suivantes s’appliquent :

Réponse d’interférence ≤ 5 %

(5) Les réponses d’interférence du CO et du NO doivent être chacune d’au plus 5 %.

Vérification des émissions invalide — étalonnage et interférence

85 Lorsqu’un contrôle d’erreur d’étalonnage d’une cellule d’un analyseur ne satisfait pas aux exigences du paragraphe 83(6) ou lorsque, sur la base des lectures relevées lors d’une série de contrôles d’erreur d’étalonnage qui comprend ce contrôle d’erreur d’étalonnage, la réponse d’interférence du CO visée au paragraphe 84(2) ou celle du NO visée au paragraphe 84(3) est supérieure à 5 %, les règles suivantes s’appliquent :

Vérification des émissions — port d’échantillonnage

86 (1) L’emplacement du port d’échantillonnage et de ses points de prélèvement — ou du point de prélèvement unique — dans le tuyau d’échappement, où une vérification des émissions doit être effectuée, est :

Point de prélèvement unique

(2) Le point de prélèvement unique au centre du tuyau d’échappement se trouvant au port d’échantillonnage peut être utilisé à la place de points de prélèvements multiples.

Conditions de fonctionnement pour la vérification des émissions

87 La vérification des émissions est effectuée pendant que le moteur fonctionne :

Vérification des émissions — procédure d’échantillonnage

88 (1) La vérification des émissions est effectuée de la façon ci-après, pendant une période d’échantillonnage de quinze minutes, sur les gaz d’échappement d’un moteur introduits dans l’analyseur à un débit constant :

Température de la cellule du NO

(2) Si la vérification des émissions est effectuée au moyen d’un analyseur qui n’affiche pas les concentrations négatives, la température de la cellule du NO est consignée au moins une fois par minute au cours de la période d’échantillonnage de quinze minutes.

Début de la période d’échantillonnage

(3) La période d’échantillonnage commence après la fin de la période qui débute à l’introduction du gaz d’échappement du moteur dans l’analyseur pour la vérification des émissions et dont la durée est déterminée selon la formule suivante :

2Ts + {π/4 × [(dE2 × LE)/QE − (dC2 × LC)/QC]}

où :

Tsreprésente la période de stabilisation visée au paragraphe 83(5) pour la plus récente série de contrôles d’erreur d’étalonnage effectuée sur l’analyseur, exprimée en secondes;

dEle plus gros diamètre de tout tuyau du système de mesure dans lequel les gaz d’échappement du moteur circulent depuis le port d’échantillonnage ou le point de prélèvement jusqu’à l’analyseur pendant la vérification des émissions, exprimé en mètres;

LEla longueur totale de ces tuyaux pendant la vérification des émissions, exprimée en mètres;

QEle débit des gaz d’échappement du moteur mesuré par l’analyseur pendant la vérification des émissions, exprimé en mètres cubes par seconde ;

dCle plus petit diamètre de tout tuyau du système de mesure dans lequel les gaz d’étalonnage de l’étendue circulent depuis le point d’introduction dans ce système jusqu’à l’analyseur pendant la plus récente série de contrôles d’erreur d’étalonnage effectuée sur l’analyseur, exprimé en mètres;

LCla longueur totale de ces tuyaux pendant la plus récente série de contrôles d’erreur d’étalonnage effectuée sur l’analyseur, exprimée en mètres;

QCle débit des gaz d’étalonnage de l’étendue pour le NO mesuré par l’analyseur pendant la plus récente série de contrôles d’erreur d’étalonnage effectuée sur l’analyseur, exprimé en mètres cubes par seconde.

Concentration en O2, CO, NO ou NO2 — moyenne

89 (1) La concentration en O2, CO, NO ou NO2, selon le cas, des gaz d’échappement, déterminée au moyen de la vérification des émissions, est la moyenne des concentrations de ce gaz lors de chaque lecture relevée en application du paragraphe 88(1) ou de chaque consignation effectuée en application de ce paragraphe.

Concentration en NOx

(2) La concentration en NOx des gaz d’échappement, exprimée en ppmvs15%, est déterminée selon la formule suivante :

5,9Cs/(20,9 – %O2)

où :

Csreprésente la somme de la concentration en NO et NO2 des gaz d’échappement du moteur déterminée conformément au paragraphe (1), exprimée en ppmvs, à la concentration en O2 déterminée conformément à ce paragraphe;

%O2la valeur représentant le pourcentage d’oxygène dans les gaz d’échappement du moteur, calculée sur la base de la concentration en O2 déterminée conformément à ce paragraphe.

Vérification des émissions invalide — température

90 (1) La vérification des émissions et toute concentration déterminée conformément à l’article 89 sont invalides si l’écart de température de la cellule du NO est supérieur à 3 °C entre deux consignations effectuées conformément au paragraphe 88(2).

Vérification des émissions invalide — plage de mesure des cellules

(2) Si une lecture de la réponse d’une cellule électrochimique relevée conformément au paragraphe 88(1) — ou une consignation de la moyenne des réponses de la cellule effectuée au titre de ce même paragraphe — lors d’une vérification des émissions au moyen d’un analyseur pour déterminer une concentration conformément à l’article 89 n’est pas comprise dans la plage de mesure de la cellule indiquée par le fabricant de l’analyseur, les règles suivantes s’appliquent :

Essais de rendement et vérifications des émissions

Période où aucun essai ni vérification n’est effectué

91 Aucun essai de rendement ni aucune vérification d’émissions n’est effectué pendant la période visée à l’article 49.

Prolongation de la période pour nouveaux propriétaires

92 Malgré les alinéas 77a) à c) ou les articles 78 ou 79, dans le cas où un essai de rendement ou une vérification des émissions n’a pas été effectué sur un moteur dans le délai visé à ces dispositions pour effectuer un tel essai ou une telle vérification, toute personne qui devient propriétaire du moteur à une date quelconque dans les quatre-vingt-dix jours précédant la fin de ce délai peut effectuer l’essai de rendement ou la vérification des émissions dans les quatre-vingt-dix jours qui suivent cette date.

Prolongation de la période — dernier jour

93 Malgré les alinéas 77a) à c) ou les articles 78, 79 ou 92, l’essai de rendement ou la vérification des émissions qui n’a pas été effectué au plus tard le dernier jour du délai visé à ces dispositions pour l’effectuer est effectué :

Gestion des moteurs

Plaque signalétique

94 (1) Une plaque signalétique doit être fixée en permanence et à un endroit visible sur le moteur à faible utilisation ou assujetti à la limite d’intensité d’émission de NOx prévue à l’un des articles 54 et 57 à 59, ou sur le moteur ou l’unité de remplacement appartenant à un sous-groupe, et doit indiquer les renseignements ci-après les concernant :

Numéro de série

(2) Le numéro de série est celui fourni par le fabricant du moteur ou de l’unité de remplacement et, selon le cas :

Identifiant alphanumérique unique

(3) Si le numéro de série n’est pas connu ou ne peut pas être obtenu, la personne responsable d’un moteur préexistant ou d’une unité de remplacement qui n’est pas un moteur moderne peut demander au ministre qu’un identifiant alphanumérique unique soit attribué au moteur ou à l’unité de remplacement par la fourniture au ministre des renseignements suivants :

Rejet

(4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur lui a fourni des renseignements faux ou trompeurs à l’appui de sa demande.

Fonctionnement et entretien

95 (1) Les personnes responsables ci-après sont tenues de se conformer aux recommandations du fabricant concernant le fonctionnement et l’entretien des systèmes et composants visés au paragraphe (2) relativement à un moteur :

Systèmes et composants

(2) Sont des systèmes et composants :

Absence d’obligation de conformité

(3) Malgré le paragraphe (1), les recommandations du fabricant n’ont pas à être respectées dans le cas où la personne responsable visée à ce paragraphe a consigné des renseignements établissant que malgré cette non-conformité l’intensité d’émission de NOx du moteur ne sera probablement pas supérieure aux valeurs ou limites suivantes :

Rapport air-carburant

96 La personne responsable visée au paragraphe 95(1) vérifie, maintient et ajuste le rapport air-carburant du moteur en cause de sorte que l’intensité d’émission de NOx de celui-ci, dans les diverses conditions ambiantes prévues au cours d’une année, soit inférieure ou égale aux valeurs ou limites suivantes :

Registre des moteurs, rapports et consignation de renseignements

Registre des moteurs

97 (1) Pour l’application de la présente partie, le ministre établit un registre des moteurs pour qu’il soit plus facile de lui fournir les renseignements qui, à la fois :

Moteurs à faible utilisation et à utilisation régulière

(2) Les moteurs ci-après sont enregistrés dans le registre des moteurs :

Date d’enregistrement — moteur appartenant au groupe

(3) Toute personne responsable d’un moteur à utilisation régulière désigné comme appartenant à son groupe enregistre ce moteur au plus tard :

Date d’enregistrement — moteur n’appartenant pas au groupe

(4) Le moteur visé au paragraphe (2) qui n’appartient pas à un groupe est enregistré au plus tard à la date suivante :

Nouvel enregistrement

(5) Le moteur enregistré au titre du paragraphe (4) — ou enregistré à nouveau au titre du présent paragraphe — est à nouveau enregistré au plus tard le 1er juillet qui suit la dernière année où il reste au moins une personne responsable ayant enregistré ou ayant enregistré à nouveau le moteur.

Enregistrement

(6) L’enregistrement a lieu lorsque les renseignements prévus à l’annexe 9 concernant le moteur sont fournis au ministre pour versement au registre des moteurs.

Changement des renseignements — registre des moteurs

98 (1) En cas de changement aux renseignements fournis au ministre relativement à un moteur ou une unité de remplacement pour versement au registre des moteurs, les nouveaux renseignements lui sont fournis :

Personne responsable

(2) Les nouveaux renseignements sont fournis :

Rapport de conformité

99 (1) Au plus tard le 1er juillet de chaque année, un rapport de conformité contenant les renseignements prévus à l’annexe 10 pour l’année précédente est remis au ministre relativement :

Personne responsable

(2) Le rapport de conformité est remis par la personne responsable du moteur ou de l’unité de remplacement qui :

Consignation

100 En plus des renseignements consignés au titre du présent règlement, les renseignements et documents ci-après relatifs à un moteur ou à une unité de remplacement sont consignés : 

PARTIE 3

Ciment

Définitions

101 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et à l’annexe 11.

ciment Poudre produite par le broyage du clinker et le mélange du clinker broyé avec d’autres matériaux. (cement)

ciment gris Ciment fabriqué à partir de clinker contenant plus de 0,5 % par poids d’oxyde ferrique. (grey cement)

clinker Nodules solides produits par le pyrotraitement de matière première dans un four. (clinker)

four Chambre dotée d’une isolation thermique dans laquelle la matière première mélangée est introduite en vue de la fabrication du clinker par pyrotraitement. (kiln)

four à précalcinateur Four équipé d’un système précalcinant la matière première sur une base sèche au moyen d’un brûleur secondaire alimenté en air de combustion de source tertiaire avant l’introduction de cette matière dans le four. (precalciner kiln)

four à préchauffeur Four équipé d’un système préchauffant la matière première sur une base sèche en au moins trois étapes de préchauffage avant l’introduction de cette matière dans le four. (preheater kiln)

four à voie humide Four dans lequel est introduite de la matière première sous forme de laitance fine dont la teneur en eau est supérieure à 20 % par poids. (wet kiln)

four long à voie sèche Four qui, selon le cas :

matière première Mélange broyé de carbonate de calcium, de silice, d’alumine, d’oxyde de fer et d’autres matériaux utilisés pour produire du clinker. (feedstock)

Champ d’application — ciment gris

102 La présente partie s’applique à l’égard des cimenteries qui produisent du clinker servant à la fabrication du ciment gris.

Obligation — sur deux années consécutives

103 (1) À compter du 1er janvier 2020, la quantité de NOx ou de SO2 émis par une cimenterie sur une période de deux années consécutives ne doit pas dépasser la limite d’émission déterminée, pour chacune de ces années et pour chacune de ces substances, conformément aux articles 104 et 105, respectivement.

Obligation — pour chaque année

(2) En cas de non-respect de la limite d’émission de NOx ou de SO2, selon le cas, au cours d’une période de deux années consécutives, la quantité de chacune de ces substances émises par la cimenterie ne doit pas, pour toute année postérieure à cette période, dépasser la limite d’émission déterminée pour cette année postérieure et pour cette substance, conformément aux articles 104 ou 105.

Limite d’émission de NOx

104 (1) La limite d’émission de NOx d’une cimenterie pour une année est déterminée selon la formule suivante :

Σi(IENOxi × Pi)/ΣiPi

où :

IENOx ireprésente l’intensité d’émission maximale de NOx de la cheminée du ie four dans la cimenterie pour cette année, à savoir la quantité maximale de NOx ci-après émis par tonne de clinker produit dans ce ie four au cours de l’année :

IE2006 – (0,3 × IE2006)

où :

IE2006 représente la quantité de NOx, exprimée en kilogrammes, émis par la cimenterie au cours de l’année 2006, par tonne de clinker produit, selon les renseignements fournis au ministre pour la cimenterie conformément à l’Avis concernant la déclaration de l’information sur les polluants atmosphériques, les gaz à effet de serre et d’autres substances pour l’année civile 2006, publié dans la Gazette du Canada, Partie 1, volume 141, no 49, le 8 décembre 2007;

i le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de fours;

Pi la quantité de clinker produit par le ie four dans la cimenterie au cours de l’année, exprimée en tonnes.

Choix — 2020

(2) Toute personne responsable de la cimenterie qui remet au ministre un rapport de conformité relatif à l’année 2020 en application de l’article 108 effectue dans ce rapport le choix visé à l’alinéa b) de la description de la variable IENOxi de la formule prévue au paragraphe (1).

Choix — années subséquentes

(3) L’intensité d’émission maximale de NOx du ie four dans la cimenterie choisie par la personne responsable pour l’année 2020 s’applique également à toute année subséquente.

Limite d’émission de SO2

105 La limite d’émission de SO2 d’une cimenterie pour une année est déterminée selon la formule suivante :

Σi(IESO2i × Pi)/ΣiPi

où :

IESO2ireprésente l’intensité d’émission maximale de SO2 de la cheminée du ie four dans la cimenterie pour cette année, à savoir la quantité maximale de SO2 émis par tonne de clinker produit dans ce ie four au cours de l’année, soit 3 kg/t;

i le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de fours;

Pila quantité de clinker produit par le ie four dans la cimenterie au cours de cette année, exprimée en tonnes.

Quantité de NOx ou de SO2 — SMECE

106 À compter du 1er janvier 2018, la quantité de NOx et de SO2, en kilogrammes, émis par la cheminée de chaque four d’une cimenterie pendant une année donnée est déterminée au moyen d’un SMECE.

Quantité de clinker

107 (1) Pour déterminer la valeur de la variable Pi des formules prévues aux articles 104 et 105, la quantité de clinker produit par chaque four de la cimenterie au cours de l’année est déterminée selon l’une des méthodes suivantes :

Exactitude du facteur de conversion

(2) L’exactitude du facteur de conversion de la matière première au clinker est vérifiée :

Consignation

(3) Les documents relatifs à la vérification et démontrant l’exactitude du facteur de conversion de la matière première au clinker sont consignés.

Rapport de conformité

108 Au plus tard le 1er juin de chaque année à compter du 1er janvier 2019, un rapport de conformité relatif à la cimenterie et contenant les renseignements prévus à l’annexe 11 relatifs à l’année précédente est remis au ministre.

PARTIE 4

Dispositions générales

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Méthode de référence des SMECE — conformité

109 Si un SMECE est utilisé pour déterminer une intensité d’émission de NOx pour l’application de la partie 1 ou une quantité d’émissions pour l’application de l’article 106, la méthode de référence des SMECE doit être suivie, notamment :

Vérification annuelle

110 (1) Pour chaque année au cours de laquelle elle utilise un SMECE pour déterminer une intensité d’émission de NOx pour l’application de la partie 1 ou une quantité d’émissions pour l’application de l’article 106, toute personne responsable veille à ce qu’un vérificateur évalue si, à son avis, elle s’est conformée à la méthode de référence des SMECE et en particulier si :

Rapport du vérificateur

(2) Dans les trente jours qui suivent la date à laquelle le vérificateur a terminé sa vérification, la personne responsable obtient de celui-ci un rapport, signé par lui, qui contient les renseignements prévus à l’annexe 12.

Remise du rapport sur demande

(3) Sur demande du ministre, la personne responsable lui remet, dans les quinze jours de la demande, la copie du rapport du vérificateur.

Remise du rapport au ministre

(4) Pour chaque année au cours de laquelle elle utilise un SMECE pour déterminer une intensité d’émission de NOx pour l’application de la partie 1, la personne responsable remet au ministre, au plus tard le 1er juin de l’année suivante, la copie du rapport du vérificateur relatif à cette année, dans le cas où le vérificateur est d’avis que la personne responsable ne s’est pas conformée à l’un ou l’autre des aspects de la méthode de référence des SMECE.

Vérificateur

(5) Pour l’application du présent article, le vérificateur est la personne qui, à la fois :

Instruments de mesure

Mise en place, utilisation, entretien et étalonnage

111 Sauf disposition contraire du présent règlement, les instruments de mesure qui servent à déterminer une quantité pour l’application du présent règlement sont mis en place, utilisés, entretenus et étalonnés conformément aux indications du fabricant ou à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.

Règle de remplacement

Demande

112 (1) Le ministre peut, sur demande écrite de toute personne responsable d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie, approuver une règle de remplacement à l’égard de la chaudière, du four industriel, du moteur ou d’un four situé dans la cimenterie pour remplacer une règle prévue dans un document incorporé par renvoi dans le présent règlement relatif, selon le cas :

Exception – aucune règle de remplacement

(2) Aucune règle de remplacement ne peut être proposée pour remplacer une règle prévue par la méthode 6C de l’EPA ou la méthode 7E de l’EPA concernant la réalisation de la vérification de l’exactitude relative et de l’erreur systématique (VER) visée aux sous-alinéas 109c)(i) et (ii).

Règle de remplacement

(3) La règle de remplacement proposée est une règle à laquelle la personne responsable peut se conformer pour satisfaire aux exigences du droit provincial à l’égard de la chaudière, du four industriel, du moteur ou du four. Il s’agit :

Demande d’autorisation

(4) La demande comporte les renseignements suivants :

Alinéa (4)e) — concentration en NOx

(5) Lorsque la règle de remplacement mentionnée à l’alinéa (3)b) concerne la détermination de la concentration en NOx d’un gaz par un autre moyen qu’un SMECE, la démonstration visée à l’alinéa (4)e) s’effectue en comparant la rigueur et l’efficacité de cette règle pour déterminer cette concentration avec celles de la méthode 7E de l’EPA ou de la méthode ASTM D6522-11.

Approbation

113 (1) Le ministre agrée la demande et approuve la règle de remplacement proposée — avec les modifications ou les conditions qu’il considère souhaitables — lorsqu’il est d’avis que les conditions ci-après sont remplies :

Fourniture de la règle de remplacement approuvée

(2) Après avoir approuvé la règle de remplacement, le ministre fournit sans délai au demandeur, ainsi qu’à toutes les personnes responsables de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie où est situé le four qui sont nommées dans la demande, la règle de remplacement telle qu’elle a été approuvée.

Fourniture — nouvelle personne responsable

(3) Toute personne responsable visée au paragraphe (2) fournit — lorsqu’une autre personne devient une personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie où est situé le four — à cette autre personne la règle de remplacement, telle qu’elle a été approuvée.

Application de la règle de remplacement approuvée

114 (1) Sous réserve de l’article 115, la règle de remplacement approuvée par le ministre s’applique, à l’égard de la chaudière, du four industriel, du moteur ou du four situé dans la cimenterie et remplace la règle prévue dans le document incorporé par renvoi dans le présent règlement.

Interprétation d’un document incorporé par renvoi

(2) Il est entendu que toute mention dans le présent règlement d’un document incorporé par renvoi vaut mention de ce document tel qu’il a été modifié par la règle de remplacement approuvée.

Avis — retour à la règle originale

115 La personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie où est situé le four peut, par écrit, aviser le ministre et les autres personnes responsables de ceux-ci que la règle de remplacement approuvée par le ministre ne s’applique plus à l’égard de cette chaudière, de ce four industriel, de ce moteur ou de ce four situé dans la cimenterie à compter de la date indiquée dans l’avis.

Rejet — renseignements faux, trompeurs ou incomplets

116 (1) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que la personne responsable y a fourni des renseignements faux, trompeurs ou incomplets.

Refus — informer le demandeur

(2) Après avoir rejeté la demande, le ministre informe sans délai le demandeur de sa décision et des motifs qui la justifient.

Révocation ministérielle

117 (1) Le ministre révoque la règle de remplacement qu’il a approuvée dans les cas suivants :

Révocation — avis aux personnes responsables

(2) Après avoir révoqué la règle de remplacement, le ministre en avise sans délai chaque personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie où est situé le four , motifs à l’appui, et de la date de la révocation.

Révocation — changement du droit provincial

118 La règle de remplacement approuvée par le ministre est révoquée à partir du jour où la personne responsable n’a plus la possibilité de s’y conformer pour satisfaire aux exigences du droit provincial relativement à la chaudière, au four industriel, au moteur ou au four situé dans la cimenterie. La personne responsable avise par écrit et sans délai le ministre de cette révocation, y compris de la date à partir de laquelle cette révocation a eu lieu.

Règle applicable après avis ou révocation

119 La règle prévue dans le document incorporé par renvoi dans le présent règlement qui est visée au paragraphe 112(1), et qui a été remplacée par la règle de remplacement approuvée par le ministre, s’applique à l’égard de la chaudière, du four industriel, du moteur ou du four situé dans la cimenterie, selon le cas :

Établissement de rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements

Transmission électronique

120 (1) Les rapports, avis, renseignements et demandes au ministre prévus par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature ou la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable qui les transmet.

Transmission sur papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances hors du contrôle de la personne responsable, il est peu pratique pour la personne qui transmet les rapports, avis, renseignements et demandes de le faire conformément à ce paragraphe, elle les transmet sur support papier, signés par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, ou autrement si aucune forme n’est précisée.

Consignation

121 (1) Les renseignements ci-après relatifs à une chaudière, un four industriel, un moteur ou une cimenterie sont consignés, dans la mesure où la consignation n’est pas par ailleurs exigée dans le présent règlement :

Délai pour consigner

(2) Les consignations exigées en application du présent règlement sont effectuées au plus tard trente jours après la date à laquelle les renseignements à consigner sont disponibles.

Cinq ou dix années de conservation

(3) L’original des renseignements consignés ou de la demande présentée — ou la copie du rapport ou de l’avis remis ou des renseignements fournis — en application du présent règlement, ainsi que les pièces justificatives s’y rapportant, est conservé pendant le délai ci-après à la suite de sa consignation, fourniture, remise ou présentation :

Conservation non exigée

(4) Malgré le paragraphe (3), il n’est pas nécessaire que soient conservés les renseignements fournis au ministre par la personne responsable pour versement au registre des moteurs, ou dans un site électronique de rapport en ligne établi par le ministre, lorsque le ministre a fourni à celle-ci un accusé de réception à leur égard.

Lieu de conservation — parties 1 et 3

(5) L’original ou la copie visés au paragraphe (3) — autre que ceux qui concernent un moteur — sont conservés à l’installation où se trouvent la chaudière ou le four industriel, ou à la cimenterie, selon le cas.

Lieu de conservation — partie 2

(6) L’original ou la copie visés au paragraphe (3) qui concernent un moteur sont conservés :

Fourniture

(7) Sur demande du ministre, l’original ou la copie visés aux paragraphes (5) ou (6) lui sont fournis sans délai.

Corrections

122 Toute personne responsable informe sans délai le ministre de toute erreur dans les renseignements fournis en application du présent règlement et fournit au ministre les renseignements corrigés.

Avis d’essai

123 (1) Sur demande du ministre, toute personne responsable d’une chaudière ou d’un four industriel qui prévoit, au moyen d’un essai en cheminée, de déterminer son intensité d’émission de NOx pour l’application des articles 33 à 38 et toute personne responsable d’un moteur qui prévoit d’effectuer un essai de rendement en vertu de la division 66(2)a)(i)(B) ou des articles 77 ou 78 ou une vérification des émissions en vertu de l’article 79, avise le ministre par la fourniture des renseignements suivants :

Délai

(2) Les renseignements sont fournis :

Modifications du présent règlement

Article 11

124 L’article 11 du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Classe 80 et classe 70

11 L’intensité d’émission de NOx de la chaudière ou du four industriel préexistants de classe 80 ou de classe 70 — autre que la chaudière ou le four industriel visé aux paragraphes 13(1) et 14(1) et (2) — dont, pour une heure donnée, au moins 50 % de l’apport énergétique dans la chambre de combustion provient de l’introduction de combustibles fossiles gazeux ne doit pas, pour cette heure, dépasser la limite de 26 g/GJ.

Paragraphe 12(1)

125 (1) Le passage du paragraphe 12(1) du présent règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Chaudière ou four industriel préexistants — classification

12 (1) Les chaudières et les fours industriels préexistants sont classifiés de la façon ci-après selon leur intensité d’émission de NOx de classification, déterminée conformément au paragraphe 34(1) ou déterminée à nouveau conformément au paragraphe 36(1) :

Paragraphe 12(1)

(2) Le passage du paragraphe 12(1) du présent règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Chaudière ou four industriel préexistants — classification

12 (1) Les chaudières et les fours industriels préexistants sont classifiés de la façon ci-après selon leur intensité d’émission de NOx de classification, déterminée conformément au paragraphe 34(1) :

Alinéa 26(4)a)

126 (1) L’alinéa 26(4)a) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Paragraphe 26(4)

(2) Le paragraphe 26(4) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Date de l’identification

(4) L’identification est effectuée à compter des dates suivantes :

Alinéa 33(3)c)

127 L’alinéa 33(3)c) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Articles 35 et 36

128 Les articles 35 et 36 du présent règlement sont abrogés.

Paragraphe 37(1)

129 (1) Le paragraphe 37(1) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Nouvelle détermination après événement déclencheur — classe 40

37 (1) Sous réserve du paragraphe (6), l’intensité d’émission de NOx de classification d’une chaudière ou d’un four industriel de classe 40 est déterminée à nouveau après un événement déclencheur qui se produit au plus tard le 31 décembre 2035.

Paragraphe 37(2)

(2) Le paragraphe 37(2) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Remplacement

(2) La nouvelle détermination effectuée au titre du paragraphe (1) ne remplace l’intensité d’émission de NOx de classification la plus récente de la chaudière ou du four industriel déterminée à nouveau au titre du paragraphe 36(1) que si elle lui est supérieure.

Article 37

(3) L’article 37 du présent règlement est abrogé.

Paragraphe 41(1)

130 (1) Le paragraphe 41(1) du présent règlement est abrogé.

Paragraphe 41(2)

(2) Le paragraphe 41(2) du présent règlement est abrogé.

Alinéa 43(1)g)

131 (1) L’alinéa 43(1)g) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Alinéa 43(1)g)

(2) L’alinéa 43(1)g) du présent règlement est abrogé.

Article 45 — définition de sous-ensemble

132 La définition de sous-ensemble, à l’article 45 du présent règlement, est abrogée.

Article 49

133 L’article 49 du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Gaz de distillation ou de synthèse

49 Les articles 54, 55, 57, 58 et 68 ne s’appliquent pas à l’égard d’un moteur pour toute période pendant laquelle le combustible brûlé est composé de plus de 50 % de gaz de synthèse ou de gaz de distillation — ou d’une combinaison de ceux-ci — dans le cas où sont consignés des renseignements établissant, par calcul du débit massique, que le combustible brûlé pendant cette période est ainsi composé.

Article 53

134 Le passage de l’article 53 du présent règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Unité applicable — limite d’intensité d’émission de NOx

53 La limite d’intensité d’émission de NOx qui s’applique au moteur visé à l’un des articles 54, 57 ou 58 est celle qui est exprimée, selon le cas :

Article 57

135 L’article 57 du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Moteurs n’appartenant à aucun groupe

57 L’intensité d’émission de NOx d’un moteur préexistant à utilisation régulière doté d’une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW n’appartenant à aucun groupe ne doit pas dépasser la limite de 210 ppmvs15% ou de 4 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Articles 58 et 59

136 Les articles 58 et 59 du présent règlement sont remplacés par ce qui suit :

Moteur dans un groupe

58 Sous réserve de l’article 60, l’intensité d’émission de NOx d’un moteur appartenant à un groupe ne doit pas dépasser la limite de 210 ppmvs15% ou de 4 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Article 60

137 L’article 60 du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Certains moteurs préexistants

60 Toute personne responsable qui choisit la non-application de l’article 58 conformément au paragraphe 61(1), veille à ce que, pour chaque année qui suit celle où le choix est effectué, la moyenne annuelle de l’intensité d’émission de NOx de chacun des sous-groupes qu’elle constitue aux termes de l’article 65 ne dépasse pas la limite de 210 ppmvs15% ou de 4 g/kWh, selon celle qui s’applique.

Alinéa 62(2)c)

138 L’alinéa 62(2)c) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Alinéa 63(2)b)

139 L’alinéa 63(2)b) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Article 69

140 L’article 69 du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Intensité d’émission de NOx

69 Pour l’application des articles 54, 55, 57, 58 et 68, l’intensité d’émission de NOx du moteur est déterminée au moyen d’un essai de rendement.

Alinéas 77b)

141 (1) L’alinéa 77b) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Alinéa 77c)

(2) Le passage de l’alinéa 77c) du présent règlement précédant le sous-alinéa (i) est remplacé par ce qui suit :

Paragraphe 94(1)

142 Le passage du paragraphe 94(1) du présent règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Plaque signalétique

94 (1) Une plaque signalétique doit être fixée en permanence et à un endroit visible sur le moteur à faible utilisation ou assujetti à la limite d’intensité d’émission de NOx prévue à l’un des articles 54, 57 et 58, ou sur le moteur ou l’unité de remplacement appartenant à un sous-groupe, et doit indiquer les renseignements ci-après les concernant :

Alinéa 95(1)b)

143 (1) L’alinéa 95(1)b) du présent règlement est remplacé par ce qui suit :

Alinéa 95(3)b)

(2) L’alinéa 95(3)b) du présent règlement est abrogé.

Alinéa 96b)

144 L’alinéa 96b) du présent règlement est abrogé.

Renvoi de l’annexe 5

145 (1) Le renvoi qui suit le titre « ANNEXE 5 », à l’annexe 5 du présent règlement, est remplacé par ce qui suit :

(article 4 et alinéa 43(1)g))

Alinéas 4l) et m) de l’annexe 5

(2) Les alinéas 4l) et m) de l’annexe 5 du présent règlement sont abrogés.

Annexe 5

(3) L’annexe 5 du présent règlement est abrogée.

Alinéa 3n) de l’annexe 9

146 L’alinéa 3n) de l’annexe 9 du présent règlement est abrogé.

Article 4 de l’annexe 10

147 L’article 4 de l’annexe 10 du présent règlement est abrogé.

Entrée en vigueur

Enregistrement

148 (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (5), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

1er janvier 2021

(2) L’article 135 entre en vigueur le 1er janvier 2021.

1er janvier 2023

(3) Les dispositions ci-après entrent en vigueur le 1er janvier 2023 :

1er janvier 2026

(4) Les dispositions ci-après entrent en vigueur le 1er janvier 2026 :

1er janvier 2036

(5) Les dispositions ci-après entrent en vigueur le 1er janvier 2036 :

ANNEXE 1

(paragraphe 2(3))

Application du Code SMECE d’EC

1 Pour l’application du présent règlement :

ANNEXE 2

(paragraphe 2(4))

Application du Code SMECE de l’Alberta

1 Pour l’application du présent règlement :

ANNEXE 3

(articles 4 et 15)

Pouvoir calorifique supérieur par défaut

Tableau 1

Combustibles solides

Article

Colonne 1


Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/t)

1

Charbon bitumineux canadien – Ouest

25,6

2

Charbon bitumineux canadien – Est

27,9

3

Charbon bitumineux non canadien – É.-U.

25,7

4

Charbon bitumineux non canadien – autres pays

29,9

5

Charbon subbitumineux canadien – Ouest

19,2

6

Charbon subbitumineux non canadien – É.-U.

19,2

7

Charbon – lignite

15,0

8

Charbon – anthracite

27,7

9

Coke de charbon et coke métallurgique

28,8

10

Coke de pétrole (raffineries)

46,4

11

Coke de pétrole (usines de valorisation)

40,6

12

Déchets solides municipaux

11,5

13

Pneus

31,2

14

Bois et déchets ligneux (voir note 1)

19,0

15

Sous-produits agricoles (voir note 2)

17,0

16

Tourbe (voir note 3)

9,3

Tableau 2

Combustibles liquides

Article

Colonne 1

Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)

1

Diesel

38,3

2

Mazout léger

38,8

3

Mazout lourd

42,5

4

Éthanol

21,0

5

Mazout léger no 1

38,78

6

Mazout léger no 2

38,50

7

Mazout léger no 4

40,73

8

Kérosène

37,68

9

Gaz de pétrole liquifié (GPL)

25,66

10

Essence naturelle

30,69

11

Essence à moteur

34,87

12

Essence aviation

33,52

13

Kérosène aviation

37,66

Tableau 3

Combustibles gazeux

Article

Colonne 1

Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisé)

1

Méthane

0,038361

2

Biogaz (méthane capté)

0,0281

3

Propane

0,096926

4

Propylène

0,088424

5

Éthane

0,067587

6

Éthylène

0,060642

7

Isobutane

0,127137

8

Isobutylène

0,116035

9

Butane

0,127706

10

Butylène

0,116747

11

Hydrogène

0,012289

12

Monoxyde de carbone

0,012149

ANNEXE 4

(articles 4 et 18)

Perte de rendement thermique — chaudière aquatubulaire

Colonne 1


Capacité nominale (GJ/h)

Pourcentage de perte de rendement thermique

Colonne 2

100 % de capacité nominale

Colonne 3

80 % de capacité nominale

Colonne 4

60 % de capacité nominale

10,5

1,60

2,00

2,67

21,1

1,05

1,31

1,75

31,6

0,84

1,05

1,40

42,2

0,73

0,91

1,22

52,8

0,66

0,82

1,10

63,3

0,62

0,78

1,03

73,9

0,59

0,74

0,98

84,4

0,56

0,70

0,93

95,0

0,54

0,68

0,90

105,5

0,52

0,65

0,87

126,5

0,48

0,60

0,80

147,7

0,45

0,56

0,75

168,8

0,43

0,54

0,72

189,9

0,40

0,50

0,67

211,0

0,38

0,48

0,64

422,0

0,30

0,38

0,50

633,0

0,27

0,34

0,45

844,0

0,25

0,31

0,42

1 055

0,23

0,29

0,38

2 110

0,20

0,25

0,33

ANNEXE 5

(articles 4 et 41 et alinéa 43(1)g))

Rapport de classification (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

2 Les renseignements ci-après concernant l’installation dans laquelle la chaudière ou le four industriel est situé :

3 Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel :

4 la mention de la disposition, parmi les dispositions ci-après du présent règlement, au titre de laquelle la détermination de l’intensité d’émission de NOx de classification de la chaudière ou du four industriel a été effectuée :

5 Les renseignements ci-après concernant l’essai visé à l’alinéa 34(1)a) du présent règlement effectué sur la chaudière ou sur le four industriel pour déterminer son intensité d’émission de NOx de classification :

6 Les renseignements ci-après concernant l’essai en cheminée dont les résultats sont utilisés pour déterminer l’intensité d’émission de NOx de classification de la chaudière ou du four industriel au titre de l’alinéa 34(1)b) du présent règlement :

7 Les renseignements ci-après concernant l’essai SMECE dont les résultats sont utilisés pour déterminer l’intensité d’émission de NOx de classification de la chaudière ou du four industriel en vertu de l’alinéa 34(1)b) du présent règlement :

8 Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel dont l’intensité d’émission de NOx de classification est déterminée au titre du sous-alinéa 34(1)b)(ii) du présent règlement :

ANNEXE 6

(article 4, sous-alinéa 14(1)a)(i), article 40 et alinéas 43(1)a) à f))

Rapport initial (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

2 Les renseignements ci-après concernant l’installation dans laquelle la chaudière ou le four industriel est situé :

3 Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel, s’ils diffèrent de ceux contenus dans le rapport le plus récent que la personne responsable a remis au ministre :

ANNEXE 7

(article 4 et paragraphe 42(1))

Rapport de conformité (chaudières et fours industriels) — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

2 Les renseignements ci-après concernant l’installation dans laquelle la chaudière ou le four industriel est situé :

3 Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel, s’ils diffèrent de ceux contenus dans le rapport le plus récent que la personne responsable a remis au ministre :

ANNEXE 8

(articles 45 et 47)

Non-application (moteurs) — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

2 Les renseignements ci-après concernant chaque moteur préexistant de la personne responsable :

ANNEXE 9

(article 45, alinéas 64(4)b) et 94(3)a) et paragraphe 97(6))

Registre des moteurs — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant toute personne responsable qui enregistre un moteur dans le registre des moteurs, demande l’attribution d’un identifiant alphanumérique unique à un moteur ou remplace un moteur préexistant par une unité de remplacement appartenant à son groupe :

2 Les renseignements ci-après concernant l’installation dans laquelle le moteur ou l’unité de remplacement est situé :

3 Les renseignements ci-après concernant le moteur ou l’unité de remplacement, selon le cas :

4 Les renseignements ci-après concernant chaque sous-groupe que la personne responsable a constitué aux termes de l’article 65 du présent règlement :

ANNEXE 10

(article 45, division 66(2)a)(i)(B), sous-alinéas 77c)(i) et d)(ii), paragraphe 99(1) et subdivision 3o)(iii)(B)(II) de l’annexe 9)

Rapport de conformité (moteurs) — renseignements à fournir

1 Les nom et numéro de téléphone de la personne responsable qui remet le rapport.

2 Pour chaque moteur de la personne responsable, le nombre total d’heures qu’ont comporté les périodes visées à l’article 49 du présent règlement au cours de l’année précédente pour laquelle le rapport est remis, le cas échéant.

3 Les renseignements ci-après concernant chaque moteur à faible utilisation de la personne responsable :

4 Le cas échéant, les renseignements ci-après concernant le sous-ensemble mentionné à l’article 59 du présent règlement : 

5 Les renseignements ci-après pour chaque sous-groupe de la personne responsable dont le choix effectué au titre du paragraphe 61(1) du présent règlement est en vigueur pour l’année précédente pour laquelle le rapport est remis :

6 Les renseignements ci-après concernant chaque essai de rendement visé à la division 66(2)a)(i)(B) ou aux articles 77, 78, 92 ou 93 du présent règlement qui a été effectué sur un moteur par la personne responsable au cours de l’année précédente pour laquelle le rapport est remis :

7 Les renseignements ci-après concernant chaque moteur sur lequel une vérification des émissions mentionnée aux articles 79, 92 ou 93 du présent règlement a été effectuée par la personne responsable au cours de l’année précédente pour laquelle le rapport est remis :

ANNEXE 11

(articles 101 et 108)

Rapport de conformité (cimenteries) — renseignements à fournir

1 Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

2 Les renseignements ci-après concernant la cimenterie :

3 S’il y a lieu, l’intensité d’émission choisie par la personne responsable en application du paragraphe 104(2) du présent règlement pour la valeur de la variable IENOxi de la formule figurant au paragraphe 104(1) du présent règlement.

ANNEXE 12

(paragraphe 110(2))

Rapport du vérificateur — renseignements à fournir

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

2 Pour chaque SMECE utilisé pour déterminer, pour l’application de la partie 1 du présent règlement, l’intensité d’émission de NOx d’une ou de plusieurs chaudières ou d’un ou plusieurs four industriels situés dans une installation ou pour déterminer, pour l’application de l’article 106 du présent règlement, la quantité d’émissions d’un ou plusieurs fours situés dans une cimenterie :

3 Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone, adresse électronique et titres de compétence du vérificateur.

4 La date de la vérification.

5 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer les éléments suivants :

6 Une déclaration du vérificateur indiquant si, à son avis, la personne responsable s’est conformée à la méthode de référence des SMECE et en particulier si :

7 Toute recommandation du vérificateur visant à améliorer le SMECE ou le fonctionnement de celui-ci.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux : Les polluants atmosphériques ont des répercussions négatives sur la santé humaine, représentent un lourd fardeau pour le système de soins de santé, détériorent l’environnement et nuisent à l’économie.

Même si des progrès ont été réalisés dans la réduction de certaines émissions de polluants atmosphériques, l’approche actuelle n’a pas suffi à réduire de façon satisfaisante les risques pour la santé et l’environnement au pays; la qualité de l’air demeure une question préoccupante au Canada. Les émissions de polluants atmosphériques industriels provenant du secteur du ciment et des technologies, comme les chaudières, les fours industriels et les moteurs, contribuent à la détérioration de la qualité de l’air.

Actuellement, les mesures mises en place pour gérer les émissions industrielles varient au Canada, et les exigences diffèrent d’une province ou d’un territoire à l’autre. En outre, les polluants atmosphériques franchissent les frontières provinciales et se déplacent vers et depuis les États-Unis. Ces questions intergouvernementales relèvent du gouvernement fédéral. Bien que les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux continuent de collaborer dans le cadre du Système de gestion de la qualité de l’air, une mesure fédérale est nécessaire pour adopter une approche nationale uniforme de réduction des émissions de polluants atmosphériques.

Description : Le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques (le règlement) établira des normes nationales de rendement obligatoires pour le secteur de la fabrication du ciment et pour deux types d’équipement utilisés dans plusieurs secteurs industriels, à savoir les chaudières et les fours industriels à combustibles fossiles gazeux (ci-après appelés les chaudières et les fours industriels) ainsi que les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux (ci-après appelés les moteurs). Les normes de rendement limitent la quantité d’oxydes d’azote (NOx) et de dioxyde de soufre (SO2) pouvant être émise par les cimenteries et la quantité d’oxydes d’azote pouvant être émise par les deux types d’équipement.

Énoncé des coûts et avantages : Le règlement devrait entraîner une réduction d’environ 2 037 kilotonnes (kt) d’émissions d’oxydes d’azote au cours de la période de 2016 à 2035. Pour cette même période, aucune réduction d’émissions de dioxyde de soufre n’est prévue. Une analyse coûts et avantages a été effectuée pour chaque secteur ou groupe d’équipement. Pour les chaudières et les fours industriels, la valeur actualisée nette du règlement est estimée à environ 320 millions de dollars, correspondant à un ratio avantages et coûts de 5:1. Pour les moteurs, la valeur actualisée nette du règlement est estimée à 6 milliards de dollars, correspondant à un ratio avantages et coûts de 16:1. Dans le cas du secteur de la fabrication du ciment, les impacts prévus devraient être faibles, compte tenu des améliorations récentes au rendement de ce secteur au chapitre des émissions. Pour cette raison, seule une analyse qualitative des avantages est fournie. Toutefois, les avantages sur la santé et l’environnement devraient dépasser les coûts.

La valeur actualisée des avantages du règlement est estimée à 410 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 6,4 milliards de dollars pour les moteurs. Ces avantages découlent en grande partie des impacts évités sur l’environnement et la santé, comme les décès prématurés et les visites aux services d’urgence. Les avantages ont été observés dans l’ensemble du Canada, particulièrement dans la province d’Alberta.

La valeur actualisée des coûts du règlement est évaluée à environ 90 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels, à 394 millions de dollars pour les moteurs et à 9 millions de dollars pour les cimenteries. Ces coûts résultent en grande partie du coût différentiel relié à l’installation et à l’utilisation des technologies nécessaires pour réduire les émissions, incluant la modernisation de l’équipement. En raison des options de conformité qui permettent davantage de flexibilité ainsi que des exigences différentes pour les nouvelles immobilisations et les immobilisations existantes, la quasi-totalité des dépenses en immobilisation concerne l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de modèles à faibles émissions au moment de la rotation normale du capital, plutôt que le retrait anticipé des équipements. Étant donné les positions concurrentielles des secteurs touchés, les coûts ne devraient pas se répercuter directement sur les consommateurs.

Règle du « un pour un » et lentille des petites entreprises : Les exigences associées à chaque norme de rendement du règlement devraient entraîner une augmentation des coûts administratifs annualisés pour les entreprises assujetties au règlement d’environ 29 410 $ pour les chaudières et les fours industriels, 238 517 $ pour les moteurs et 5 608 $ pour les cimenteries. Ces estimations reflètent le nombre d’équipements ou d’installations réglementés en vertu du règlement.

Aucune petite entreprise ayant des moteurs préexistants assujettis au règlement n’a été identifiée. Toutefois, afin de tenir compte de la possibilité que certaines petites entreprises possédant ou exploitant des moteurs ayant une capacité supérieure au seuil de puissance ne se soient pas encore manifestées ou que des moteurs à plus forte puissance puissent être détenus ou exploités par de petites entreprises dans le futur, le règlement accorde maintenant aux petites entreprises une exclusion des exigences visant les moteurs préexistants.

Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le gouvernement du Canada a consulté dans une large mesure les provinces et les territoires au cours du processus d’élaboration de la réglementation afin de mieux comprendre leurs points de vue sur le règlement et les exigences existantes visant les industries de leur territoire de compétence. Les provinces et les territoires appuient la mise en œuvre du Système de gestion de la qualité de l’air, qui inclut les exigences de base, le voyant comme un modèle de coopération efficace entre le gouvernement fédéral et les provinces où, dans le cadre de son champ de compétence, chaque ordre de gouvernement prend des mesures coordonnées distinctes qui se renforcent mutuellement.

En matière d’application de la loi, de suivi ou de déclaration, des efforts ont été déployés pour minimiser le chevauchement avec les exigences provinciales existantes. De par sa conception, le règlement inclut des éléments qui permettent aux provinces et territoires d’agir en tant qu’organisme de réglementation de première ligne. Le gouvernement fédéral demeure ouvert à l’idée de conclure des accords d’équivalence avec les provinces intéressées.

Le règlement appuie une harmonisation de la réglementation avec les États-Unis. Celui-ci est également important dans le cadre de l’engagement soutenu du Canada avec les États-Unis concernant les flux transfrontaliers de polluants atmosphériques incarné par l’Accord Canada-États-Unis sur la qualité de l’air.

Contexte

Le gouvernement du Canada a annoncé son intention de réglementer les émissions polluantes atmosphériques provenant de sources industrielles en octobre 2006. Depuis, il participe activement avec les gouvernements provinciaux et territoriaux ainsi que les représentants des entreprises, les associations de l’industrie, les fabricants d’équipement, les entreprises de modernisation, les laboratoires d’analyse et les organisations non gouvernementales (ONG) afin d’examiner et d’élaborer des approches pour répondre aux préoccupations liées à la qualité de l’air au Canada.

En octobre 2012, les ministres de l’Environnement des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux, à l’exception du Québec, ont convenu de mettre en œuvre le Système de gestion de la qualité de l’air (SGQA). Le Québec appuie les objectifs généraux du SGQA, mais ne le mettra pas en œuvre puisque ce dernier prétend que les exigences fédérales pour les émissions industrielles font double emploi avec le Règlement sur l’assainissement de l’atmosphère du Québec. Le Québec collabore toutefois avec les autres gouvernements en vue d’élaborer certains éléments du système, notamment les normes canadiennes de qualité de l’air ambiant (NCQAA), les zones atmosphériques et les bassins atmosphériques.

Le SGQA constitue une approche harmonisée de la gestion de la qualité de l’air au Canada pour laquelle tous les ordres de gouvernement travaillent conjointement et efficacement pour relever les différents défis que représente la qualité de l’air d’un bout à l’autre du pays. Il comporte quatre éléments : (1) des NCQAA mises à jour et plus contraignantes; (2) un cadre de travail pour la gestion de la qualité de l’air à l’échelle régionale et locale à l’aide des zones atmosphériques et des bassins atmosphériques régionaux; (3) des exigences de base relatives aux émissions industrielles (EBEI) pour les principales industries; (4) un groupe de travail intergouvernemental chargé d’améliorer la collaboration et de réduire les émissions provenant de sources mobiles. Les NCQAA sont des objectifs destinés à guider l’amélioration de la qualité locale de l’air. Elles forment la base qui permet aux gouvernements provinciaux et territoriaux de déterminer le niveau d’intervention nécessaire. Les EBEI sont des outils de gestion qui visent à s’assurer que tous les secteurs visés par le SGQA au Canada atteignent un bon rendement environnemental de base uniforme, indépendamment de la qualité de l’air aux endroits où les installations sont situées. Elles ne doivent pas être le seul instrument utilisé pour améliorer la qualité de l’air. Les gouvernements provinciaux et territoriaux surveilleront et géreront leurs sources locales de pollution atmosphérique, auront l’occasion d’agir en tant qu’organisme de réglementation de première ligne et prendront des mesures supplémentaires pour toutes les sources afin de respecter les NCQAA. Les mesures peuvent comprendre des normes d’émission industrielle plus strictes à l’intention des émetteurs de polluants atmosphériques importants.

Les EBEI ont été établies pour les principaux secteurs industriels et certains types d’équipement. Les secteurs visés par le SGQA sont ceux de l’aluminium et de l’alumine, de la fusion des métaux communs, du ciment, des produits chimiques, de l’électricité, des engrais, des boulettes de minerai de fer, du fer et de l’acier, des sables bitumineux, des raffineries de pétrole, des pipelines, de la potasse, de la production de pâte et papier, et du pétrole et du gaz en amont. Les groupes d’équipement concernés sont les chaudières et les fours industriels brûlant des combustibles gazeux, les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux et les turbines à combustion stationnaires alimentées au gaz naturel.

Le ministère a l’intention de mettre en œuvre les EBEI à l’aide d’une combinaison d’instruments réglementaires et non réglementaires. Dans la première phase, des règlements pour les EBEI seront mis en œuvre pour les types d’équipement et les secteurs industriels suivants :

Dans les phases ultérieures, des exigences destinées à d’autres secteurs pourraient être ajoutées au règlement ou établies dans d’autres mesures de gestion des risques prévues sous le régime de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE].

En juin 2014, le ministère a publié le projet de règlement pour une période de commentaires de 60 jours dans la Partie I de la Gazette du Canada, de même que des projets de code de pratique pour le secteur de l’aluminium et pour le secteur du fer, de l’acier et de l’ilménite.

En plus du règlement, le ministère a poursuivi ses travaux visant à mettre en œuvre diverses exigences relatives aux secteurs et aux types d’équipement dans le cadre de son engagement constant à l’égard du SGQA et des Canadiens. En mai 2016, le gouvernement fédéral a publié :

Enjeux

La qualité de l’air est importante pour les Canadiens. Les polluants atmosphériques, notamment le dioxyde de soufre (SO2), les oxydes d’azote (NOx), les composés organiques volatils (COV), les particules fines (PM2,5) et l’ammoniac (NH3), peuvent avoir des répercussions négatives sur la santé humaine. Ces polluants peuvent également se mélanger dans l’atmosphère et réagir pour créer l’ozone troposphérique et les particules secondaires, deux polluants courants du smog. La pollution atmosphérique représente un fardeau pour le système de soin de santé, détériore l’environnement et peut nuire à l’économie.

Plusieurs études ont associé les particules fines aux maladies cardiovasculaires et respiratoires ou à d’autres problèmes de santé comme les maladies cardiaques, les accidents vasculaires cérébraux, l’asthme, la bronchite et l’emphysème. De même, on a constaté que l’ozone, un dérivé des COV et des NOx, aggravait un large éventail de problèmes respiratoires. En plus de leur potentiel de contribution au smog, les niveaux ambiants de NOx et de SO2 ont également été directement liés à des problèmes de santé. L’exposition à l’un de ces polluants peut accroître le risque de complications médicales, allant d’une légère difficulté à respirer à de fortes douleurs thoraciques, à l’hospitalisation et même à un risque accru de décès. Des données montrent que tous les Canadiens sont relativement à risque de subir les effets à long terme de l’exposition à la pollution atmosphérique. Parmi les populations vulnérables ayant un risque élevé de présenter ces problèmes de santé, il faut mentionner les personnes ayant déjà des problèmes respiratoires ou cardiovasculaires, les personnes âgées et, en raison de l’augmentation de leurs niveaux d’exposition, les enfants. Il y a également de plus en plus de preuves que la pollution atmosphérique peut être associée à d’autres impacts sur la santé, par exemple, un faible poids à la naissance et divers problèmes neurologiques.

Les impacts néfastes des polluants atmosphériques sur la santé sont présents à toutes les concentrations, pas seulement aux concentrations élevées (jours de smog). Plus le niveau de pollution est élevé, plus le risque est élevé; il n’y a toutefois pas de niveau de pollution atmosphérique « sûr ». Même si les quantités de polluants dans l’air sont faibles, les recherches effectuées indiquent qu’il y a toujours des impacts sur la santé, en particulier dans les populations vulnérables.

En plus de nuire à la santé humaine, les polluants atmosphériques peuvent causer divers impacts néfastes sur la végétation naturelle, le sol, l’eau, la faune et la santé générale de l’écosystème. Les plantes sont vulnérables à l’ozone; les dommages peuvent prendre la forme de mouchetures, de taches et de rougissement des feuilles, la croissance peut être freinée et certains semis peuvent ne pas survivre. L’exposition à long terme à l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures agricoles, un ralentissement de la croissance du bois ainsi qu’une mortalité et des maladies prématurées pour le bétail. Les animaux peuvent éprouver des problèmes de santé similaires s’ils sont exposés aux polluants atmosphériques.

Les émissions de SO2 et de NOx contribuent à la formation des pluies acides (dépôts). Les dépôts de composés acides peuvent modifier la composition chimique des éléments de l’écosystème qui, à leur tour, peuvent porter atteinte aux organismes vivants qui habitent cet écosystème, allant des microorganismes à la chaîne alimentaire, en passant par les végétaux, les insectes, les reptiles, les amphibiens, les poissons et les mammifères. Pour certains organismes, une modification des niveaux d’acidité, même sur une courte période, peut s’avérer néfaste. Outre la mauvaise visibilité associée aux minuscules particules dans l’air, les polluants peuvent avoir des effets négatifs sur le plaisir de faire des activités récréatives de plein air, le bien-être des participants et le tourisme en général. Le dépôt de particules est également associé aux souillures et aux dommages structurels aux bâtiments et autres ouvrages publics.

Le flux d’air transporte les polluants d’une province à l’autre et entre le Canada et les États-Unis. Les émissions des États-Unis sont transportées au Canada et participent aux concentrations ambiantes de particules et d’ozone, ce qui contribue à des dépassements des normes nationales de qualité de l’air ambiant (extérieur) dans certaines régions du pays. De même, les émissions provenant de sources canadiennes pourraient également nuire à la qualité de l’air de certaines régions des États-Unis. Le déplacement des polluants atmosphériques de part et d’autre des frontières confirme la responsabilité du gouvernement fédéral d’intervenir.

Une grande partie des polluants atmosphériques d’origine humaine au Canada proviennent de sources industrielles. En 2014, les secteurs industriels ont émis 96 % de l’oxyde de soufre, 41 % de l’oxyde d’azote, 46 % des composés organiques volatils, 23 % des particules fines, et 59 % de l’ammoniac des émissions nationales (à l’exception des sources diffuses.

Cette première phase du règlement met l’accent sur les émissions de NOx provenant des chaudières, des fours industriels et des moteurs, en plus des émissions de NOx et de SO2 émises par les cimenteries. Le tableau 1 résume l’importance des sources d’émissions pour chaque secteur ou groupe d’équipement visé par le règlement par rapport aux émissions industrielles totales.

Tableau 1 : Profils des émissions par secteur ou groupe d’équipement

Secteur ou équipement

Émissions en 2014 (kt)

Émissions en pourcentage du total des émissions industrielles canadiennes

Répartition géographique

Chaudières et fours industriels

22 kt de NOx

2,8 % des émissions industrielles de NOx

Principalement en Alberta, en Colombie-Britannique et en Ontario

Moteurs

314 kt de NOx

40 % des émissions industrielles de NOx

Principalement en Colombie-Britannique et en Alberta

Ciment

25 kt de NOx

3 % des émissions industrielles de NOx

Colombie-Britannique, Alberta, Ontario, Québec et Nouvelle-Écosse

15 kt de SO2

2 % des émissions industrielles de SO2

Même si des progrès ont été réalisés dans la réduction des émissions de polluants atmosphériques, la qualité de l’air demeure une situation préoccupante dans bien des collectivités canadiennes. Plus de 30 % des Canadiens vivent dans des collectivités où les NCQAA actuelles concernant l’ozone ne sont pas respectées. Les niveaux de pollution continueront de présenter un problème en raison de la croissance de la population, de l’augmentation du nombre de véhicules sur les routes et de la pollution provenant de sources internationales ainsi que du développement de l’industrie.

À l’heure actuelle, les mesures visant à gérer les émissions industrielles varient d’une province ou d’un territoire à l’autre, ce qui crée des disparités au chapitre de la gestion de la qualité de l’air au Canada, disparités qui entraînent des impacts différents sur les humains et l’environnement et qui font en sorte que les règles du jeu ne sont pas les mêmes pour toutes les entreprises canadiennes. Avant la mise en place du SGQA, le Canada n’avait pas d’approche nationale uniforme de contrôle des émissions industrielles de polluants atmosphériques, et il semble peu probable que des normes de rendement uniformes puissent être établies tant dans l’ensemble des secteurs que dans l’ensemble du pays en l’absence d’une mesure fédérale. En raison de l’absence d’une approche nationale claire et des mesures provinciales différentes, il s’est avéré difficile pour le Canada de discuter avec les États-Unis d’une stratégie contre la pollution transfrontalière.

Objectifs

Les objectifs réglementaires sont :

Description

Le règlement impose des normes de rendement obligatoires propres à chaque secteur et groupe d’équipement.

Partie I : Chaudières et fours industriels (type d’équipement)

Une chaudière brûle des combustibles fossiles gazeux, comme le gaz naturel, afin de produire de l’eau chaude ou de la vapeur pour les procédés industriels et le chauffage, tandis qu’un four industriel chauffe directement la matière traitée. Les chaudières et les fours industriels sont généralement composés d’une chambre de combustion, de brûleurs, d’un appareil à pression (uniquement pour les chaudières) et d’un équipement de contrôle ou de surveillance. La quantité de NOx émise dépend de la conception du brûleur. Ainsi, un brûleur à faible taux d’émission de NOx bien conçu aurait la capacité d’émettre cinq fois moins de NOx qu’un brûleur standard.

On trouve des chaudières et des fours industriels dans la plupart des secteurs de l’économie canadienne (voir référence 1). Selon les seuils de capacité convenus par l’industrie, les provinces et les ONG au cours des consultations (voir tableau 2), seuls les chaudières et les fours industriels ayant une capacité nominale égale ou supérieure à 10,5 gigajoules d’apport énergétique par heure (GJi/h) seront visés par le règlement.

Normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, nouveaux et préexistants

Le règlement impose des normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels nouveaux (modernes) et existants (préexistants), tel qu’il est décrit au tableau 2 ci-dessous. Les normes de rendement varient en fonction de l’appareil utilisé (chaudière ou four industriel), des combustibles brûlés (gaz naturel ou combustibles gazeux de remplacement) et du fait que le four industriel préchauffe ou non l’air de combustion, ou que la chaudière a une efficacité (voir référence 2) supérieure ou inférieure à 80 %. Pour chaque élément à prendre en considération, à l’exception de l’efficacité, les normes de rendement ont été choisies de façon à ce que la complexité technique nécessaire pour les atteindre ne dépende pas de l’élément à considérer (c’est-à-dire la complexité technique requise pour respecter la norme de rendement concernant les émissions de NOx pour une chaudière alimentée au gaz naturel est à peu près la même que celle requise pour respecter la même norme de rendement pour une chaudière qui utilise un combustible gazeux de remplacement). L’idée de prendre en compte l’efficacité est incluse afin de ne pas décourager l’utilisation la plus efficace de carburants (c’est-à-dire qu’une chaudière plus efficace peut avoir une intensité d’émission plus élevée tout en émettant la même quantité de NOx par an qu’une chaudière moins efficace).

Les chaudières et les fours industriels préexistants sont ceux qui seront en service avant la date d’enregistrement du règlement. Les chaudières et les fours industriels de transition sont (1) des chaudières préfabriquées qui seront mises en service dans les trois mois suivant l’enregistrement du règlement, (2) des chaudières qui ne sont pas préfabriquées (dans certaines industries, on parle de chaudières assemblées sur place) qui seront mises en service dans les 36 mois suivant l’enregistrement du règlement.

Les chaudières et les fours industriels modernes sont ceux qui ne sont ni préexistants ni de transition et qui sont en service après la date d’enregistrement du règlement. Les chaudières et les fours industriels convertis sont ceux qui, initialement, ne brûlaient pas de combustibles fossiles gazeux et n’auraient donc pas été visés par le règlement, mais qui ont été convertis pour brûler des combustibles fossiles et qui se sont ainsi retrouvés assujettis au règlement à ce moment-là.

Pour les chaudières et les fours industriels préexistants, ces normes de rendement peuvent être atteintes soit par la mise à niveau, soit par le remplacement de l’équipement préexistant. Le règlement met en œuvre progressivement les normes de rendement relatives aux NOx sur une période de 20 ans pour l’équipement préexistant qui émet plus de 70 grammes de NOx par gigajoule d’apport énergétique (g/GJi). L’équipement préexistant qui émet actuellement moins de 70 g/GJi ne sera assujetti à aucune des normes de rendement prévues au règlement. Les normes de rendement ciblent tout équipement préexistant, utilisé dans les installations réglementées, qui ne dispose pas de dispositif de contrôle des émissions de NOx en imposant des exigences d’ici 2026 pour les chaudières et les fours industriels de classe 80 (c’est-à-dire ceux qui émettent actuellement au moins 80 g/GJi), et d’ici 2036 pour les chaudières et les fours industriels de classe 70 (c’est-à-dire ceux qui émettent entre 70 et 80 g/GJi).

Tableau 2 : Normes de rendement relatives aux NOx pour les chaudières et les fours industriels

Équipement

Considérations liées aux normes de rendement de NOx

Normes de rendement de NOx (g/GJi)

Année de conformité

Préexistant

  • Moins que 70 g/GJi
  • Au moins 70 g/GJi

s.o.

26

  • s.o.
  • 2026 ou 2036

De transition

  • Capacité nominale (taille) [GJi/h] préfabriquée
  • Préfabriqué ou pas

26 à 40

  • Préfabriqué : 3 mois après la date de l’enregistrement
  • Tous les autres : 36 mois après la date de l’enregistrement

Converti

  • Aucune

26

  • À la remise en service

Moderne

  • Type de combustible : naturel ou de remplacement
  • Pour les chaudières : efficacité thermique
  • Pour les fours industriels : préchauffage de l’air

16 à 25

  • 2016

Remarque : Certains secteurs visés par le SGQA n’ont pas de chaudières ni de fours industriels préexistants qui seront assujettis à l’obligation (par exemple, la fabrication de ciment ne nécessite aucun équipement qui pourrait être considéré comme une chaudière ou un four industriel en vertu du règlement).

Exigences en matière de surveillance pour les chaudières et les fours industriels

En plus des normes de rendement relatives aux NOx, le règlement impose des exigences en matière de surveillance. Pour l’ensemble des chaudières et des fours industriels ayant une capacité supérieure à 105 GJi/h qui doivent respecter les normes de rendement (tel qu’un équipement moderne, un équipement de transition, équipement modifié et un équipement de classe 70 et de classe 80 ayant subi une modification importante), il sera obligatoire de présenter des rapports de conformité pour démontrer le maintien de la conformité au règlement. De plus, pour les chaudières et les fours industriels ayant une capacité supérieure à 262,5 GJ/h, il faudra également assurer un suivi continu de l’intensité de leurs émissions au moyen de systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE). Ces systèmes sont généralement des dispositifs utilisés pour démontrer la conformité. Les chaudières et les fours industriels de grande capacité peuvent émettre des centaines de tonnes de NOx chaque année, et nécessitent donc une surveillance continue supplémentaire. Cependant, un SMECE n’a pas besoin d’être installé quand un équipement avec une capacité nominale supérieure à 262,5 GJi/h :

Partie 2 : Moteurs (type d’équipement)

Les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux qui sont visés par le règlement servent généralement à la compression du gaz naturel (pour entre autres maintenir la pression dans les puits ou acheminer le gaz dans les pipelines), mais il est également possible de les utiliser à d’autres fins, notamment pour entraîner des pompes et des génératrices auxiliaires pour produire de l’électricité. Leur plage de puissance s’étend d’un moteur aussi petit que celui d’une petite voiture à un moteur aussi gros que celui d’une locomotive diesel-électrique. Ils représentent une source importante d’émissions de NOx : en une heure de fonctionnement, un moteur stationnaire de puissance moyenne, sans technologie antipollution, émet autant de NOx qu’un véhicule léger émettrait, en moyenne, en parcourant près de 325 000 km.

Le règlement impose des normes de rendement pour les moteurs nouveaux (modernes) et existants (préexistants), tel qu’il est décrit au tableau 3 ci-dessous. Les moteurs modernes et préexistants sont définis comme tels en fonction de leur année de fabrication par rapport à la date d’enregistrement du règlement (voir tableau 3).

Moteurs modernes

Concernant les moteurs modernes, les normes de rendement sont comparables à celles de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulées New Source Performance Standard (EPA NSPS) for Stationary Spark Ignition Internal Combustion Engines [norme de rendement des sources nouvelles pour les moteurs stationnaires à combustion interne à allumage commandé]. Ces normes de rendement ont été adaptées de façon à rendre compte des conditions propres au Canada, comme les conditions météorologiques et l’emplacement des moteurs. Elles cadrent également avec les exigences de la Colombie-Britannique, qui est l’instance gouvernementale ayant les limites les plus contraignantes au Canada. Les normes de rendement auxquelles sont assujettis les moteurs modernes s’appliquent à tous les secteurs réglementés. Les propriétaires et/ou les exploitants de moteurs modernes dont la puissance est supérieure ou égale à 75 kW doivent veiller à ce que l’intensité des émissions de NOx de chaque moteur n’excède pas 160 parties par million en volume sur une base sèche (ppmvs) ou 2,7 grammes par kilowattheure produit (g/kWh). Quant aux moteurs à faible utilisation (c’est-à-dire ceux qui sont utilisés moins de 5 % du temps en moyenne sur une période de trois ans) ayant une puissance égale ou supérieure à 100 kW, la limite d’intensité des émissions de NOx est de 160 ppmvs.

Moteurs préexistants

Concernant les moteurs préexistants, la norme de rendement et le seuil de puissance ont été déterminés en fonction des technologies de mise à niveau actuellement offertes et qui ont été éprouvées sur le terrain. Le seuil de puissance des moteurs préexistants est supérieur à celui des moteurs modernes, et ce, en raison des défis et des coûts liés à la mise à niveau des moteurs de plus faible puissance.

Les normes de rendement pour les moteurs préexistants s’appliquent uniquement aux installations du secteur pétrolier et gazier, où plus de 95 % des moteurs industriels à gaz naturel sont utilisés.

Afin de réduire au minimum les coûts pour les petites entreprises, le règlement contient une clause d’exclusion pour celles qui s’identifient auprès du Ministère. Afin de bénéficier de l’exclusion, le moteur doit être détenu et exploité par une seule personne. La petite entreprise, y compris les personnes morales qui lui sont affiliées, doit avoir un revenu annuel brut de 5 millions de dollars ou moins et sa flotte de moteurs doit avoir une puissance totale qui n’est pas supérieure à 1 MW.

Pour tirer avantage d’une certaine flexibilité dans la façon de se conformer au règlement, un propriétaire ou un exploitant peut créer un groupe de moteurs préexistants. Un groupe est un ensemble de moteurs préexistants qui appartiennent à une entreprise ou qui sont exploités par celle-ci et qui sont regroupés ensemble aux fins des calculs exigés par le règlement. Les moteurs préexistants peuvent appartenir à un groupe ou non. La limite d’intensité des émissions de NOx des moteurs préexistants qui ne font pas partie d’un groupe est de 210 ppmvs ou de 4 g/kWh à compter du 1er janvier 2021. Quant aux moteurs préexistants qui sont inclus dans un groupe, deux options sont offertes : l’approche par moteur et l’approche de la moyenne annuelle. Pour les deux options, la limite d’intensité des émissions de NOx devant être atteinte d’ici 2026 est également de 210 ppmvs ou de 4 g/kWh. Par contre, ces options offrent une plus grande souplesse quant au choix de la méthode utilisée pour atteindre ces cibles de réduction. Certains moteurs peuvent produire des émissions inférieures à la norme de rendement en raison des technologies antipollution plus efficaces utilisées, alors que d’autres peuvent produire des émissions supérieures à la norme. Ce qui compte, c’est que la moyenne annuelle des émissions produites par les moteurs respecte la norme.

Exigences en matière d’enregistrement et de transmission de rapports pour tous les moteurs

Ces normes de rendement peuvent être atteintes de manière rentable par l’installation de technologies antipollution, y compris, sans toutefois s’y limiter, les dispositifs de réduction catalytique non sélective pour les moteurs à mélange riche (semblable à un convertisseur catalytique utilisé dans des véhicules), les chambres de précombustion pour les moteurs à mélange pauvre et la conversion des moteurs à mélange riche en moteurs à mélange pauvre au moyen de systèmes de gestion du moteur (voir référence 3). Les moteurs à mélange pauvre ont tendance à être plus efficaces et à produire des émissions de NOx inférieures à celles des moteurs à mélange riche, car l’excès d’air assure une combustion plus complète du carburant et permet de réduire la température atteinte lors du processus de combustion.

Les moteurs préexistants à faible utilisation ne sont pas visés par des exigences en matière d’émissions, mais les propriétaires ou les exploitants sont tenus de consigner les heures d’exploitation de façon à prouver que ces moteurs fonctionnent dans des conditions de faible utilisation. Les moteurs à faible utilisation devraient représenter un faible pourcentage du parc total de moteurs. Ces moteurs ne constituent pas une source importante d’émissions de NOx et il serait moins rentable de les mettre à niveau que de mettre à niveau les moteurs à utilisation régulière.

Aux termes du règlement, le propriétaire ou l’exploitant d’un moteur doit transmettre des renseignements au gouvernement. Tous les moteurs en exploitation devront être enregistrés, et des renseignements permettant d’identifier les moteurs visés par le règlement devront être transmis. Pour les moteurs modernes, le moteur doit être enregistré et les résultats des essais de rendement doivent être transmis annuellement à compter de l’année suivant le début de l’exploitation du moteur. Toutefois, les moteurs modernes à faible utilisation ne sont soumis à aucune exigence en matière d’essai de rendement.

Quant aux moteurs préexistants, l’enregistrement sera exigé à compter du 1er janvier 2019, et les rapports annuels devront être transmis dès 2022. Autant pour les moteurs modernes que pour les moteurs préexistants, les renseignements fournis lors de leur enregistrement devront être mis à jour au moment de l’envoi des rapports annuels subséquents si des renseignements permettant de les identifier changent.

Tableau 3 : Normes de rendement pour les moteurs

   

Moteurs modernes

Moteurs préexistants

 

Critères

Date de fabrication égale ou ultérieure au 90e jour suivant la date d’enregistrement du règlement

Date de fabrication antérieure au 90e jour suivant la date d’enregistrement du règlement

Secteurs visés par le Règlement

Aluminium et alumine, métaux communs, cimenterie, produits chimiques, boulettage de minerai de fer, fer, acier et ilménite, engrais azotés, sables bitumineux, raffinage du pétrole, potasse, centrales électriques, pâte et papier, et pétrole et gaz

Pétrole et gaz (défini comme suit : pétrole et gaz en amont, pipelines de transport de gaz naturel et installations de stockage souterrain connexes à ces deux secteurs)

Moteurs à utilisation régulière

Seuil de puissance des moteurs (kilowatts, kW)

≥ 75

≥ 250

Limites des émissions de NOx

2,7 g/kWh produit ou 160 ppmvs corrigées à 15 % d’oxygène

Approche par moteur : 4 g/kWh produit ou 210 ppmvs corrigées à 15 % d’oxygène (moteurs représentant 50 % de la puissance totale à compter de 2021; 100 % d’ici 2026) ou Approche de la moyenne annuelle : 8 g/kWh produit ou 421 ppmvs corrigées à 15 % d’oxygène à compter de 2021; 4 g/kWh ou 210 ppmvs corrigées à 15 % d’oxygène à compter de 2026

Essais de rendement

Essai de rendement initial; essais subséquents et vérification des émissions pour les moteurs ≥ 375 kW

Essai de rendement initial; essais subséquents et vérification des émissions pour certains moteurs ≥ 375 kW

Moteurs à faible utilisation

Seuil de puissance (kW)

≥ 100

≥ 250 (voir remarque *)

Limites des émissions de NOX

160 ppmvs à 15 % d’oxygène

Aucun

Essais de rendement

Aucun

Aucun

Partie 3 : Secteur de la fabrication du ciment

Les fours constituent la principale source d’émissions de polluants atmosphériques provenant de la fabrication du ciment. Un four réchauffe et traite la pierre calcaire et d’autres matériaux, comme la silice, l’alumine et l’oxyde ferreux, pour produire un produit intermédiaire appelé clinker. Le clinker est ensuite broyé et combiné à d’autres matériaux afin de produire du ciment. Le présent règlement s’applique à toutes les cimenteries qui produisent du clinker dans le but de produire du ciment gris. Il existe à l’heure actuelle quatre types de fours dans le secteur de la fabrication de ciment : les fours à voie humide, les fours longs à voie sèche, les fours à préchauffeur et les fours à précalcinateur.

Le règlement impose des normes de rendement propres aux fours pour les émissions de NOx et de SO2 par tonne de clinker produit, tel qu’il est indiqué au tableau 4 ci-dessous. Le règlement exigera, dès 2018, l’utilisation d’un SMECE pour faire le suivi des émissions de NOx et de SO2, et les normes de rendement seront imposées à partir de 2020.

Tableau 4 : Normes de rendement pour les fours à ciment

Secteurs visés par le SGQA : fabrication de ciment

Polluant

Type de four

Norme de rendement

NOx

Four à voie humide

2,55 kg/tonne de clinker ou réduction de 30 % de l’intensité des émissions (kg/tonne de clinker), depuis 2006

Four long à voie sèche

Four à préchauffeur

2,25 kg/tonne de clinker

Four à précalcinateur

SO2

Tous les fours

3,0 kg/tonne de clinker

Ces normes de rendement sont réalistes puisqu’il est possible de s’y conformer au moyen d’améliorations opérationnelles ou de l’installation de technologies antipollution éprouvées par le secteur de la fabrication du ciment. L’utilisation de SMECE pour la surveillance des émissions est une pratique bien établie au sein de l’industrie du ciment. La conformité au règlement est évaluée à l’échelle de l’installation, c’est-à-dire en utilisant une moyenne de tous les fours présents dans cette installation. Cette approche offre une certaine souplesse et contribue à réduire au minimum les coûts en autorisant les installations individuelles à concevoir et à mettre en œuvre les modifications nécessaires sur les plans de l’exploitation et de l’équipement selon les circonstances spécifiques à l’installation et afin de respecter les normes de performance environnementale pour les NOx et le SO2. Pour le secteur de la fabrication du ciment, le règlement est conçu de façon à servir de filet de sécurité aux actions provinciales et territoriales, permettant ainsi aux provinces et aux territoires d’agir en tant que régulateurs de première ligne. Pour le secteur du ciment, le dépassement de l’une des normes d’émission au cours de deux années consécutives constitue une infraction. Cela permet aux provinces et territoires d’agir en premier et d’entreprendre des actions de promotion de la conformité et d’application de la loi lorsqu’une installation ne se conforme pas aux normes d’émission au cours d’une année.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Le ministère mettra en œuvre les EBEI à l’aide de divers moyens d’action. Pour chaque EBEI, des options réglementaires et non réglementaires ont été prises en compte pour déterminer l’approche optimale. Seuls les résultats de l’analyse pour les EBEI visées par le présent règlement sont présentés ci-dessous.

Approche du statu quo

Les exigences relatives aux émissions industrielles contribuent à protéger la qualité de l’air et l’intégrité de l’environnement. Comme il a été expliqué plus tôt, les mesures visant à gérer les émissions industrielles varient d’une province ou d’un territoire à un autre, créant ainsi des disparités et des inégalités pour les entreprises canadiennes. Avant le SGQA, le Canada ne disposait d’aucune approche nationale cohérente pour contrôler les émissions industrielles de polluants atmosphériques, et il est peu probable que des normes de rendement cohérentes puissent être instaurées dans l’ensemble des secteurs et à l’échelle du pays en l’absence d’une mesure fédérale. L’approche qui prévalait jusqu’à maintenant ne s’est pas avérée suffisante pour réduire les risques pour la santé et l’environnement dans tout le pays. La mise en œuvre d’une mesure fédérale permettrait de prouver aux Canadiens et au gouvernement des États-Unis que le Canada gère activement la qualité de son air. Ceci mettrait le gouvernement fédéral en meilleure position pour discuter avec les États-Unis d’autres mesures de réduction des flux transfrontaliers de polluants atmosphériques en provenance des États-Unis, apportant ainsi d’autres bénéfices importants pour les Canadiens.

Outils axés sur le marché

Les outils axés sur le marché représentent une façon de donner à l’industrie la possibilité de choisir le moyen le plus rentable de répondre aux exigences réglementaires proposées. Cependant, les mécanismes de marché ne cadrent pas avec l’objectif fondamental qui vise à établir un niveau de rendement en matière d’émissions uniforme à l’échelle nationale. Par exemple, une taxe sur les émissions de polluants atmosphériques aurait des répercussions différentes selon les divers contextes régionaux; les entreprises choisiraient soit de payer la taxe, soit d’investir dans un équipement de réduction de la pollution. Il serait alors impossible de garantir l’établissement d’une norme d’émission uniforme. Puisque la réduction des émissions ne peut être contrôlée au moyen d’une taxe, cet outil cadre mieux avec une mesure incitative visant à réduire continuellement les émissions. De même, un programme de plafonnement et d’échange pourrait ne conduire à aucune réduction des émissions de polluants atmosphériques dans certaines régions où l’industrie choisit de payer pour obtenir des permis plutôt que de réduire ses émissions. Essentiellement, il est plus simple et plus efficace sur le plan administratif de mettre en œuvre une approche fondée sur une norme de rendement qu’un système de plafonnement et d’échange lorsqu’il est question d’une norme nationale de performance de base. Enfin, le recours à des incitatifs financiers ou à des subventions octroyées aux industries ne cadrerait pas avec le principe du « pollueur-payeur ».

Démarches face aux instruments volontaires et autres instruments en vertu de la LCPE

Lorsque certaines conditions sont remplies (par exemple une tradition de coopération ou la motivation d’une petite collectivité réglementaire), les instruments autres que des règlements peuvent s’avérer efficaces pour atteindre des objectifs de réduction des émissions tout en offrant à l’industrie plus de souplesse.

Un avis de planification de la prévention de la pollution (avis P2) (voir référence 4) et autres instruments en vertu de la LCPE (comme des codes de pratique et des directives sur le rejet dans l’environnement) ont été pris en compte pour la mise en œuvre des normes de rendement visant les chaudières et les fours industriels, les moteurs et les cimenteries. Ces outils de gestion des risques peuvent offrir une plus grande souplesse aux parties réglementées et sont pris en considération pour d’autres EBEI afin de déterminer le moyen d’action ou la combinaison de moyens qui permettront d’atteindre les objectifs d’intérêt public. Toutefois, ces instruments, qui ne comprennent aucune exigence de rendement obligatoire, ne seraient pas la façon la plus efficiente ni efficace de veiller à ce que les secteurs et les équipements visés par le SGQA et par le présent règlement atteignent l’objectif de mise en œuvre de normes nationales d’émission visant à réduire les émissions de polluants atmosphériques dans l’ensemble du pays, et ce, en raison du grand nombre d’entités individuelles couvertes par le règlement (particulièrement pour les chaudières et les fours industriels, et pour les moteurs) et de la variation significative dans le niveau de performance d’une entreprise à l’autre.

Approche réglementaire en vertu de la LCPE

Un règlement pris en vertu de la LCPE pourrait :

Une approche fondée sur une norme de rendement réglementée confère aux Canadiens une protection environnementale de haut niveau, permet de veiller à ce qu’aucune entreprise individuelle ne soit autorisée à déroger aux normes d’émission et peut être conçue de manière à offrir toute la souplesse nécessaire pour mener des activités dans un marché concurrentiel nord-américain.

Au cours des consultations, des ONG ont clairement indiqué qu’elles attendent du gouvernement fédéral qu’il impose la réduction des émissions de polluants atmosphériques provenant de sources industrielles.

En ce qui a trait aux moteurs, une autre approche réglementaire qui viserait les fabricants et les importateurs de moteurs plutôt que les propriétaires et les exploitants a été prise en considération. Cependant, les fabricants ont indiqué qu’ils ne sont pas en mesure de garantir les niveaux d’émission des moteurs lors de leur utilisation, car ceux-ci sont grandement influencés par les ajustements mineurs qui sont régulièrement apportés par l’exploitant du moteur. Par conséquent, le règlement est pris en vertu de l’article 93 de la partie 5 de la LCPE, aux termes duquel la quantité ou la concentration de substances toxiques rejetées peuvent être réglementées.

L’approche recommandée consiste à mettre en œuvre un règlement consolidé aux termes de l’article 93 de la LCPE pour les substances inscrites sur la Liste des substances toxiques. Il s’agit d’un moyen efficace de définir des exigences, y compris les exigences communes telles que la tenue de dossiers, tout en réduisant le fardeau administratif associé à des règlements distincts, plus particulièrement pour les entreprises soumises à plusieurs ensembles de normes de rendement. Les règlements établis en vertu de la LCPE offrent la possibilité de conclure des accords d’équivalence avec les provinces intéressées, lorsqu’ils satisfont aux exigences de la LCPE.

Avantages et coûts

Trois analyses coûts-avantages distinctes ont été réalisées, soit une analyse pour chaque groupe de secteurs et d’équipements. Les analyses ont une portée nationale et tiennent compte du point de vue de la société. Ces analyses ont pu être réalisées grâce aux renseignements recueillis dans le cadre des nombreuses séances d’information et de consultation avec des intervenants qui ont eu lieu avant et après la publication du Résumé de l’étude d’impact de la réglementation dans le projet de règlement paru dans la Partie I de la Gazette du Canada (ci-après appelé le REIR de la Partie I). Plusieurs questionnaires ont été présentés, et plusieurs téléconférences et rencontres individuelles ont été tenues afin de discuter des commentaires formulés, d’y apporter des précisions et de recueillir d’autres renseignements en vue d’orienter les analyses.

Les trois analyses coûts-avantages, les analyses de sensibilité et les analyses de la concurrence sont présentées plus bas aux sections 3, 4, 5 et 6.

Les impacts différentiels sont quantifiés dans la mesure du possible; ils sont exprimés en dollars canadiens de 2015. La période d’analyse s’étend de 2016 à 2035. Un taux d’actualisation public réel de 3 % a été utilisé dans l’analyse pour estimer la valeur actualisée des coûts et des avantages, conformément au « Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : Propositions de réglementation » (voir référence 5) (Guide du SCT). Les valeurs monétaires sont actualisées pour l’année de référence 2016.

Dans les analyses publiées dans la Gazette du Canada, Partie I, les incidences monétaires étaient exprimées en dollars canadiens de 2012, et la période d’analyse s’étendait de 2013 à 2035. Le même taux d’actualisation public réel de 3 % était utilisé, or, les valeurs monétaires étaient actualisées pour l’année de référence 2013.

1. Sommaire des résultats

Ce règlement devrait entraîner une réduction totale d’environ 2 037 kt de NOx au cours de la période de 2016 à 2035. La valeur actualisée nette du règlement est estimée à 320 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 6 milliards de dollars pour les moteurs. Les impacts différentiels des normes de rendement pour les cimenteries devraient être faibles et présenter un avantage net global.

La valeur actualisée des avantages du règlement est estimée à 410 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 6,4 milliards de dollars pour les moteurs (voir référence 6). Des avantages sont entre autres obtenus sur le plan de la santé humaine, notamment une réduction des taux d’hospitalisation, du nombre de consultations en salle d’urgence, du nombre de congés de maladie utilisés par les Canadiens et du risque de décès prématuré. On observe également des avantages environnementaux, notamment une hausse de la productivité agricole, une réduction des souillures et une visibilité atmosphérique accrue. Les avantages associés à la réduction des émissions produites par les cimenteries ne sont pas monétisés puisqu’ils devraient être faibles.

La valeur actualisée des coûts du règlement est estimée à 90 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels, à 394 millions de dollars pour les moteurs et à 9 millions de dollars pour les cimenteries. Ces coûts sont en grande partie attribuables aux coûts différentiels associés à l’adoption des technologies nécessaires pour répondre aux normes de rendement. En raison des options de conformité flexibles et des exigences différentes pour les immobilisations modernes et existantes, presque toutes les dépenses en immobilisation concernent l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de modèles à faibles émissions au moment de la rotation normale du capital, plutôt que le retrait anticipé du capital.

Dans l’ensemble, le règlement devrait donner lieu à des avantages importants en matière de santé et d’environnement pour les Canadiens. Les rapports avantages-coûts sont de 5:1 pour les chaudières et les fours industriels et de 16:1 pour les moteurs.

2. Modèles économiques et atmosphériques et modifications des données

Divers modèles économiques et scientifiques sont utilisés pour estimer les valeurs de référence pour les émissions de NOx, les réductions d’émissions, les changements au niveau des concentrations atmosphériques, les répercussions sur la santé et l’environnement et l’évolution des coûts.

Les modèles d’analyse coûts-avantages servent à quantifier les changements liés aux émissions et aux coûts prévus sur une période donnée. Les changements prévus en matière d’émissions découlant du règlement sont ensuite traités au moyen du modèle intégré du ministère, soit Énergie-émissions-économie du Canada (modèle 3 EC). Ce modèle permet de répartir par province, secteur, source et polluant les changements au niveau des émissions ainsi que de produire des inventaires d’émissions, pour des sources régionales, ponctuelles et mobiles précises. Ces résultats sont par la suite transformés pour être utilisés par la plateforme du Système unifié de modélisation régionale de la qualité de l’air (AURAMS) du ministère, qui sert à déterminer les changements de la concentration de polluants dans l’air ambiant. Les changements de concentrations de polluants dans l’air ambiant sont convertis en changements des impacts sur la santé humaine et des valeurs socio-économiques associées – déterminés par l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) de Santé Canada — ainsi qu’en changements des impacts sur l’environnement, qui sont définis au moyen du Modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2).

Depuis la publication préalable du REIR, des changements ont été apportés à certains des modèles présentés plus haut. Les principaux changements apportés aux modèles d’analyse coûts-avantages sont présentés aux sous-sections 3, 4 et 5 ci-après, et les descriptions des modèles et la transformation des données sont présentées à l’annexe A.

3. Avantages et coûts : Chaudières et fours industriels

La présente section est structurée comme suit. Premièrement, les principales modifications apportées à l’analyse coûts-avantages, concernant les chaudières et les fours industriels, présentée dans le REIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada sont mentionnées. Ensuite, afin de fournir une compréhension générale de la façon dont la nouvelle analyse coûts-avantages a été effectuée, un cadre d’analyse est présenté. Ce dernier comporte l’examen de l’inventaire des appareils ainsi qu’un scénario de maintien du statu quo et un scénario de réglementation. Finalement, les avantages et coûts différentiels font l’objet d’une discussion et les analyses de sensibilité sont présentées.

3.1 Principales modifications de l’analyse des coûts et avantages : chaudières et fours industriels
Inventaire des chaudières et des fours industriels

Les changements suivants ont été apportés à l’inventaire :

En dépit de ces changements, le nombre total d’appareils demeure relativement le même que celui présenté dans le REIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada.

Émissions de NOx selon le scénario de maintien du statu quo

Dans le scénario de maintien du statu quo, un ajustement a été fait pour tenir compte des normes volontaires énoncées dans le document intitulé Ligne directrice nationale sur les émissions des chaudières et des fours commerciaux et industriels, mars 1998 (voir référence 7) (lignes directrices du CCME). Cette rectification s’est soldée par une diminution des émissions de NOx dans le scénario de maintien du statu quo et une moins grande réduction des émissions de NOx.

Vie utile des chaudières et des fours industriels

La vie utile des appareils varie selon la fréquence de leur entretien, leur capacité, etc. Dans l’analyse coûts- avantages des chaudières et fours industriels, on a présumé que toutes les chaudières et tous les fours industriels seraient remplacés après 40 ans d’exploitation. Les intervenants ont émis des commentaires selon lesquels un entretien adéquat assure une durée de vie en service indéfinie des chaudières et des fours industriels de grande capacité. Par conséquent, on a présumé que les chaudières et les fours industriels d’une capacité nominale supérieure à 105 GJi/h ne seront pas naturellement remplacés avant la fin de la période d’analyse (2016-2035). Les chaudières et les fours industriels pourraient fonctionner indéfiniment, mais on prévoit que le brûleur de ces appareils serait remplacé tous les 20 ans. Pour les chaudières et les fours industriels d’une capacité inférieure ou égale à 105 GJi/h, on a établi une vie utile de 40 ans. La vie utile moyenne de 40 ans pour un équipement est basée sur l’information fournie par plusieurs fabricants de chaudières. On s’attend aussi à ce que le brûleur des appareils de faible capacité soit remplacé tous les 20 ans.

Dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, on a utilisé la même vie utile présumée pour les chaudières, les fours industriels et les brûleurs.

Coûts liés à la technologie et à la mise en conformité

Dans l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels présentée dans le REIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada, on supposait que les appareils dotés d’un brûleur classique seraient remplacés par des appareils dotés d’un brûleur à faibles émissions de NOx pour respecter les normes de rendement à la fin de leur vie utile. Ce remplacement entraînait un coût différentiel de 74 000 dollars par chaudière ou four industriel. Selon les commentaires des intervenants, ce coût, en particulier dans le cas des chaudières et fours industriels de grande capacité plus anciens, ne reflète pas entièrement les coûts totaux liés à une mise en conformité au règlement.

Pour régler ce problème, la fonction du coût lié à la mise en conformité tient maintenant compte des coûts plus importants associés à la mise à niveau des appareils de grande capacité plus anciens.

Appareil préexistant (classe 70 et classe 80)

On a présumé qu’il faudra remplacer le brûleur de toutes les chaudières et de tous les fours industriels de classe 70 et de classe 80 pour se conformer au règlement. Dans la majorité des cas (qu’on estime à environ 80 %), le remplacement d’un brûleur classique par un brûleur à faibles émissions de NOx impliquera que l’on modifie de façon importante l’appareil et l’installation existante.

Dans le contexte, le coût différentiel représente la différence entre le coût total de l’installation de brûleurs classiques et le coût total de l’installation de brûleur à faibles émissions de NOx, en plus des modifications apportées à l’appareil et à l’installation, et de la mise en place d’un nouveau système de commande du brûleur. Le coût différentiel moyen de la mise à niveau de ces appareils de grande capacité est maintenant estimé à presque 1 million de dollars, par chaudière ou four industriel.

La proportion résiduelle de 20 % des appareils préexistants visés ne nécessiterait qu’un simple remplacement de brûleur. Dans ce cas, le coût différentiel représente la différence entre le coût total de l’installation d’un brûleur classique et le coût total de l’installation d’un brûleur à faibles émissions de NOx. Le coût moyen d’un simple remplacement de brûleur pour ce type d’appareil est d’environ 171 000 $, par chaudière ou four industriel.

Appareils modernes

Comme les nouveaux appareils sont généralement livrés dans un format préassemblé, on ne prévoit aucune différence entre le coût d’installation d’un brûleur classique et le coût d’installation d’un brûleur à faibles émissions de NOx. Le coût différentiel représente essentiellement la différence de coût en capital. Le coût différentiel moyen est d’environ 46 000 $.

Les nouveaux appareils ayant une capacité nominale supérieure à 88 GJi/h devront être assemblés sur place. Le coût différentiel représente la différence entre le coût d’installation et le coût en capital de ces appareils. Le coût différentiel moyen est d’environ 118 000 $ par chaudière ou four industriel.

Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE)

Dans la version du projet de règlement paru à la Partie I de la Gazette du Canada, un SMECE exploité selon PG/7 (voir référence 8), était exigé pour chaque chaudière ou four industriel d’une capacité nominale supérieure à 262,5 GJi/h. Le texte du règlement fut modifié pour permettre à l’équipement qui devrait être doté d’un SMECE, selon la version parue dans la Partie I de la Gazette du Canada, d’utiliser en replacement des données d’équipement identique équipé d’un SMECE pour démontrer sa conformité. Ce changement fut introduit pour s’harmoniser avec le Code SMECE de l’Alberta et les exigences dans d’autres provinces. C’est pourquoi il n’y a aucun coût différentiel associé au SMECE.

Avantages pour la santé

Le modèle de l’outil utilisé pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air est régulièrement mis à jour pour tenir compte des données scientifiques et économiques issues de la recherche et des données démographiques les plus récentes. Depuis la publication préalable des effets présumés sur la santé du projet de règlement, l’outil a subi plusieurs mises à jour. Celles-ci comprennent une légère modification de l’une des fonctions qui mettent en relation l’exposition à la pollution atmosphérique et les facteurs de risques individuels, une mise à jour des données démographiques fondée sur les plus récentes projections de Statistique Canada, et une mise à jour des risques de base pour la santé pour tenir compte des changements démographiques récents et projetés.

Période d’analyse

Les coûts différentiels et les avantages sont calculés pour une période d’analyse commençant en 2016 et se terminant en 2035. Dans l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels présentée dans le REIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada, la période d’analyse s’étendait de 2013 à 2035.

3.2 Cadre d’analyse

Afin de cerner et d’évaluer les impacts différentiels du règlement, deux scénarios sont élaborés : le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire. Le scénario de maintien du statu quo décrit l’éventualité de l’absence du règlement, tandis que le scénario réglementaire décrit l’éventualité de la mise en œuvre du règlement. Dans les deux scénarios, on présume que l’équipement fonctionnera à une capacité de 90 %, 340 jours par année.

Comme le règlement vise à réduire les émissions de NOx des chaudières et des fours industriels, il était nécessaire de faire l’inventaire des chaudières et des fours industriels pour rechercher tous les appareils visés par le règlement dans tous les secteurs.

Inventaire de l’équipement

Le nombre de chaudières et de fours industriels visés par le règlement a été calculé en fonction de l’inventaire des chaudières et des fours industriels préexistants en 2015, et des prévisions concernant l’augmentation ou la réduction du nombre d’appareils pour la période d’analyse (2016 à 2035). L’inventaire des appareils préexistants a été mis à jour depuis la publication préalable de l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels parue dans la Partie I de la Gazette du Canada, à l’aide des données recueillies par les autorités provinciales en matière de sécurité et des données reçues des intervenants (voir tableau 5). Les changements apportés au nombre de chaudières et fours industriels sont présentés dans la sous-section 3.1 qui précède.

La demande d’énergie projetée pour les secteurs industriels, par province, a servi à calculer l’augmentation ou la réduction du nombre d’appareils par secteur autant dans le scénario de maintien du statu quo que dans le scénario réglementaire. Depuis la publication préalable de l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels parue dans la Partie I de la Gazette du Canada, les projections concernant la demande d’énergie ont été mises à jour. Malgré la baisse du prix du pétrole, on s’attend toujours à ce que la croissance de la demande d’énergie soit forte dans le secteur des sables bitumineux de l’Alberta. Une croissance de la demande est aussi prévue dans les secteurs de la fusion des métaux communs de l’Ontario, de la potasse et des engrais de la Saskatchewan et de l’Alberta, et du pétrole et du gaz en amont de la Colombie-Britannique. On présume que les chaudières et les fours industriels consomment une proportion constante de la demande d’énergie de chaque province et secteur au cours de toute la période d’analyse. Dans les provinces et les secteurs pour lesquels on prévoit une augmentation de la demande d’énergie, des appareils modernes ayant une capacité nominale moyenne d’un secteur provincial donné sont ajoutés à l’inventaire en fonction des variations de la demande d’énergie de ce secteur. Pour les secteurs pour lesquels une baisse de la demande d’énergie est prévue, les chaudières et les fours industriels préexistants sont retirés de l’inventaire de l’année pour laquelle on prévoit cette baisse.

Les tableaux 5 et 6 ci-dessous présentent les prévisions du nombre d’appareils et de leur répartition en 2035 par secteur et par province visés par le SQGA, respectivement. Le règlement, et les coûts qui lui sont associés ne devraient pas influencer la mise en service, la mise hors service ou le replacement des chaudières et des fours industriels. Ainsi, le nombre de chaudières et de fours industriels en exploitation devrait être identique dans les deux scénarios.

Dans l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels, le nombre de chaudières et le nombre de fours industriels des secteurs de la potasse et des engrais ont été fusionnés dans la même catégorie. Dans la présente analyse, ils ont été séparés.

Tableau 5 : Projections concernant la répartition des chaudières et des fours industriels par secteur, pour 2035

Secteur

Nombre d’appareils préexistants dans l’inventaire de 2015

Appareils préexistants retirés de l’inventaire en raison de compressions

Prévisions concernant l’ajout de nouveaux appareils en raison d’une croissance économique

Nombre total en 2035

Proportion du total en 2035 (%)

Aluminium

9

0

3

12

1

Fusion de métaux communs

50

-4

31

75

6

Produits chimiques

60

-3

33

90

7

Engrais

26

0

28

56

4

Fer et acier

2

0

2

4

0

Sables bitumineux

387

0

326

713

56

Potasse

39

0

15

54

4

Pâte et papier

67

0

15

82

6

Pétrole et gaz en amont

179

-6

22

195

15

Total

819

-13

474

1280

100

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

Tableau 6 : Projections concernant la répartition des chaudières et des fours industriels par province, pour 2035

Province

Nombre

Proportion du total (%)

Alberta

917

71,7

Colombie-Britannique

60

4,7

Nouveau-Brunswick

7

0,5

Ontario

96

7,5

Québec

77

6,0

Saskatchewan

123

9,6

Total

1280

100

Scénario de maintien du statu quo

Après l’établissement de l’inventaire, une intensité d’émission de NOx a été attribuée à chaque appareil préexistant de l’inventaire. En l’absence du règlement, les unités préexistantes installées avant 1998 sont présumées dégager des émissions d’une intensité égale à celle établie par l’Environmental Protection Agency des États-Unis (l’EPA des États-Unis), selon les facteurs d’émission AP 42 (voir référence 9), qui est fonction de la capacité nominale de l’unité et de l’année d’installation. On présume que les unités préexistantes installées après 1997 produisent des émissions d’une intensité égale à celle des lignes directrices du CCME. L’intensité des émissions recommandée par le CCME pour les chaudières et les fours industriels d’une capacité nominale inférieure à 105 GJi/h est de 26 g/GJi, et celle des appareils dont la capacité nominale est supérieure à 105 GJi/h est de 40 g/GJi. Le tableau 7 indique l’intensité des émissions du scénario de maintien du statu quo.

Tableau 7 : Intensité des émissions par capacité de l’appareil et par date de mise en service dans le scénario de maintien du statu quo

Capacité nominale des chaudières et des fours industriels (GJi/h)

Date de mise en service

Intensité des émissions de NOx (g/GJi)

10,5 à < 105

avant 1998

42

10,5 à < 105

1998 +

26

105 et plus

avant 1980

117

105 et plus

de 1981 à 1998

79

105 et plus

1998 +

40

Lorsqu’un appareil préexistant d’une capacité nominale inférieure à 105 g/GJi est en fin de vie utile, il est tenu pour acquis qu’il sera remplacé par une nouvelle chaudière ou un nouveau four industriel ayant la même capacité nominale, mais dont l’intensité des émissions sera égale aux limites pertinentes des lignes directrices du CCME (voir le tableau 7). Le scénario de maintien du statu quo suppose qu’il n’y a pas d’installation de brûleurs à faibles émissions de NOx.

Le nombre de chaudières et de fours industriels modernes est calculé en fonction du renouvellement normal des appareils préexistants ainsi que de la croissance économique du secteur. Dans le scénario de maintien du statu quo, on a présumé que l’équipement moderne ajouté à l’inventaire en raison de la croissance économique a une intensité d’émission située entre 26 g/GJi et 40 g/GJi selon la capacité moyenne des chaudières et des fours industriels déjà installés pour un secteur et une province donnés.

À l’aide du nombre de chaudières et de fours industriels (tableau 5) et des intensités d’émission (tableau 7), on a estimé les niveaux d’émissions du scénario de maintien du statu quo. La figure 1 ci-dessous illustre ces niveaux. Dans le scénario de maintien du statu quo, la tendance générale à la baisse des émissions de NOx est conforme à l’hypothèse selon laquelle les nouveaux appareils et les appareils de remplacement respecteront l’intensité d’émission la plus faible des lignes directrices du CCME. L’exception à cette tendance générale à la baisse survient à la période de 2021 à 2023, lorsqu’il est prévu qu’un nombre élevé d’appareils modernes seront exploités. On s’attend alors à une augmentation des émissions de NOx plutôt qu’à la diminution associée aux appareils remplacés par des unités dotés d’une technologie émettant moins de NOx.

Figure 1 : Émissions annuelles de NOx produite par les chaudières et les fours industriels visés par le règlement dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire

Graphique - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents.

Scénario réglementaire

Le tableau 2 présente les normes de rendement par type de combustible et d’autres paramètres. Toutefois, à des fins d’analyse, le tableau 8 sert à attribuer une intensité d’émission aux appareils soumis à des normes de rendement dans le scénario réglementaire. Dans le cas des appareils qui n’ont pas encore été remplacés ou convertis, l’intensité des émissions du scénario de maintien du statu quo prévaut.

Tableau 8 : Intensité des émissions présumées du scénario réglementaire

Type d’appareil

Facteur d’intensités de NOx (g/GJi)

Classe 70 et classe 80

26

Moderne

16

Les appareils préexistants qui émettent au moins 80 g/GJi doivent satisfaire à la norme de rendement de 26 g/GJi d’ici 2026. Les appareils préexistants émettant au moins 70 g/GJi et moins de 80 g/GJi doivent respecter la même norme d’ici 2036. Selon l’inventaire des chaudières et des fours industriels préexistants, les appareils de classe 70 et de classe 80 ont tous une capacité supérieure à 105 GJi/h et une durée de vie en service indéfinie.

Il est présumé que chaque appareil de classe 70 et de classe 80 subira une mise à niveau afin de satisfaire à la norme d’émission de 26 g/GJi au prochain remplacement du brûleur. Compte tenu de la flamme plus longue produite par les brûleurs à faibles émissions de NOx, il sera peut-être nécessaire d’apporter des modifications importantes à l’appareil et à l’installation ainsi qu’au nouveau système de contrôle.

Si le prochain remplacement de brûleur a lieu après l’année de mise en conformité (2026 pour la classe 80 et 2036 pour la classe 70), alors le remplacement sera devancé à l’année précédant la date de mise en conformité. Les appareils préexistants qui émettent moins de 70 g/GJi ne seront pas touchés par le règlement, tant qu’ils ne seront pas remplacés par un appareil moderne. Le tableau 9 présente la répartition des appareils de classe 70 et de classe 80. Les secteurs ayant le plus grand nombre d’appareils de ces classes sont la production de pâte et papier au Québec, les produits chimiques en Ontario et les sables bitumineux en Alberta.

Tableau 9 : Répartition des appareils de classe 70 et de classe 80, par province et par secteur

Secteur

Alberta

Colombie-Britannique

Nouveau-Brunswick

Ontario

Québec

Saskatchewan

Total par secteur

Aluminium

0

0

0

0

0

0

0

Fusion de métaux communs

2

1

0

1

1

0

5

Produits chimiques

5

0

0

8

0

0

13

Engrais

0

0

0

1

0

0

1

Fer et acier

0

0

0

0

0

0

0

Sables bitumineux

7

0

0

0

0

0

7

Potasse

0

0

0

0

0

1

1

Pâte et papier

2

1

0

4

11

0

18

Pétrole et gaz en amont

5

3

0

0

0

0

8

Total par province

21

5

0

14

12

1

53

Les chaudières et les fours industriels modernes installés en raison d’un renouvellement normal ou d’une croissance économique du secteur devront se conformer à la norme de rendement de 16 g/GJi.

Pour respecter la norme d’émission, les appareils modernes seront achetés munis d’un brûleur à faibles émissions de NOx plutôt que d’un brûleur classique. D’autres options sont possibles, notamment la réduction catalytique et la recirculation des gaz de combustion; toutefois, ces options n’ont pas été retenues, car on a jugé qu’elles constituaient des solutions moins rentables pour réduire les émissions de NOx comparativement à l’intégration de brûleurs à faibles émissions de NOx. La répartition des nouvelles chaudières et des nouveaux fours industriels de remplacement est présentée au tableau 10. La répartition des chaudières et des fours industriels modernes installés en raison d’une croissance économique est illustrée au tableau 11.

Ce ne sont pas tous les fours industriels et chaudières qui seront assujettis aux normes d’émission pour les équipements modernes. Il est prévu qu’aucun des fours industriels ou des chaudières modernes installés en raison d’un renouvellement normal ne soient classifiés comme équipements de transition. Cependant, il est attendu que 42 des 474 chaudières et fours industriels prévus, dus à la croissance économique, seront classifiés comme chaudières et fours industriels de transition. Comme présenté au tableau 2, l’équipement installé jusqu’à 36 mois après la date d’enregistrement du règlement peut être classifié comme une unité de transition. Les normes d’émissions pour l’équipement de transition sont les mêmes que les limites recommandées dans les lignes directrices du CCME. À ce titre, aucun coût différentiel ni aucune réduction de NOx n’ont été attribués à ces unités. Le tableau 11 présente la répartition des chaudières et fours industriels modernes installés en raison d’une croissance économique.

Tableau 10 : Répartition des appareils modernes installés dans le cadre d’un renouvellement normal, par province et par secteur

Secteur

Alberta

Colombie-Britannique

Nouveau-Brunswick

Ontario

Québec

Saskatchewan

Total par secteur

Aluminum et alumine

0

1

0

0

0

0

1

Fusion de métaux communs

0

4

0

23

1

0

28

Produits chimiques

23

4

0

0

1

4

32

Engrais

20

0

0

0

0

1

21

Fer, acier et ilménite

0

0

0

0

0

0

0

Sables bitumineux

80

0

0

0

0

13

93

Potasse

0

0

1

0

0

30

31

Pâte et papier

1

1

3

11

19

0

35

Pétrole et gaz en amont

83

8

0

0

0

15

106

Total par province

207

18

4

34

21

63

347

Tableau 11 : Répartition des appareils modernes installés en raison d’une croissance économique, par province et par secteur (voir remarque 1*)

Secteur

Alberta

Colombie-Britannique

Nouveau-Brunswick

Ontario

Québec

Saskatchewan

Total par secteur

Aluminium et alumine

0

3

0

0

0

0

3

Fusion de métaux communs

0

0

0

20

9

0

29

Produits chimiques

12

0

0

4

6

6

29

Engrais

13

0

0

0

0

11

25

Fer, acier et ilménite

0

0

0

0

2

0

2

Sables bitumineux

300

0

0

0

0

0

300

Potasse

0

0

0

0

0

10

10

Pâte et papier

1

1

1

5

7

0

15

Pétrole et gaz en amont

0

21

0

0

0

0

21

Total par province

326

24

1

29

24

28

432 (voir remarque 2*)

À l’aide de l’information et des données fournies ci-dessus, on a estimé les émissions de NOx du scénario réglementaire. Ces émissions sont présentées à la figure 1, qui précède.

3.3 Impacts différentiels du règlement

Les concentrations de polluants atmosphériques provenant des émissions polluantes rejetées dans l’atmosphère, transportées par les vents, peuvent traverser les frontières provinciales. Ces vents voyagent généralement d’ouest en est. Donc, les avantages pour la santé et l’environnement associés aux réductions des émissions polluantes réalisées dans une province peuvent également se faire sentir dans les provinces et États voisins.

La valeur actualisée des avantages pour l’environnement et la santé associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels est estimée à 410 millions de dollars au cours de la période d’analyse. Ces avantages devraient se présenter principalement en Alberta et Saskatchewan.

3.3.1 Avantages différentiels

Les émissions des polluants atmosphériques, comme les NOx, sont des précurseurs de la formation d’ozone troposphérique et de particules secondaires. Les normes de rendement des chaudières et des fours industriels préexistants et nouveaux devraient permettre de réduire les émissions de NOx d’environ 98,8 kt entre 2016 et 2035, ce qui se traduira par des niveaux inférieurs de smog et une meilleure qualité de l’air en général. La diminution des émissions de NOx est donnée en fonction de périodes quinquennales au tableau 12. Dans l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels, la baisse des émissions de NOx a été estimée à environ 227 kt. L’avantage tiré de la réduction des émissions a été réduit d’environ 50 % et est largement attribuable à une correction apportée au calcul des émissions du scénario de maintien du statu quo lors de la mise en œuvre des lignes directrices du CCME.

Tableau 12 : Réduction des émissions de NOx (kt)

2016 à 2020

2021 à 2025

2026 à 2030

2031 à 2035

Total de 2016 à 2035

13,82

24,60

27,19

33,13

98,75

Avantages pour la santé

Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liée à la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant, c’est la contribution de ce polluant à la formation de particules secondaires et d’ozone dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 13, environ 60 % des avantages pour la santé dus à la réduction des émissions sont associés à des concentrations d’ozone troposphérique plus faibles dans l’air ambiant. La réduction de la concentration des PM2,5 génère 28 % des avantages et la réduction des niveaux de NO2 dans l’air ambiant contribue au reste des avantages.

Pendant la période allant de 2016 à 2035, les réductions de polluants associées à ces normes de rendement devraient se traduire par une diminution d’environ 70 décès prématurés, de 60 visites aux urgences, de 20 000 jours de symptômes d’asthme et de 70 000 jours d’activité restreinte pour les non-asthmatiques. La valeur actualisée de ces avantages pour la santé pendant cette période est estimée à environ 390 millions de dollars. Les avantages par province/territoire sont présentés au tableau 13 ci-dessous.

Tableau 13 : Valeur actualisée des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, par province ou territoire et par impact sur la santé (2016-2035) (voir remarque 3*)

  Estimation du nombre d’effets indésirables pour la santé évités grâce au règlement Valeur économique des avantages pour la santé, par polluant (million de dollars)
Région Mortalités prématurées Visites aux urgences pour problèmes cardiaques ou respiratoires Jours de symptômes d’asthme Jours d’activité restreinte pour les non-asthmatiques PM2,5 Ozone NOx Total de tous les polluants
Terre-Neuve et Labrador < 1 < 1 10 33 s.o. 0,18 s.o. 0,18
Île-du-Prince-Edouard < 1 < 1 < 1 < 1 s.o. 0,38 s.o. 0,38
Nouvelle-Écosse < 1 < 1 32 87 s.o. 1,10 s.o. 1,10
Nouveau-Brunswick < 1 < 1 80 240 s.o. 2,59 s.o. 2,59
Québec 15 12 3 400 12 000 19,33 57,68 8,66 85,67
Ontario 13 12 3 200 9 400 6,38 58,57 6,52 71,46
Manitoba 3 4 1 200 3 000 2,43 16,30 0,00 18,72
Saskatchewan 11 9 3 200 12 000 26,19 29,90 3,55 59,64
Alberta 27 22 8 400 31 000 50,57 56,71 35,23 142,51
Colombie-Britannique 1 2 560 1 800 0,88 4,96 0,11 5,95
Yukon < 1 < 1 < 1 < 1 s.o. s.o. s.o. 0,00
Territoires du Nord-Ouest < 1 < 1 10 21 s.o. 0.25 s.o. 0,25
Nunavut < 1 < 1 2 2 s.o. 0,00 s.o. 0,00
Canada 71 62 20 000 70 000 105,78 228,61 54,07 388,45
Avantages pour l’environnement

Le modèle MEQA2 vise à évaluer l’impact de l’amélioration de la qualité de l’air sur la productivité agricole, les souillures et la visibilité. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels sont de 21,6 millions de dollars pour la période allant de 2016 à 2035. Le tableau 14 présente les avantages estimés pour l’environnement, ventilés par impact et par province/territoire.

Tableau 14 : Avantages pour l’environnement associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, par province ou territoire et par impact sur l’environnement (2016-2035, en millions de dollars)

Impact sur l’environnement

Agriculture

Souillures

Visibilité

 

Indicateur économique

Changement dans les revenus de vente pour les producteurs agricoles

Coûts évités pour les ménages

Changement dans le bien-être des ménages

Total

Terre-Neuve-et-Labrador

-

-

-

-

Île-du-Prince-Édouard

-

-

-

-

Nouvelle-Écosse

0,02

-

-

0,02

Nouveau-Brunswick

0,04

-

-

0,04

Québec

0,71

0,26

0,62

1,59

Ontario

2,02

0,21

0,88

3,11

Manitoba

1,17

0,01

0,85

2,04

Saskatchewan

7,68

0,15

0,95

8,78

Alberta

5,37

0,13

0,44

5,95

Colombie-Britannique

0,01

-

0,04

0,05

Yukon

s.o.

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

s.o.

-

-

-

Nunavut

s.o.

-

-

-

Canada

17,03

0,77

3,77

21,57

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué. La mention « s.o. » indique que les données ne sont pas disponibles pour cette région.

Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels se traduiront par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. En s’appuyant sur les fonctions exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux par région agricole de recensement (RAR), et ce, en raison de changements dans les niveaux d’ozone. La valeur actualisée du revenu total résultant de la hausse de la productivité agricole devrait être d’environ 17 millions de dollars.

MEQA2 évalue les coûts de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différents niveaux de particules de 10 micromètres ou moins (PM10). Pendant cette période, on s’attend à ce que les coûts de nettoyage évités pour les ménages soient de 800 000 $. Ces avantages ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel.

Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de particules diminuent. À partir de la volonté de payer pour une meilleure portée visuelle, le changement monétaire du bien-être dans le secteur résidentiel est évalué à environ 3,8 millions de dollars pendant cette période.

D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été évalués, faute de données ou de méthodes suffisantes. Ceux-ci incluent une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité du bétail et de la faune.

3.3.2 Coûts différentiels

On s’attend à ce que les établissements touchés doivent assumer des coûts pour l’installation de brûleurs à faibles émissions de NOx et la mise à niveau du matériel. Les coûts en capital et les coûts d’installation sont abordés dans la sous-section 4.1 ci-dessous.

Coûts pour l’industrie
Coûts en capital et coûts d’installation

La valeur actualisée des coûts en capital et des coûts d’installation est estimée à environ 86,23 millions de dollars. Comme le démontre le tableau 15, les secteurs des sables bitumineux, de la production de pâte et papier et de la fabrication de produits chimiques représentent environ 35 %, 23 % et 20 % des coûts totaux, respectivement. Ces proportions s’expliquent vraisemblablement par le grand nombre d’appareils de classe 70 et de classe 80 utilisés dans la production de pâte et papier et la fabrication de produits chimiques et par la croissance prévue du secteur des sables bitumineux. Des 53 appareils répertoriés dans l’inventaire qui appartiennent à la classe 70 et à la classe 80, 18 sont utilisés dans le secteur de la production de pâte et papier, 13, dans le secteur de la fabrication de produits chimiques et 7, dans le secteur des sables bitumineux. On s’attend à ce que 300 des 432 appareils modernes installés en raison d’une croissance économique aillent au secteur des sables bitumineux. Près des deux tiers des 347 appareils modernes de remplacement du matériel existant sont destinés aux secteurs du pétrole et du gaz en amont et des sables bitumineux. Le reste est réparti entre les autres secteurs.

Des 53 appareils de classe 70 et de classe 80, 47 se trouvent en Alberta, au Québec et en Ontario. Cinq appareils sont en Colombie-Britannique, et l’autre est en Saskatchewan. Les coûts totaux seront donc essentiellement concentrés en Alberta, au Québec et en Ontario, comme l’indique le tableau 16.

Tableau 15 : Valeur actualisée des coûts totaux en capital par secteur visé par le SGQA (en millions de dollars)

Secteur

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total 2015-2035

Aluminium et alumine

0,02

0,03

0,02

0,04

0,10

Fusion des métaux communs

1,87

3,53

0,15

0,00

5,54

Produits chimiques

8,58

6,36

1,36

0,94

17,24

Engrais

0,29

1,28

0,37

0,09

2,03

Fer, acier et ilménite

0,00

0,02

0,02

0,02

0,06

Sables bitumineux

11,03

10,26

6,02

3,29

30,60

Potasse

0,14

0,99

0,44

0,19

1,75

Pâte et papier

7,95

6,21

5,69

0,40

20,25

Pétrole et gaz en amont

0,31

6,75

1,24

0,36

8,66

Tous les secteurs

30,19

35,43

15,30

5,32

86,23

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

Tableau 16 : Valeur actualisée des coûts totaux en capital par province (en millions de dollars)

Province

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total 2015-2035

Alberta

17,33

18,30

9,22

4,35

49,20

Colombie-Britannique

0,08

4,07

0,08

0,02

4,25

Nouveau-Brunswick

0,00

0,00

0,06

0,02

0,09

Ontario

5,98

6,11

2,21

0,18

14,48

Québec

6,50

5,61

3,01

0,37

15,49

Saskatchewan

0,30

1,33

0,72

0,37

2,72

Canada

30,19

35,43

15,30

5,32

86,23

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

Il importe de noter que la valeur actualisée des coûts en capital et des coûts d’installation est passée de 47,9 millions de dollars dans l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels à 86,2 millions de dollars dans la nouvelle analyse coûts-avantages. Cette hausse est en grande partie attribuable à la prise en considération de la difficulté que pose la mise à niveau des appareils de classe 70 et de classe 80 dans la nouvelle analyse coûts-avantages; l’analyse coûts-avantages des chaudières et fours industriels parue dans la Partie I de la Gazette du Canada ne tenait pas compte de cette difficulté.

Coûts d’exploitation

Comme la technologie des brûleurs à faibles émissions de NOx n’entraînera pas de nouveaux coûts d’entretien ou d’exploitation, aucun coût différentiel d’entretien ni d’exploitation n’a été attribué au règlement.

Coûts d’administration

Les coûts d’administration comprennent les coûts liés à la prise de connaissance du règlement, à la préparation et à la présentation de rapports ainsi qu’à la tenue de dossiers (comme il est décrit en détail dans la section sur la règle du « un pour un » ci-dessous). Il y aura un coût non récurrent de 212 000 $ associé à la déclaration de classification l’année suivant la date d’enregistrement du règlement. Par la suite, la présentation de rapports annuels, de rapports sur les changements et de rapports sur les mises hors service entraînera des coûts annuels de 14 300 $. La valeur actualisée des coûts de déclaration et d’administration est d’environ 398 000 $ pour la période allant de 2016 à 2035.

Coûts pour le gouvernement

Les coûts pour le gouvernement se divisent en deux catégories : application de la loi et administration.

Application de la loi

Un montant unique de 209 000 $ sera nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et un montant de 30 000 $ sera nécessaire pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. On prévoit que, pour la période allant de 2018 à 2035, les coûts annuels d’application de la loi seront d’environ 98 000 $, répartis comme suit : 46 500 $ pour les inspections (qui comprennent les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), 26 500 $ pour les enquêtes, 4 500 $ 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 20 500 $ pour les poursuites. La valeur actualisée des coûts d’application de la loi est approximativement de 1,7 million de dollars.

Administration

Le gouvernement fédéral assume les coûts administratifs liés à l’élaboration d’une infrastructure électronique pour la déclaration et à l’appui constant des soumissions des parties réglementées. La valeur actualisée des coûts d’administration pour la période allant de 2016 à 2035 est d’environ 1,4 million de dollars.

3.4 Résumé des avantages et des coûts : chaudières et fours industriels

Tableau 17 : Résumé des coûts et des avantages (en millions de dollars)

Coûts additionnels et avantages

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total 2016-2035

IMPACTS QUANTIFIÉS

Avantages pour la population canadienne

Santé

59,33

92,08

100,47

136,57

388,45

Environnement

3,82

5,93

5,65

6,17

21,57

Total - avantages

63,15

98,01

106,11

142,74

410,02

Coûts pour l’industrie

         

Capital

30,15

35,40

15,44

5,24

86,23

Administration

0,25

0,06

0,05

0,04

0,39

Total – coûts à l’industrie

30,40

35,45

15,49

5,29

86,63

Coûts pour le gouvernement

Application de la loi et administration

1,20

0,73

0,63

0,54

3,10

Coûts totaux

31,59

36,19

16,12

5,83

89,73

Avantages nets

31,56

61,82

89,99

136,91

320,29

Rapport avantages-coûts

-

-

-

-

4,6:1

3.5 Analyse de sensibilité

Une analyse de sensibilité a été menée en changeant une seule variable à la fois pour examiner l’incidence des risques et de l’incertitude sur les avantages nets. Les principaux paramètres pris en considération ont été :

Toutes les analyses montrent que des résultats clés tels que des réductions de coûts et des émissions supplémentaires ne sont pas très sensibles aux variations des paramètres clés et que, dans tous les cas, un bénéfice net est attendu.

3.5.1 Marché actuel des unités à faibles émissions de NOx

Selon une des hypothèses de l’analyse coûts-avantages ci-dessus (scénario central), les entreprises n’installeront pas de matériel à faibles émissions de NOx si elles ne sont pas contraintes de le faire en vertu du règlement. Bien que les brûleurs à faibles émissions de NOx produisent de moins grandes quantités de NOx, ils sont plus chers pour l’industrie sans offrir quelque gain de productivité que ce soit. Le tableau 18 montre les réductions des émissions totales et les coûts totaux en capital si 5 %, 10 % ou 20 % du matériel moderne était à faibles émissions de NOx dans le scénario du maintien du statu quo. Comme indiqué ci-dessous, le pourcentage d’appareils à faibles émissions de NOx ne devrait avoir aucune incidence notable sur les coûts totaux en capital ni sur les réductions des émissions de NOx.

Tableau 18 : Valeurs associées à différents pourcentages d’appareils à faibles émissions de NOx selon le scénario du maintien du statu quo

 

Scénario central (0 %)

5 %

10 %

20 %

Coûts totaux (en millions de dollars)

89,73

88,42

87,11

84,48

Réductions totales des émissions de NOx (kt)

98,75

96,70

94,65

90,54

3.5.2 Simple remplacement des appareils de classe 70 et de classe 80 par opposition à une modification importante

Dans le scénario central, il est présumé que 20 % des chaudières et des fours industriels de classe 70 et classe 80, pourraient être facilement dotés de brûleurs à faibles émissions de NOx; pour les 80 % restants, une modification importante de l’unité et de l’établissement serait nécessaire pour assurer la conformité à la nouvelle norme d’émission. Le tableau 19 présente le scénario central, un cas où tous les appareils de classe 70 et de classe 80 font l’objet d’une modification importante (100 %, 0 %) et un cas où 40 % des appareils de classe 70 et de classe 80 doivent être soumis à une mise à niveau approfondie (40 %, 60 %).

Tableau 19 : Rapport modification importante — simple remplacement (en millions de dollars)

 

Mise à niveau importante — simple remplacement

100 %, 0 %

scénario central 80 %, 20 %

40 %, 60 %

Coûts totaux

100,83

89,73

78,63

Avantages nets

309,19

320,29

331,39

Le tableau 19 indique qu’une augmentation de 20 % de la partie des appareils qui devraient faire l’objet de mises à niveau importantes entraînerait une hausse des coûts totaux d’environ 10 millions de dollars, tandis qu’une diminution de 20 % se traduirait par une baisse des coûts totaux de l’ordre de 12 millions de dollars.

3.5.3 Durée de vie utile du matériel ayant une capacité nominale de 105 GJi/h ou moins

Selon cette analyse, dans laquelle le matériel ayant une capacité nominale de 105 GJi/h ou moins avait une durée de vie utile présumée de 40 ans, 347 des 819 appareils préexistants devraient être remplacés durant la période d’analyse. Le tableau 20 montre l’impact du changement de la durée de vie utile du matériel sur les coûts totaux et sur les réductions des émissions.

Tableau 20 : Nombre de chaudières et de fours industriels à remplacer selon la durée de vie du matériel

Variables de sensibilité

Durée de vie de l’appareil

30 ans

Scénario central 40 ans

50 ans

Nombre de chaudières qui seraient remplacées à la fin de leur durée de vie utile

450

400

240

Nombre de chaudières qui seraient mises à niveau en vertu du règlement

53

53

53

Nombre de nouvelles chaudières modernes qui seraient installées en raison d’une croissance économique

474

474

474

Nombre de chaudières remplacées après 2035 (après la période d’analyse)

316

419

526

Valeur actualisée du coût en capital (en millions de dollars)

88,86

86,23

83,60

Réductions totales des émissions

99,61

98,75

96,64

Comme le montre le tableau ci-dessus, une durée de vie utile plus longue pour le matériel se traduirait par le remplacement d’un plus petit nombre d’appareils durant la période d’analyse. Comme les chaudières et les fours industriels de classe 70 et de classe 80 ont tous une capacité nominale supérieure à 105 GJi/h, leur durée de vie utile reste indéfinie. La modification de la durée de vie utile des plus petits appareils a une faible incidence sur les réductions totales des émissions et sur le rapport entre les coûts et les avantages nets.

3.5.4 Taux de croissance du matériel

L’analyse prédit que 474 chaudières et fours industriels seront ajoutés à l’inventaire durant la période d’analyse. Le tableau 21 montre les coûts totaux et réductions totales des émissions si la quantité de chaudières et fours industriels modernes ajoutés par suite de la croissance économique change de plus ou moins 20 %. Les résultats indiquent que la modification du taux de croissance du matériel aurait une incidence marginale sur les coûts totaux en capital et sur la réduction des émissions.

Tableau 21 : Taux de croissance du matériel

 

-20 %

Scénario central

+20 %

Quantité d’appareils modernes en raison de la croissance économique

379

474

569

Coûts totaux (en millions de dollars)

84,48

89,23

94,98

Réduction des émissions de NOx (kt)

90,54

98,75

106,97

3.5.5 Taux d’actualisation

Dans le cas présent, un taux d’actualisation de 3 % est utilisé pour calculer la valeur actualisée des coûts et des avantages. Le tableau 22 montre les coûts et les avantages avec des taux d’actualisation de 0 % et de 7 %.

Tableau 22 : Analyse de sensibilité sur les taux d’actualisation (en millions de dollars)

 

Sans actualisation

3 %

7 %

Coûts totaux

112,09

89,73

69,36

Avantages totaux

576,91

410,02

274,52

Avantages nets

464,82

320,29

205,15

Rapport avantages-coûts

5,15

4,57

3,96

4. Avantages et coûts : Moteurs

Dans l’analyse coûts-avantages concernant les moteurs présentée dans le REIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada (ci-après appelé l’analyse coûts-avantages des moteurs de la Partie I), les coûts en capital, les coûts d’entretien et les économies en carburant des technologies antipollution applicables à chacun des modèles de moteurs, ainsi que la durée de vie utile des moteurs étaient tirés d’un rapport préparé pour le ministère par Accurata Inc (voir référence 10). À la lumière des commentaires reçus suivant la publication du projet de règlement, plusieurs modifications ont été apportées aux hypothèses sous-jacentes utilisées dans l’analyse. Les principales modifications sont décrites ci-dessous. Par la suite, une revue du cadre analytique est présentée, comprenant le profil de l’équipement et une description du scénario du maintien du statu quo et du scénario de réglementation. Finalement, un résumé des avantages et des coûts et les analyses de sensibilité sont présentés.

On s’attend à ce que le règlement touche principalement les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des pipelines de transport de gaz naturel, ainsi que les installations de stockage souterrain connexes à ces deux secteurs. Pour la suite de l’analyse, la référence à ces deux secteurs comprend également les installations de stockage souterrain connexes. Les impacts différentiels sur les autres secteurs devraient être peu importants, puisque le nombre de moteurs dans ces secteurs devrait représenter moins de 5 % de l’ensemble des moteurs et seul un faible nombre d’entre eux devraient être remplacés par des moteurs modernes durant la période d’analyse (la liste complète des secteurs réglementés figure dans le tableau 3). Par conséquent, la présente analyse porte sur les impacts différentiels du règlement sur les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des pipelines de transport de gaz naturel.

4.1 Principales modifications de l’analyse coûts-avantages des moteurs 

Inventaire des moteurs

L’inventaire initial des moteurs préexistants, qui comprend des moteurs à mélange riche et à mélange pauvre, a été mis à jour d’après les renseignements fournis par l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP), en présumant que 10 % de l’inventaire était entreposé au début de la période d’analyse. Il a aussi été présumé que ces moteurs excédentaires présentent les mêmes caractéristiques de rendement des émissions que ceux répertoriés dans l’inventaire des moteurs préexistants et qu’ils seraient utilisés pour remplacer les moteurs actuellement utilisés lorsque nécessaire.

Dans la Partie I de la Gazette du Canada, il a aussi été présumé que les moteurs préexistants arriveront à la fin de leur durée de vie utile à un rythme constant d’une année à l’autre, selon la durée de vie prévue de chaque modèle de moteur. Cette hypothèse a donné lieu à un nombre élevé de moteurs modernes qui ne correspondait pas aux attentes des parties concernées; elle a donc été modifiée à l’aide de données sur les ventes fournies par des fabricants de moteurs en 2011, qui indiquent que 66 % des moteurs préexistants ont été installés après 1995 et, du même coup, qu’ils sont peu susceptibles d’être remplacés avant 2035. On s’attend donc à ce que seulement 34 % des moteurs préexistants soient remplacés à un rythme constant, selon la durée de vue utile prévue de chaque modèle de moteur. La durée de vie utile des moteurs à régime faible, moyen et élevé retenue pour l’analyse est de 60, 40 et 20 ans, respectivement, ce qui signifie que ces moteurs seraient remplacés à un taux de 1,7 %, 2,5 % et 5 %, respectivement.

Compte tenu du nombre de moteurs excédentaires et des modifications apportées à l’année d’installation, on s’attend à ce qu’aucun moteur moderne ne soit installé en dehors de la Colombie-Britannique d’ici 2031 (cette question est abordée plus en détail ci-dessous).

Augmentation et diminution du nombre de moteurs

L’analyse coûts-avantages des moteurs de la Partie I a été mise à jour de manière à tenir compte de la diminution du nombre de moteurs en service. Le nombre de moteurs en service diminue lorsque des moteurs sont retirés des opérations pour être entreposés en raison d’une baisse de la demande en énergie. À l’opposé, lorsque la demande en énergie augmente, des moteurs modernes sont mis en service pour répondre à cette demande.

Coûts en capital et coûts de maintenance

À la lumière des commentaires reçus, les coûts en capital ont été augmentés de 40 % pour l’installation de systèmes de gestion de moteur qui convertissent un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre, et diminué de 40 % pour l’installation de dispositifs de réduction catalytique non sélective par rapport aux coûts figurant dans l’analyse coûts-avantages des moteurs de la Partie I. Les coûts annuels d’entretien ont été augmentés de 10 000 $ pour les systèmes de gestion de moteur qui convertissent un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre, et ont diminué de 50 % pour les dispositifs de réduction catalytique non sélective permettant au moteur d’émettre un niveau d’émission de NOx de 2,7 g/kWh.

Même s’il est possible que certains moteurs à mélange pauvre puissent être mis à niveau, une évaluation des technologies antipollution les plus efficaces selon le coût a mené à l’hypothèse que seuls les moteurs à mélange riche sont mis à niveau, dans l’analyse, pour être conformes aux normes de rendement. Les tableaux 23 et 24 présentent les technologies antipollution, les coûts en capital et les coûts d’entretien associés aux moteurs modernes et préexistants à mélange riche, respectivement.

Tableau 23 : Technologies antipollution, coûts en capital et coûts d’entretien associés aux moteurs modernes à mélange riche

Puissance des moteurs et offre sur le marché

Technologie antipollution

Coût différentiel en capital non récurrent par moteur (en $)

Coût différentiel annuel d’entretien par moteur (en $)

Consommation différentielle annuelle de carburant par moteur (en %)

Moteur ayant une puissance inférieure à 250 kW

Réduction catalytique non sélective à 2,7 g/kWh

24 000

10 000

2

Moteur encore offert sur le marché ayant une puissance d’au moins 250 kW

Réduction catalytique non sélective à 2,7 g/kWh

De 21 000 à 111 000

De 5 000 à 20 000

De 2 à 4

Système de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre à 2,7 g/kWh

De 112 000 à 223 440

-5 000

-5

Moteur n’étant plus offert sur le marché et ayant une puissance d’au moins 250 kW

Remplacement par un moteur à mélange pauvre dans les scénarios du maintien du statu quo et de réglementation

Aucun coût différentiel

Aucun coût différentiel

Aucun impact différentiel

Tableau 24 : Technologies antipollution, coûts en capital et coûts d’entretien associés aux moteurs préexistants

Technologie antipollution

Niveau d’émission de NOx

Coût en capital non récurrent par moteur (en $)

Coûts différentiels annuels d’exploitation et d’entretien par moteur – exclusion faite du carburant (en $)

Consommation différentielle annuelle de carburant par moteur (en %)

Système de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre

5,4 g/kWh

De 77 000 à 175 000

-5 000

-10

2,7 g/kWh

De 112 000 à 223 000

-5 000

-5

Réduction catalytique non sélective

5,4 g/kWh

De 21 000 à 111 000

De 3 000 à 9 000

De +1 à +2

2,7 g/kWh

De 5 000 à 20 000

De +2 à +4

Remplacement par un moteur à mélange pauvre doté d’une chambre de précombustion

2,7 g/kWh

De 720 000 à 2 800 000

De -45 000 à -15 600

De -24 à -10

Économies de carburant

Les différences estimées de consommation de carburant ont été réduites de 5 % lorsqu’il est prévu que des moteurs préexistants à mélange riche soient remplacés par des moteurs modernes à mélange pauvre dotés d’une chambre de précombustion.

Selon la Partie I de la Gazette du Canada, la quantité de carburant économisé était de 65,6 millions de millions d’unités thermiques britanniques (MMBtu). En appliquant un prix de marché constant de 4 dollars/MMBtu au gaz naturel traité, ces économies de carburant correspondaient à une valeur de 152,3 millions de dollars. Il était implicitement présumé que le gaz consommé par les moteurs était du gaz traité.

Dans la présente analyse, la quantité de carburant économisé est estimée à 84,6 millions de MMBtu. Cependant, la quantité de carburant pour usage propre déclarée par l’industrie est généralement classée comme du gaz brut et non comme du gaz traité. De plus, la réduction de la consommation de carburant pour usage propre se produit à travers la chaîne de traitement et ne se limite pas au gaz brut. Les économies de carburant ne sont pas exprimées en termes monétaires dans la présente analyse en raison du peu de renseignements sur la proportion de moteurs brûlant du gaz brut plutôt que du gaz traité et sur les coûts nécessaires pour traiter le gaz brut afin d’obtenir du gaz marchand.

Cela dit, il est prévu que les économies de carburant continuent de correspondre à une valeur atteignant des dizaines de millions de dollars.

Avantages sur le plan des gaz à effet de serre

Les avantages liés à la réduction des émissions de gaz à effet de serre provenant des économies en carburant étaient estimés à 304,7 millions de dollars dans l’analyse coûts-avantages des moteurs de la Partie I. En se fondant sur les discussions tenues avec les intervenants avant la publication du projet de règlement, il avait été présumé que l’impact des technologies antipollution sur les émissions de méthane n’était pas significatif. Par conséquent, les calculs antérieurs tenaient seulement compte des émissions de dioxyde de carbone attribuables aux économies en carburant, et non des émissions accrues de méthane résultant de l’utilisation des systèmes de gestion de moteur qui convertissent un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre. Des commentaires reçus après la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada suggéraient que les émissions méthane pouvaient avoir un impact significatif sur les émissions totales de gaz à effet de serre. Les moteurs à mélange pauvre émettent généralement plus de méthane que les moteurs à mélange riche, particulièrement lorsque le mélange air-carburant du moteur est très pauvre en carburant et que les émissions de NOx sont très faibles. Ceci dit, plusieurs incertitudes subsistent quant aux estimations des émissions de méthane , car celles-ci dépendent de la conception du moteur, de la richesse du mélange utilisé et de la qualité de l’entretien du moteur. Les données disponibles sur les émissions de méthane correspondent à des émissions de NOx nettement inférieures aux limites indiquées dans le Règlement pour les moteurs préexistants et il n’y a pas de relation linéaire entre les émissions de méthane et les émissions de NOx. On s’attend à ce que la hausse des émissions de méthane résultant de l’utilisation des systèmes de gestion de moteur qui convertissent un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre soit équivalente à la baisse des émissions de dioxyde de carbone découlant de la réduction de la consommation de carburant. Dans l’ensemble, le Règlement ne devrait avoir aucun impact notable sur les émissions de gaz à effet de serre. Selon cette analyse, les avantages pour la société sur le plan des gaz à effet de serre seraient négligeables.

Avantages pour la santé

Comme indiqué à la section 3.1, le modèle de l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) est régulièrement mis à jour pour tenir compte des données scientifiques et économiques issues de la recherche et des données démographiques les plus récentes.

4.2 Cadre d’analyse

Pour évaluer les impacts différentiels des normes de rendement visant les moteurs, il est nécessaire d’établir un inventaire des moteurs pour la période allant de 2016 à 2035 et de déterminer les technologies qui devront être adoptées pour respecter les normes de rendement. La détermination des avantages et des coûts différentiels est fondée sur l’estimation du nombre de moteurs et sur les choix technologiques qui seront faits.

Profil de l’équipement

Les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux servent généralement à la compression du gaz naturel dans les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des pipelines de transport de gaz naturel, mais il est également possible de les utiliser à d’autres fins, notamment pour entraîner des pompes et des génératrices auxiliaires pour produire de l’électricité. Les parcs de moteurs sont en grande partie détenus et/ou exploités par des entreprises pétrolières et gazières, et leur taille varie de quelques moteurs à des centaines de moteurs. Les entreprises peuvent utiliser d’autres équipements tels que des turbines ou des moteurs électriques pour certains besoins en équipement auxquels les moteurs répondent.

La population de moteurs comprend des moteurs à mélange riche et des moteurs à mélange pauvre. Les moteurs à mélange pauvre sont en général plus efficaces et produisent moins d’émissions de NOx que les moteurs à mélange riche, car l’excès d’air assure une combustion plus complète du carburant et permet de réduire la température du processus de combustion. Les émissions de gaz d’échappement peuvent être réduites en utilisant des méthodes de contrôle postcombustion, par exemple avec un dispositif de réduction catalytique non sélective, ou en utilisant une technologie de réduction passive des émissions de NOx telle que des systèmes de gestion de moteur permettant de convertir un moteur à mélange riche en un moteur à mélange pauvre ou des chambres de précombustion.

Inventaire des moteurs

Le point de départ de l’analyse est un inventaire partiel de moteurs qui comprend les moteurs préexistants exploités par sept grandes entreprises canadiennes en 2010. Cet inventaire partiel a été mis à l’échelle pour obtenir le nombre total de moteurs préexistants (inventaire de départ) en utilisant les données sur les émissions de NOx pour l’année 2010 provenant de l’inventaire des émissions de polluants atmosphériques de 2015 et en supposant que les moteurs préexistants sont responsables de 85 % des émissions totales de NOx émises par le secteur du pétrole et du gaz en amont. Sur cette base, le nombre de moteurs préexistants, de 226 modèles différents, ayant une puissance d’au moins 250 kW est estimé à 6 756 (voir le tableau 25 ci-dessous). Le nombre de moteurs préexistants générant une puissance égale ou supérieure à 75 kW et inférieure à 250 kW est estimé à 2 604, pour un total de 67 modèles différents. Le nombre total de moteurs excédentaires est estimé à 936. L’inventaire ajusté est à la base de l’analyse.

Tableau 25 : Inventaire de départ et inventaire ajusté des moteurs préexistants, 2016-2035

Puissance du moteur

Secteur

Inventaire de départ

Inventaire ajusté (en raison d’une diminution nette du nombre de moteurs)

≥ 250 kW

Pipelines de transport de gaz naturel

81

81

Pétrole et gaz en amont

6 756

6 246

Surplus

676 (10 %)

1 013

≥ 75 kW et < 250 kW

Pétrole et gaz en amont

2 604

2 332

Surplus

260 (10 %)

458

Total

10 377

10 130

L’Association canadienne des pipelines d’énergie a fourni un inventaire des moteurs préexistants pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel. Il n’a pas été nécessaire de mettre à l’échelle cet inventaire, car ce dernier incluait des données plus complètes sur les moteurs préexistants.

Le tableau 26 indique l’augmentation et la diminution du nombre de moteurs dans le secteur du pétrole et du gaz en amont au Canada.

Tableau 26 : Augmentation et diminution prévues du nombre de moteurs dans le secteur du pétrole et du gaz en amont

 

≥ 250 kWh

≥ 75 kW et < 250 kW

Province 

Augmentation

Diminution

NET

Augmentation

Diminution

NET

Colombie-Britannique

1 330

-6

1 324

709

-3

706

Alberta

181

-608

-427

96

-324

-228

Saskatchewan

63

-146

-83

33

-78

-44

À l’échelle provinciale, on s’attend à une augmentation significative du nombre de moteurs en ColombieBritannique en raison de la hausse prévue de la production de gaz de schiste et le besoin connexe en moteurs pour fournir la compression nécessaire pour produire, traiter et transporter ce gaz. Toutefois, l’analyse ne prévoit ni avantage ni coût différentiel associé à l’augmentation et à la diminution du nombre de moteurs en Colombie-Britannique, car la majorité des moteurs modernes sont assujettis à un règlement intitulé Oil and Gas Waste Regulation [règlement sur la gestion des déchets du secteur pétrolier et gazier] qui est au moins aussi contraignant que le présent règlement.

En Alberta, en Saskatchewan et dans le reste du Canada, le nombre de moteurs devrait diminuer de façon significative en raison du ralentissement prévu de la production du gaz naturel et de pétrole classique. Pour des fins de simplicité, la diminution du nombre de moteurs est prise en compte en présumant la mise hors service et l’entreposage de moteurs préexistants. L’analyse suppose que certains des moteurs mis hors service ne seront pas utilisés à des fins de remplacement parce qu’ils auront atteint la fin de leur vie utile. En conséquence, 337 des 510 moteurs ayant une puissance égale ou supérieure à 250 kWh destinés à être mis hors service en Alberta et en Saskatchewan devraient être entreposés. Dans le cas des moteurs ayant une puissance égale ou supérieure à 75 kW et inférieure à 250 kW, ce sont 198 des 272 moteurs destinés à être mis hors service en Alberta et en Saskatchewan qui seront entreposés. L’inventaire ajusté ainsi obtenu est présenté ci-dessus dans le tableau 25.

Aucune augmentation ou diminution du nombre de moteurs n’est prévue dans le secteur des pipelines de transport de gaz naturel.

Scénario de maintien du statu quo

Dans le scénario du maintien du statu quo, les données sur l’intensité des émissions de NOx fournies par les intervenants sont appliquées à chacun des modèles de moteur de l’inventaire ajusté. L’intensité des émissions fluctue selon les modèles et le type de moteur (à mélange riche / à mélange pauvre) et varie de 0,7 g/kW dans le cas de moteurs à mélange pauvre dotés de chambre de précombustion à 39 g/kWh dans le cas de moteurs à mélange riche non équipés de technologie antipollution

Les moteurs préexistants en fin de vie utile sont remplacés par des moteurs identiques gardés en entreposage. Une fois le parc de moteurs entreposés épuisé, les moteurs préexistants sont remplacés par des moteurs modernes de même puissance produisant la même intensité d’émission. Si le modèle de moteur destiné à être remplacé est désuet, il est remplacé par un moteur à mélange pauvre de même puissance dans le cas de moteur ayant une puissance d’au moins 450 kW et par un moteur à mélange riche de même puissance dans le cas de moteur ayant une puissance de moins de 450 kW.

Si un moteur moderne remplaçant un moteur préexistant est assujetti à des exigences réglementaires provinciales liées à l’intensité des émissions de NOx, on supposera qu’il respecte ces exigences lorsqu’il fonctionne à la même puissance que le moteur qu’il remplace. Deux politiques provinciales sont prises en compte dans le scénario du statu quo :

La modélisation des émissions totales de NOx des moteurs tient compte de la puissance, de la charge et de l’utilisation des moteurs, du nombre de moteurs et de l’intensité d’émission propre à chaque modèle de moteur dans l’inventaire (voir référence 11). Les émissions de NOx des moteurs utilisés dans les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des pipelines de transport de gaz naturel considérés dans le scénario du maintien du statu quo sont présentées par la ligne pointillée à la figure 2.

Figure 2 : Émissions de NOx (en kt) pour les moteurs considérés dans le scénario de maintien du statu quo et dans le scénario de réglementation

Figure - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents.

Scénario de réglementation

Comme indiqué dans le tableau 3, pour les moteurs préexistants, les exploitants disposent de deux options pour se conformer aux exigences réglementaires, soit l’approche par moteur et l’approche de la moyenne annuelle. L’approche de la moyenne annuelle offre une plus grande souplesse, étant donné que certains moteurs peuvent produire des émissions inférieures à la norme de rendement, alors que d’autres peuvent produire des émissions supérieures à la norme, pourvu que la moyenne annuelle des émissions produites par les moteurs respecte la norme.

Dans cette analyse, l’inventaire ajusté est traité comme un seul groupe de moteurs et il est supposé que l’intensité moyenne d’émission des moteurs de ce groupe ne dépassera pas 8 g/kWh en 2021 et 4 g/kWh en 2026. Dans le cas des moteurs modernes, la norme de rendement à ne pas dépasser est de 2,7 g/kWh.

La moyenne annuelle est déterminée en divisant les émissions totales générées par le groupe de moteurs par l’énergie totale produite par le groupe. Le Règlement permet aux exploitants de remplacer les moteurs préexistants par des moteurs modernes, des turbines ou des moteurs électriques afin de se conformer à la limite relative à la moyenne annuelle. Toutefois, la puissance totale de ces unités de remplacement ne peut pas excéder la puissance totale des moteurs préexistants remplacés ou retirés. Par conséquent, les moteurs modernes remplaçant les moteurs préexistants sont inclus dans le calcul de l’intensité annuelle moyenne des émissions, mais les moteurs modernes ajoutés par suite de la croissance du secteur ne le sont pas.

L’atteinte de la limite relative à la moyenne annuelle nécessitera une mise à niveau des moteurs préexistants. On suppose que seuls les moteurs ayant encore plus de 10 ans de vie utile seront mis à niveau avant la date de conformité. Dans le cas où il reste moins de 10 ans à la vie utile d’un moteur, on présume que ce moteur continuerait à être exploité normalement jusqu’à ce qu’il soit remplacé à la fin de sa vie utile.

Comme dans le scénario du maintien du statu quo, il est prévu que les moteurs préexistants en fin de vie utile soient remplacés par des moteurs entreposés identiques. Tels qu’ils sont définis en fonction de leur date de fabrication, ces moteurs excédentaires qui étaient entreposés ne sont pas des moteurs modernes et ne seront pas assujettis à la norme de 2,7 g/kWh au moment où ils seront remis en service. On suppose qu’ils produiront la même intensité d’émission que les moteurs qu’ils remplaceront et seront mis à niveau pour respecter la limite relative à la moyenne annuelle. À l’épuisement du parc de moteurs excédentaires, des moteurs modernes seront achetés pour remplacer les moteurs préexistants; ces moteurs seront assujettis à une norme de rendement de 2,7 g/kWh.

Le cas échéant, le système de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre et qui permet au moteur d’émettre un niveau de NOx de 5,4 g/kWh devrait être la principale option en matière de mise à niveau, en considération des coûts totaux en capital, des coûts d’exploitation et des coûts liés à la consommation de carburant. Pour les modèles de moteurs ne se prêtant pas à cette technologie, on présume qu’un dispositif de réduction catalytique non sélective sera installé. Dans quelques très rares cas, il serait plus avantageux par rapport au coût de remplacer l’unité par un moteur à mélange pauvre doté d’une chambre de précombustion. Le tableau 27 indique la répartition des moteurs selon la technologie de mise à niveau utilisée.

Pour faire en sorte que la moyenne annuelle du groupe de moteurs n’excède pas la limite de 8 g/kWh prévue pour 2021, 323 moteurs préexistants seraient mis à niveau en 2020 au moyen du système de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre. Les moteurs destinés à être mis à niveau comptent parmi ceux qui produisent les plus fortes intensités d’émission et qui présentent les plus fortes puissances nominales; ce sont également les moteurs les plus nombreux dans l’inventaire ajusté. Ces mises à niveau permettront de réduire l’intensité des émissions de chaque moteur préexistant de 29,5 g/kWh à 5,4 g/kWh.

Pour assurer que la moyenne annuelle du groupe de moteurs n’excède pas la limite de 4 g/kWh prévue pour 2026, 1 579 autres moteurs préexistants devront être mis à niveau, y compris des moteurs entreposés remis en service entre 2021 et 2025. Aucune autre mise à niveau n’est prévue une fois que la norme d’intensité moyenne d’émission établie pour le groupe de moteurs aura été atteinte en 2026. L’épuisement du parc de moteurs excédentaires nécessiterait toutefois la mise en service de 277 moteurs modernes entre 2031 et 2035.

Tableau 27 : Mise à niveau et remplacement de moteurs dans le secteur du pétrole et du gaz en amont

Type de moteur

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

TOTAL

Mise à niveau de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW au moyen d’un système de gestion de moteur convertissant un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre

323

829

0

0

1 152

Mise à niveau de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW au moyen d’un dispositif de réduction catalytique non sélective

0

717

0

0

717

Remplacement de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW par des moteurs modernes dotés d’une chambre de précombustion

0

33

0

0

33

Ajouts de moteurs modernes d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW pour remplacer des moteurs préexistants en fin de vie utile

0

0

0

277

277

TOTAL

323

1 579

0

277

2 179

Il est supposé que la majorité des moteurs utilisés dans le secteur des pipelines de transport de gaz naturel ne seront pas remplacés naturellement avant 2035. On présume que ces moteurs ont une espérance de vie de plus de 60 ans, car ils sont souvent utilisés de façon intermittente, brûlent du carburant de haute qualité et sont bien entretenus. Toutefois, dans le cas où des moteurs seraient en fin de vie au cours de la période couverte par l’analyse, on fait l’hypothèse qu’ils seraient remplacés par des turbines qui ne sont pas assujetties au règlement. Le tableau 28 montre les besoins en matière de mise à niveau et de remplacement durant la période couverte par l’analyse pour les moteurs du secteur des pipelines de transport de gaz naturel.

Tableau 28 : Mise à niveau et remplacements prévus pour les moteurs — Secteur des pipelines de transport de gaz naturel

Type de moteur

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total

Mise à niveau de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW au moyen d’un système de gestion de moteur convertissant un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre

8

1

0

0

9

Mise à niveau de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW au moyen d’un dispositif de réduction catalytique non sélective

12

6

0

0

18

Remplacement de moteurs préexistants d’une puissance égale ou supérieure à 250 kW par des moteurs modernes dotés d’une chambre de précombustion

3

9

0

0

12

TOTAL

23

16

0

0

39

Les émissions de NOx dans le scénario de réglementation provenant des secteurs du pétrole et du gaz en amont et des pipelines de transport de gaz naturel sont présentées par la ligne continue à la Figure 2.

4.3 Impacts différentiels du Règlement

4.3.1 Avantages

On s’attend à ce que les normes de rendement pour les moteurs modernes et les moteurs préexistants contribuent à réduire les émissions de NOx d’environ 1 932 kt entre 2016 et 2035 (voir le tableau 29 ci-dessous).

On s’attend à ce que les réductions des émissions de NOx résultant de l’adoption des normes de rendement pour les moteurs soient accompagnées d’une diminution des concentrations de particules fines et d’ozone troposphérique, les deux principales composantes du smog. 

La valeur actualisée de tous les avantages pour l’environnement et la santé résultant de l’adoption de normes de rendement pour les moteurs est estimée à environ 6,4 milliards de dollars pour la période couverte par l’analyse.

Tableau 29 : Réductions des émissions de NOx (en kt)

 

2016-2020

2020-2025

2026-2030

2031-2035

Total

Réductions des émissions de NOx

39

327

775

791

1 932

Avantages pour la santé

Comme l’indique le tableau 30, environ la moitié des avantages pour la santé issus de la réduction des émissions sont associés à une diminution des concentrations d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. La réduction des particules de 2,5 micromètres génère le tiers des avantages, tandis que la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant produit le reste des avantages.

Entre 2016 et 2035, les réductions de polluants associées à cette initiative devraient se traduire par une diminution d’environ 1 200 décès prématurés, de 1 000 visites aux urgences, de 370 000 jours de symptômes d’asthme et de 1 300 000 jours d’activité restreinte pour les non-asthmatiques. La valeur actualisée de ces avantages pour la santé pendant cette période est estimée à 6 milliards de dollars, dont près des trois quarts surviendront en Alberta. Les avantages par région sont présentés ci-dessous dans le tableau 30.

Tableau 30 : Valeur actualisée des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les moteurs, par province ou territoire du Canada et par impact sur la santé (2016-2035, en millions de dollars)

Province/Territoire Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé Valeur actualisée des impacts totaux des polluants sur la santé évités (en millions de dollars)
Mortalité prématurée Visites aux urgences pour des problèmes cardiaques et respiratoires Jours de symptômes d’asthme Jours d’activité restreinte pour les non-asthmatiques PM2,5 Ozone Autres (NOx) TOTAL
Terre-Neuve-et-Labrador 2 2 260 740 - 9,01 - 9,00
Île-du-Prince-Édouard < 1 < 1 110 270 - 2,49 - 2,48
Nouvelle-Écosse 4 3 680 2 400 3,37 15,65 0,06 19,06
Nouveau-Brunswick 3 3 540 1 500 - 14,65 - 14,63
Québec 35 34 8 800 25 000 16,38 159,19 0,69 176,25
Ontario 89 86 26 000 78 000 61,36 374,74 20,42 456,12
Manitoba 42 46 14 000 42 000 53,29 163,70 1,33 218,35
Saskatchewan 95 90 29 000 94 000 153,73 314,10 21,80 489,83
Alberta 870 710 280 000 1 100 000 1 668,25 2 063,95 790,29 4 524,86
Colombie-Britannique 26 22 8 200 30 000 37,63 87,75 4,21 129,57
Yukon < 1 < 1 17 41 - 0,38 - 0,38
Territoires du Nord-Ouest < 1 < 1 91 190 - 1,17 0,05 1,22
Nunavut < 1 < 1 24 68 0,10 0,03 - 0,13
Canada 1 200 1 000 370 000 1 300 000 1 994,09 3 206,81 838,86 6 041,89

Remarque : Les impacts sur la santé des PM2,5 à Terre-Neuve-et-Labrador, sur l’Île-du-Prince-Édouard et en Nouvelle-Écosse ne sont pas présentés, car il n’a pas été possible d’obtenir une estimation précise des changements marginaux des concentrations de particules dans l’air ambiant. Une fois additionnés, les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 dollars.

Avantages pour l’environnement

Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale découlant de l’adoption de normes de rendement pour les moteurs devraient atteindre environ 355 millions de dollars durant la période allant de 2016 à 2035. Le tableau 31 présente ces avantages par impact et par province et territoire.

Tableau 31 : Valeur actualisée des avantages pour l’environnement associés à l’adoption de normes de rendement pour les moteurs, par province ou territoire du Canada et par impact sur l’environnement (2016-2035, en millions de dollars)

Impact sur l’environnement

Agriculture

Souillures

Visibilité

Total

Indicateur économique

Changement dans les revenus de vente pour les producteurs agricoles

Coûts évités pour les ménages

Changement touchant le bienêtre des ménages

Terre-Neuve-et-Labrador

0,01

-

-

0,01

Île-du-Prince-Édouard

0,13

-

-

0,13

Nouvelle-Écosse

0,15

-

-

0,15

Nouveau-Brunswick

0,18

-

-

0,18

Québec

3,44

0,46

1,36

5,26

Ontario

13,55

0,48

2,56

16,59

Manitoba

13,33

0,33

3,55

17,21

Saskatchewan

97,82

1,00

7,11

105,93

Alberta

149,1

12,94

45,83

207,89

Colombie-Britannique

0,48

0,38

1,06

1,92

Yukon

-

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

-

-

0,01

0,01

Nunavut

-

-

-

-

Canada

278,20

15,58

61,49

355,27

Remarque : Une fois additionnés, les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada, car ils ont été arrondis. Les avantages estimés d’une valeur inférieure à 5 000 $ ne sont pas présentés.

La valeur actualisée des revenus résultant de la hausse de la productivité agricole est estimée à environ 278,2 millions de dollars.

Le MEQA2 évalue les coûts de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différentes concentrations de particules de 10 micromètres ou moins de diamètre (PM10). Pour la période couverte par l’analyse, les coûts de nettoyage évités pour les ménages sont estimés à environ 15,6 millions de dollars. Ce montant doit être considéré comme une estimation conservatrice, car celle-ci ne tient pas compte des coûts de nettoyage évités dans les secteurs commercial et industriel.

Les gains en matière de bien-être résultant d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel sont estimés à environ 61,5 millions de dollars pendant cette période.

En résumé, la valeur de tous les avantages pour l’environnement découlant de l’adoption de normes de rendement pour les moteurs devrait s’établir à environ 355 millions de dollars pendant cette période. La majorité de ces avantages surviendront en Alberta et, dans une moindre mesure, en Saskatchewan.

Économies de carburant

La quantité de carburant économisé est estimée à environ 84,6 millions de MMBtu. La valeur monétaire de ces économies n’est pas quantifiée, mais elle est jugée importante. Le tableau 32 indique les économies nettes de carburant résultant de l’adoption du Règlement.

Tableau 32 : Économies nettes de carburant (millions de MMBtu)

 

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

2016-2035

Économies nettes de carburant

2,05

15,51

33,01

34,03

84,60

4.3.2 Coûts

Dans l’analyse, les coûts différentiels sont engagés à mesure que la technologie du parc canadien des moteurs change aux fins de conformité avec les normes de rendement proposées. Les exploitants de moteurs doivent également assumer les coûts liés aux essais de rendement, à la vérification et à la déclaration des émissions générées par leur équipement. La valeur actualisée des coûts totaux découlant de l’adoption du règlement est estimée à 394,1 millions de dollars.

Coûts pour l’industrie
Coûts en capital

La valeur actualisée des coûts en capital s’établit à 251,0 millions de dollars. De ce montant, 219,9 millions de dollars proviennent du secteur du pétrole et du gaz en amont et les quelque 31,2 millions de dollars restants, du secteur des pipelines de transport du gaz naturel. La majeure partie de ces coûts serviront à assurer la conformité des moteurs exploités en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan. La valeur actualisée des coûts en capital pour la période allant de 2016 à 2035 est présentée par province et par intervalle de cinq ans dans le tableau 33.

Tableau 33 : Valeur actualisée des coûts en capital par province (en millions de dollars)

 

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total

Colombie-Britannique

6,34

30,44

-

-

36,78

Alberta

32,45

133,57

-

3,60

169,61

Saskatchewan

2,83

11,66

-

0,57

15,06

Reste du Canada

10,83

18,57

-

0,19

29,59

Total

52,45

194,23

-

4,36

251,04

Coûts d’entretien

Comme il est indiqué dans les tableaux 23 et 24 ci-dessus, on estime que certaines technologies respectant les normes de rendement nécessitent un entretien supplémentaire chaque année (dispositif de réduction catalytique non sélective), alors que d’autres technologies exigent moins d’entretien (système de gestion de moteur convertissant un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre). La valeur actualisée des coûts d’entretien supplémentaires nécessaires pour équiper les moteurs d’un dispositif de réduction catalytique non sélective durant la période couverte par l’analyse s’élève à 28,5 millions de dollars. La valeur actualisée des coûts d’entretien évités au cours de la période d’analyse grâce à la conversion des moteurs à mélange riche en moteurs à mélange pauvre est de 44,3 millions de dollars. L’effet net des choix technologiques sur les coûts d’entretien est une économie de 15,8 millions de dollars.

Coûts administratifs

Les coûts administratifs comprennent les coûts estimatifs liés à l’apprentissage des exigences en matière de déclaration, au calcul de la moyenne annuelle et des résultats d’essais ainsi que de la préparation, de la mise à jour et de la transmission de renseignements dans le registre des moteurs. Ils incluent également la transmission des renseignements relatifs aux heures de fonctionnement des moteurs à faible utilisation, aux résultats des essais et à la moyenne annuelle, ainsi que la préparation et la consignation de ces renseignements. Ils englobent aussi la transmission de renseignements au ministre, lorsqu’une personne responsable choisit l’option de la moyenne annuelle. Les exigences liées aux coûts administratifs sont décrites en détail dans la section sur la Règle du « un pour un » ci-dessous). La valeur actualisée des coûts administratifs et des coûts liés à la production de rapports au cours de la période allant de 2016 à 2035 s’élève à 6,6 millions de dollars.

Coûts liés à la réalisation d’essais et à la surveillance et autres coûts de conformité

Les installations sont tenues d’effectuer des essais de rendement et des vérifications des émissions pour démontrer la conformité avec les limites. Un seul essai est requis pour les moteurs d’une puissance de moins de 375 kW. Pour les moteurs de plus grande puissance, des essais de rendement et des vérifications des émissions continus sont requis. La fréquence des essais pour les moteurs à mélange riche et les moteurs à mélange pauvre est différente. Les coûts liés aux essais comprennent les coûts liés à l’achat, à l’installation et à l’entretien de l’équipement d’essai et le coût lié à la réalisation des essais. Les autres coûts de conformité comprennent les coûts estimés pour ajuster le ratio air-carburant, installer un compteur horaire sur certains moteurs et pour développer les processus internes et la formation des employés afin de se conformer aux exigences techniques. La valeur actualisée des coûts liés à la réalisation d’essais et des autres coûts de conformité au cours de la période allant de 2016 à 2035 s’élève à 99,3 millions de dollars.

Coûts pour le gouvernement

Les coûts du Règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois grandes catégories : les coûts liés à la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la loi et les coûts administratifs. Les estimations de ces coûts sont décrites ci-dessous.

Conformité et promotion

On estime les coûts différentiels liés à la promotion de la conformité pour le gouvernement fédéral à 1,7 million de dollars pour la période allant de 2016 à 2035, afin de tenir compte des efforts nécessaires pour informer les entreprises du Règlement. Les activités de promotion de la conformité pourraient englober des séances techniques et la distribution de matériel promotionnel. De plus grands efforts de promotion de la conformité seront déployés envers les petites et moyennes entreprises (PME) et les entreprises du secteur pétrolier et gazier. Le secteur pétrolier et gazier est ciblé puisqu’il comporte des PME et des installations qui changent de main fréquemment, qu’il comprend un nombre de moteurs beaucoup plus grand et que les entreprises de ce secteur doivent se soumettre à des exigences additionnelles. Toutes les activités de promotion de la conformité seront ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de conformité imprévus.

Application de la loi

Le gouvernement assumera les coûts différentiels liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures relatives aux infractions présumées. En ce qui concerne les coûts liés à l’application de la loi, un montant unique de 0,3 million de dollars sera affecté à la formation des agents d’application de la loi et au respect des exigences en matière de gestion de l’information. On estime la valeur totale actuelle des coûts liés à l’application de la loi au cours de cette période à environ 5,6 millions de dollars, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.

Administration du Règlement

On s’attend à ce que le gouvernement fédéral assume les coûts administratifs liés à l’élaboration d’une infrastructure électronique pour la déclaration et à l’appui constant des soumissions des parties réglementées. La valeur actualisée des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de 2013 à 2035 s’élève à environ 1,5 million de dollars.

On estime la valeur actualisée des coûts totaux liés à ces trois catégories à 8,8 millions de dollars pour la période allant de 2016 à 2035.

4.4 Résumé des avantages et des coûts : Moteurs

Tableau 34 : Résumé des coûts et avantages (en millions de dollars, actualisés)*

Coûts différentiels et avantages

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total 2016-2035

IMPACTS QUANTIFIÉS

Avantages pour la population canadienne

Santé

142,34

1 065,64

2 383,46

2 450,45

6 041,89

Environnement

9,16

68,60

145,95

131,56

355,27

Total

151,50

1 134,24

2 529,41

2 582,01

6 397,16

Avantages pour l’industrie

Entretien

1,23

9,24

17,87

15,95

44,29

Coûts pour l’industrie

Capital

52,45

194,23

0,00

4,36

251,04

Entretien

0,00

3,57

13,05

11,81

28,54

Administration

0,91

2,19

1,85

1,60

6,55

Essais et surveillance

13,63

30,21

28,51

26,91

99,27

Coûts pour le gouvernement

Promotion de la conformité, application de la loi et administration du Règlement

1,57

3,53

2,99

0,67

8,75

Coûts totaux

68,56

233,22

45,11

44,23

394,14

Avantages nets

84,17

910,26

2 502,18

2 553,73

6 047,32

Rapports avantages-coûts

       

16:1

Impacts quantifiés dont la valeur monétaire n’est pas chiffrée

Économie nette en carburant (million MMBtu)

2,05

15,51

33,01

34,03

84,60

4.5 Analyse de sensibilité

Une analyse de sensibilité a été menée en changeant une seule variable à la fois tout en maintenant les autres variables constantes pour examiner l’incidence des risques et de l’incertitude sur les avantages nets. Les principaux paramètres pris en considération sont les suivants :

Toutes les analyses montrent que les résultats clés, tels que les coûts différentiels et les réductions d’émissions, ne sont pas très sensibles aux variations des paramètres clés et, dans tous les cas, un bénéfice net est attendu.

4.5.1 Coûts en capital

Les tableaux 23 et 24 présentent les coûts en capital des technologies antipollution. Ces coûts ont été établis à partir des données d’une étude menée par Accurata Inc., puis révisés à la suite de consultations auprès d’exploitants et de fabricants de moteurs. Le tableau 35 montre le total des coûts en capital dans l’éventualité où les coûts des technologies seraient 20 % plus élevés ou 20 % moins élevés. On ne s’attend pas à ce que la modification de ces variables entraîne une modification des émissions.

Tableau 35 : Coûts en capital (en millions de dollars)

 

-20 %

Scénario central

+20 %

Total des coûts en capital

200,6

251,04

300,5

Avantages nets

6 097,76

6 047,86

5 997,86

Une variation de 20 % des coûts en capital liés aux technologies antipollution correspond à une variation de 50 millions de dollars du total des coûts en capital.

4.5.3 Intensité des émissions des moteurs à mélange riche selon le scénario de maintien du statu quo

L’intensité des émissions attribuée aux modèles de moteur figurant à l’inventaire a été établie à partir des commentaires des intervenants. Le tableau 36 montre les coûts totaux, y compris les coûts en capital et l’incidence nette sur l’entretien, lorsque l’intensité des émissions est 20 % plus élevée ou moins élevée que celle du scénario central.

Tableau 36 : Intensité des émissions selon le scénario de maintien du statu quo

 

-20 %

Scénario central

+20 %

Total des coûts en capital (en millions de dollars)

225,9

251,04

308,7

Variation nette des coûts d’entretien (en millions de dollars)

-16,4

-15,8

-19,3

Quantité de moteurs mis à niveau ou remplacés

1 764

2 179

2 453

Réduction des émissions de NOx (kt)

1 173,2

1 923,2

2 760,4

Si l’intensité des émissions selon le scénario de maintien du statu quo est de 20 % inférieure à ce qui est prévu dans le modèle, la moyenne annuelle sera inférieure à l’exigence établie dans le Règlement pour 2021. Les installations n’auraient pas à mettre à niveau leur équipement avant 2025. Par conséquent, 415 moteurs de moins auraient besoin d’être mis à niveau, ce qui entraînerait une diminution des coûts en capital de 24,6 millions de dollars par rapport au scénario central.

Si l’intensité des émissions est de 20 % supérieure à ce qui est prévu dans le scénario central, davantage de moteurs devront être mis à niveau en 2020 et en 2025. Si les technologies antipollution permettent seulement de réduire l’intensité des émissions à 5,4 g/kWh, ce seront 2 453 moteurs à mélange riche qui devront être mis à jour avant 2026 pour qu’ils soient conformes à la moyenne annuelle, qui est de 4 g/kWh. On s’attend à ce que la mise à niveau de 274 moteurs supplémentaires entraîne une hausse des coûts en capital de 58,2 millions de dollars pour les exploitants et leur fasse économiser 3,5 millions de dollars supplémentaires en entretien.

4.5.4 Technologie antipollution permettant au moteur d’émettre un niveau d’émission de NOx de 2,7 g/kWh

Dans le scénario central, le ministère présume que les installations ont équipé leurs moteurs d’une technologie antipollution permettant de réduire les émissions de NOx à 5,4 g/kWh. Le tableau 37 montre la différence de coûts entre le scénario central et un scénario où l’on aurait mis à niveau les moteurs pour limiter les émissions de NOx à 2,7 g/kWh. Étant donné que les cibles de réduction des émissions demeurent les mêmes, la variation en matière de réduction des émissions est très faible entre ce scénario et le scénario central.

Tableau 37 : Moteurs dont l’intensité des émissions est limitée à 2,7 g/kWh

 

5,4 g/kWh (scénario central)

2,7 g/kWh

Total des coûts en capital (en millions de dollars)

251,04

230,09

Coûts d’entretien nets (en millions de dollars)

-15,75

9,23

Total des coûts en capital et des coûts d’entretien (en millions de dollars)

234,79

239,32

Quantité de moteurs mis à niveau ou remplacés

2 179

1 934

En choisissant une technologie antipollution plus restrictive, les installations réaliseraient des économies au chapitre des coûts en capital, car elles auraient moins de moteurs à mettre à niveau pour atteindre la moyenne annuelle. Toutefois, cela se traduirait par des coûts d’entretien et de carburant plus élevés. Veuillez noter que les coûts ou les économies de carburant n’ont pas été monétisés. En résumé, on ne prévoit pas que la technologie choisie aura une incidence marquée sur le total des coûts.

4.5.5 Taux d’actualisation

Dans le scénario central de l’analyse, le taux d’actualisation utilisé pour calculer la valeur actualisée des coûts et des avantages est de 3 %. Le tableau 38 montre les coûts et les avantages sans actualisation, ainsi qu’avec un taux d’actualisation de 7 %.

Tableau 38 : Analyse de sensibilité sur les taux d’actualisation (en millions de dollars)

 

0 % (sans actualisation)

3 %

7 %

Coûts totaux

515,86

394,14

283,39

Avantages totaux

9 541,03

6 397,16

3 962,62

Avantages nets

9 025,17

6 047,81

3 679,23

Rapport avantages-coûts

18,5

16,23

13,98

5. Avantages et coûts pour le secteur de la fabrication du ciment

L’analyse coûts-avantages du ciment a été mise à jour de manière à tenir compte des commentaires et des renseignements fournis par les intervenants à la suite de la publication préalable du projet de règlement. La mise à jour témoigne des nouvelles tendances, observées et projetées, au niveau des variables clés de l’analyse, comme les prix de l’énergie, la demande de ciment et l’utilisation de combustibles divers dans le secteur de la fabrication du ciment, notamment le gaz naturel, le coke de pétrole et la biomasse.

Avec cette mise à jour, la valeur actualisée des coûts totaux pour la période d’analyse 2016-2035 est estimée à environ 9 millions de dollars, soit environ 35 millions de dollars de moins que les coûts totaux estimatifs qui figurent dans l’analyse coûts-avantages, concernant le ciment, présentée dans le RÉIR publié dans la Partie I de la Gazette du Canada. Pour la même période d’analyse, on estime la réduction des émissions de NOx à 5,5 kt. Aucune réduction des émissions de SO2 n’est prévue dans l’analyse coûts-avantages du ciment. Dans le RÉIR paru dans la Partie I de la Gazette du Canada, le ministère a estimé la réduction des émissions de NOx et de SO2 à 96 kt et 63 kt, respectivement. Étant donné que l’on s’attend à ce que les impacts différentiels soient minimes, les avantages pour la santé et l’environnement ont fait l’objet d’une analyse qualitative. Les résultats sont présentés ci-dessous.

Profil du secteur de la fabrication du ciment

Le ciment gris est composé de calcaire, de sable, d’argile et de plusieurs autres ingrédients (voir référence 12). Ces matières premières sont chauffées dans des fours pour produire de petites granules solides appelées clinker. Le clinker est la composante principale utilisée dans le processus de production du ciment.

Au Canada, il y a 15 cimenteries de ciment gris réparties dans cinq provinces, les deux tiers étant situés au Québec et en Ontario. Il est prévu qu’une nouvelle cimenterie entrera en exploitation d’ici quelques années, à Port-Daniel—Gascon, au Québec. La production et la livraison du ciment gris sont liées au degré de développement des infrastructures au Canada et dans certaines régions des États-Unis. En 2012, les cimenteries ont produit environ 13 millions de tonnes de ciment, pour une valeur estimée à plus de 1,7 milliard de dollars. De cette production, environ 3,4 millions de tonnes (ou 26 %) ont été exportées, principalement aux États-Unis. Au pays, plus de 27 000 emplois sont liés à l’industrie de la production de ciment, de béton prêt à l’emploi et de matériaux de construction à base de béton.

Au Canada, les cimenteries sont verticalement intégrées dans une proportion d’environ 40 %, ce qui signifie que les propriétaires de ces cimenteries possèdent et exploitent également des usines de production de béton prêt à l’emploi, de matériaux de construction à base de béton et d’agrégats. Les fabricants de béton sont les principaux intermédiaires entre les producteurs de ciment et les utilisateurs finaux de ciment.

La performance environnementale varie de façon importante entre les cimenteries de ciment gris pour ce qui est de leurs émissions de NOx et de SO2. Les émissions varient en fonction du type de four, du type de combustible utilisé comme source d’énergie et des propriétés chimiques des matières premières. En outre, les émissions varient selon la province, en fonction des règlements provinciaux et des systèmes de permis en vigueur.

Il existe quatre types de fours dans les cimenteries canadiennes : les fours à voie humide (voir référence 13), les fours longs à voie sèche, les fours à préchauffeurs et les fours à précalcinateur. Des recherches menées par l’EPA des États-Unis ont conclu que les fours à préchauffeur et les fours à précalcinateur étaient les plus écoénergétiques et, par conséquent, que l’intensité de leurs émissions était plus faible (voir référence 14).

5.1 Principaux changements l’analyse coûts-avantages du ciment

Année de conformité

Le ministère a changé les dates à partir desquelles il est nécessaire de se conformer aux exigences de surveillance et de production de rapport et aux normes de rendement concernant les émissions de NOx et de SO2 pour donner assez de temps à l’industrie d’effectuer les modifications nécessaires (voir le tableau 39 ci-dessous). L’analyse coûts-avantages mise à jour suppose que les cimenteries qui doivent prendre des mesures pour se conformer aux exigences le feront avant les dates prescrites. Ainsi, pour l’analyse des coûts différentiels, il est présumé que les installations qui sont censées prendre des mesures pour réduire les émissions de NOx et/ou de SO2 vont faire ces changements en 2019. Les cimenteries qui doivent installer un SMECE pour surveiller les émissions le feront donc en 2017.

Tableau 39 : Dates de conformité pour les exigences du secteur de la fabrication du ciment

Exigence

Date de conformité proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada

Date de conformité dans la Partie II de la Gazette du Canada

Hypothèse de l’analyse coûts-avantages — début des coûts

Surveillance

1er janvier 2015

1er janvier 2018

2017

Production de rapports

1er janvier 2016

1er juin 2019

2018

Normes de rendement

1er janvier 2017

1er janvier 2020

2019

Émissions et conformité pour le scénario de maintien du statu quo

L’analyse coûts-avantages du ciment publié dans la Partie I de la Gazette du Canada supposait que les niveaux d’intensité des émissions du scénario de maintien du statu quo correspondaient au niveau de performance environnementale pour l’année 2006, tels qu’ils ont été déclarés par les installations aux termes de l’article 71 de la LCPE. Le scénario de maintien du statu quo mis à jour utilise les niveaux d’intensité des émissions de 2013 à titre de point de départ pour l’établissement des projections d’intensité des émissions. Il tient compte, dans la mesure du possible, des changements aux politiques et aux exigences provinciales, comme celles du Règlement de l’Ontario 194/05, qui a graduellement abaissé les plafonds d’émission de NOX et de SO2 de 2006 à 2015 tout en offrant des permis échangeables ou celles de la loi Environmental Protection and Enhancement Act de l’Alberta, aux termes de laquelle des changements ont été faits aux permis qui sont accordés aux cimenteries.

Cette mise à jour a mené à une diminution de l’intensité des émissions de NOx et de SO2 projetées pour le scénario de maintien du statu quo pour la majorité des cimenteries et à une hausse dans certains cas. Cette diminution de l’intensité des émissions de NOx et de SO2 selon le scénario de maintien du statu quo peut être attribuable à des facteurs comme les règlements provinciaux et les exigences des permis actuellement en vigueur, et par le fait que des cimenteries ont commencé à réduire leurs émissions de façon proactive.

En fonction de la mise à jour de l’intensité des émissions, on s’attend à ce que le nombre de fours devant être modifiés pour respecter les normes de rendement sur les émissions de NOx passe de cinq (estimation tirée de l’analyse coûts-avantages du ciment) à trois. En ce qui concerne les normes de rendement relatives aux émissions de SO2, on s’attend à ce que le nombre de fours devant être modifiés passe de quatre à zéro. Enfin, on s’attend à ce que le nombre de SMECE devant être installé en raison des exigences de surveillance passe de trois à deux.

Coûts en capital et coûts d’exploitation liés aux dispositifs de réduction sélective non catalytique et au SMECE

Afin de tenir compte de la mise à jour d’un rapport sur l’industrie de la fabrication du ciment publié en 2013 par la Commission européenne, les coûts en capital pour l’installation d’une technologie de réduction sélective non catalytique des émissions de NOX ont augmenté d’environ 300 000 $ (voir référence 15). Dans ce rapport, on estime le coût unitaire de cette technologie à 1,3 million de dollars, comparativement à 1 million de dollars dans le rapport précédent publié en 2010.

Toujours à la lumière de ce rapport de 2013, les coûts d’exploitation de la technologie de réduction sélective non catalytique ont eux aussi augmenté par rapport à l’analyse coûts-avantages du ciment publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, passant de 0,50 $ à 0,82 $ par tonne de clinker (voir référence 16).

Les coûts en capital pour l’installation d’un SMECE ont été revus à la baisse, passant de 335 000 $ à 229 000 $, en raison des coûts moins élevés que prévu pour modifier les infrastructures existantes (voir référence 17).

Coûts liés à la production de rapports et à l’administration

Le nombre prévu d’heures requises pour accomplir les activités de production de rapports a augmenté. Cette mise à jour se fonde sur des commentaires reçus de l’Association canadienne du ciment, qui a interrogé un certain nombre de ses membres au sujet du nombre d’heures qu’ils s’attendaient à devoir consacrer pour accomplir chaque activité de production de rapports. Le nombre d’heures total est passé de 3,7 heures à 23,3 heures. Cette augmentation est répartie comme suit :

5.2 Cadre d’analyse pour le secteur de la fabrication du ciment

Scénario de maintien du statu quo

Le scénario de maintien du statu quo établit un portrait de ce à quoi le secteur de la fabrication du ciment ressemblera dans le futur si les normes de rendement relatives aux émissions de NOx et de SO2 ne sont pas mises en œuvre. Comme il a été mentionné précédemment, le scénario de maintien du statu quo tient compte, dans la mesure du possible, des politiques provinciales actuellement en vigueur. Il suppose aussi que le nombre de cimenteries demeurera inchangé au cours de la période d’analyse, à l’exception de l’ouverture d’une nouvelle installation prévue à Port-Daniel—Gascon, au Québec. On prévoit que cette nouvelle cimenterie entrera en exploitation en 2016, que le Règlement soit adopté ou non, et qu’elle fera appel à des technologies de pointe (voir référence 18). Pour cette raison, cette installation ne devrait pas avoir à engager des coûts additionnels pour respecter les normes de rendement.

Le scénario de maintien du statu quo mis à jour établit l’intensité des émissions de NOx et de SO2 pour chacun des fours à clinker en utilisant les niveaux d’intensité des émissions de 2013 comme point de départ. Cette mise à jour tient compte des niveaux d’émission de NOx et de SO2 déclarés par les cimenteries dans l’Inventaire national des rejets polluants (voir référence 19). La démarche utilisée pour estimer les niveaux d’intensité des émissions pour l’année 2013 se résume comme suit :

Scénario réglementaire

Le scénario réglementaire établit les niveaux d’émission de NOx et de SO2 de chaque four pour la période d’analyse, par le biais de l’application de normes de rendement du secteur de la fabrication du ciment.

Il existe un certain nombre de pratiques et de technologies éprouvées dans le secteur de la fabrication du ciment au Canada qui peuvent être utilisées pour se conformer aux normes de rendement en matière d’émissions de NOx et de SO2. Les technologies adoptées pour se conformer aux normes de rendement sont susceptibles de diverger d’une cimenterie à l’autre en fonction de leur capacité et de leurs processus. Ces technologies sont bien établies dans l’industrie du ciment et peuvent être mises en œuvre à un coût relativement faible pour les entreprises.

Cette analyse suppose que chaque cimenterie devant prendre des mesures pour satisfaire aux normes de rendement en matière d’émissions de NOx choisit d’adopter une technologie de réduction sélective non catalytique. Le ministère reconnaît qu’il existe d’autres solutions, que les cimenteries peuvent mettre en œuvre d’autres mesures pour respecter les normes de rendement et que les décisions relatives à ces mesures peuvent être prises au cas par cas. Cependant, les technologies d’assurance de la conformité utilisées pour la présente analyse sont représentatives, car elles semblent être celles le plus souvent mises en œuvre dans le secteur. Elles sont aussi bien établies mondialement en tant que technologies pouvant être ajoutées à un système de four pour réduire les émissions de NOx.

Le ministère prévoit que tous les fours se conformeront aux normes de rendement relatives aux émissions de SO2. Par conséquent, aucun coût différentiel n’est associé aux exigences relatives aux émissions de SO2.

5.3 Impacts différentiels du Règlement

Avantages pour la santé humaine et l’environnement

Au cours des 20 prochaines années, on estime que le Règlement permettra de réduire les émissions de NOx des cimenteries canadiennes d’environ 5 500 tonnes, ce qui représente une réduction peu élevée par rapport aux émissions de NOx de référence du pays. Cependant, aucune modélisation atmosphérique ni analyse des impacts sur la santé n’a été entreprise pour estimer avec précision les avantages possibles pour la santé humaine.

Néanmoins, on prévoit que la réduction des émissions de NOx par les cimenteries résultant du Règlement améliorera la santé des Canadiens. La majorité des émissions de NOx se présentent sous la forme de monoxyde d’azote (rapidement converti en NO2) et de quantités moins importantes de NO2 à proprement parler. On sait que l’exposition aux niveaux ambiants de NO2 a des effets négatifs sur la santé des personnes exposées, augmentant les risques pour la santé et le risque de mortalité prématurée. En outre, les émissions de NOx contribuent à la formation secondaire d’ozone troposphérique et de particules fines. On sait aussi que l’ozone et les particules fines ont de nombreux effets négatifs sur la santé, comme l’exacerbation de l’asthme et d’autres troubles respiratoires, l’augmentation du risque de maladie et du taux d’absentéisme des travailleurs, l’augmentation du nombre de visites à l’urgence et d’hospitalisations en raison de problèmes respiratoires et cardiovasculaires et l’augmentation du risque de mortalité prématurée.

On prévoit que les avantages pour la santé découlant de la réduction de ces émissions l’emporteront sur les coûts qui s’y rattachent. En effet, on estime que les coûts pour réduire les émissions de NOx de 5 500 tonnes dans ce secteur de l’industrie au cours des 20 prochaines années s’élèveront à 10,7 millions de dollars (valeur non actualisée). Pour l’industrie, cela représente des coûts d’environ 2 000 $ par tonne de NOx éliminée. Selon de nombreux règlements et scénarios sur la qualité de l’air analysé par Santé Canada dans le passé, les avantages pour la santé liés à la réduction des émissions de NOx s’élèvent généralement à plus de 2 000 $ par tonne, et souvent beaucoup plus.

En plus d’offrir des avantages pour la santé, l’amélioration de la qualité de l’air découlant de la réduction des émissions de NOx peut présenter des avantages pour l’environnement, notamment les avantages suivants : une augmentation de la productivité agricole, une diminution des coûts de nettoyage en raison de la réduction de la quantité de particules, une meilleure visibilité, des impacts positifs sur les écosystèmes et la faune, ainsi qu’une réduction des émissions d’agents de forçage climatique à courte durée de vie (noir de carbone).

Coûts pour l’industrie
Coûts en capital, d’exploitation et d’entretien

Les coûts en capital ont été modélisés en tant que coûts ponctuels. Le tableau 40 fournit un résumé des coûts en capital des dispositifs de réduction sélective non catalytique et des SMECE en fonction du nombre prévu de fours visés.

Tableau 40 : Coûts en capital pour les cimenteries

Technologie

Nombre d’installations

Coût unitaire (en dollars)

Valeur actualisée totale (2016-2035) (en millions de dollars)

Réduction sélective non catalytique (NOX)

3

1 317 742

3,6

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (surveillance)

2

228 630

0,4

Total des coûts en capital

4,1

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

De 2020 à 2035, inclusivement, on s’attend à ce que les cimenteries doivent également engager des coûts d’exploitation différentiels supplémentaires. Le tableau 41 ci-dessous comprend les coûts d’exploitation associés à chaque technologie antipollution incluse dans l’analyse.

Tableau 41 : Coûts d’exploitation pour les cimenteries

Technologie

Nombre d’installations

Coûts d’exploitation annuels par unité (en dollars)

Valeur actualisée totale (2016-2035) (en millions de dollars)

Réduction sélective non catalytique (NOX)

3

Varient d’une cimenterie à l’autre selon la production de clinker - 0,82 $/tonne de clinker

1,4

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (surveillance)

2

55 000

1,6

Total des coûts d’exploitation et d’entretien

3,0

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

Le total des coûts pour l’installation et l’exploitation des dispositifs de réduction sélective non catalytique sont estimés à 5 millions de dollars (soit 3,6 millions de dollars de coûts en capital plus 1,4 million de dollars de coûts d’exploitation). Ce coût est moins élevé que le total des coûts (23 millions de dollars) figurant dans l’analyse coûts-avantages publiée dans la Partie I de la Gazette du Canada pour le secteur de la fabrication du ciment. Cette différence est attribuée à un nombre moins élevé de fours non conformes et à des coûts d’exploitation moins élevés dans la mise à jour de l’analyse coûts-avantages.

Le total des coûts pour l’installation et l’exploitation des SMECE est estimé à 2 millions de dollars (soit 0,4 million de dollars de coûts en capital plus 1,6 million de dollars de coûts d’exploitation). Ce montant est moins élevé que le total des coûts figurant dans l’analyse coûts-avantages publiée dans la Partie I de la Gazette du Canada pour le secteur de la fabrication du ciment (4 millions de dollars). Cette différence est attribuée à un nombre moins élevé de SMECE requis pour satisfaire aux exigences.

Coûts liés à la production de rapports et à l’administration

Les coûts administratifs comprennent les coûts estimatifs concernant l’apprentissage de la réglementation, la préparation et la présentation de rapports ainsi que la tenue des dossiers (comme il est décrit en détail dans la section sur la règle du « un pour un » ci-dessous). La valeur actualisée des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période est d’environ 142 000 $.

Coûts pour le gouvernement

Les coûts pour le gouvernement des exigences liées au secteur de la fabrication du ciment sont classés dans deux catégories principales : coûts liés à l’application de la loi et coûts administratifs liés au Règlement.

Application de la loi

Le gouvernement assumerait les coûts différentiels liés à la formation, aux inspections et aux mesures relatives aux infractions présumées. Plus précisément, un montant ponctuel d’environ 185 000 $ serait nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. De plus, un montant total annuel cumulatif de 612 000 $ pour la période 2020-2035 serait nécessaire pour les inspections, les enquêtes, les mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et les poursuites. La valeur actualisée du total des coûts liés à l’application de la loi est d’environ 580 000 $.

Administration du Règlement

Il est attendu que le gouvernement assume des coûts administratifs liés à la création d’une infrastructure électronique pour la déclaration visant à appuyer la soumission de rapport de façon continue. La valeur actualisée des coûts administratifs est estimée à environ 860 000 $.

5.4 Résumé des coûts et des avantages : ciment

Tableau 42 : Résumé des coûts et des avantages (millions de dollars, coût actualisé)

Coût différentiel

2016-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total 2016-2035

IMPACTS QUANTIFIÉS

Coûts pour l’industrie

Capital

4,12

0

0

0

4,12

Exploitation

0,54

0,99

0,81

0,68

3,02

Administration

0,03

0,04

0,04

0,03

0,14

Coût total pour l’industrie

4,69

1,04

0,85

0,71

7,28

Coûts pour le gouvernement fédéral

Application de la loi et administration du Règlement

0,42

0,47

0,29

0,25

1,44

Coûts totaux

5,11

1,51

1,14

0,96

8,73

IMPACTS QUALITATIFS

Impacts positifs sur la santé des Canadiens

  • Réduction des risques associés aux décès prématurés
  • Réduction du nombre de visites en salle d’urgence et d’hospitalisations dues à des problèmes cardiaques et respiratoires
  • Diminution du nombre de jours de symptômes d’asthme et d’activité restreinte

Impacts positifs sur l’environnement des Canadiens

  • Diminution des coûts de nettoyage grâce à la réduction des concentrations de particules fines
  • Amélioration de la visibilité
  • Impacts positifs sur les écosystèmes et la faune
  • Réduction des émissions de polluants climatiques de courte durée de vie (noir de carbone)

Impacts positifs sur l’environnement du secteur agricole canadien

  • Augmentation de la productivité agricole

6. Analyse de la concurrence

6.1 Chaudières et fours industriels

Les impacts estimés des coûts de la mise en conformité aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels devraient se répartir entre les différents secteurs comme suit : 35 % pour les sables bitumineux, 23 % pour la production de pâte et papier, 19 % pour les produits chimiques, 11 % pour le pétrole et le gaz en amont, 7 % pour la fusion des métaux communs et moins de 2 % pour les secteurs restants. Conformément aux impacts des secteurs touchés, les coûts estimés devraient se répartir dans tout le pays comme suit : 67 % pour l’Alberta, 5 % pour la Colombie-Britannique, 9 % pour l’Ontario, 7 % pour le Québec, 1 % pour le Nouveau-Brunswick, et 11 % pour la Saskatchewan. L’ensemble des provinces et des territoires devrait tirer profit des normes de rendement, mais la majorité des avantages devraient être reçus en Ontario, au Québec et en Alberta.

Les coûts estimés liés à la conformité devraient être faibles comparativement aux coûts en capital et aux coûts d’exploitation. En ce qui a trait aux unités modernes, l’investissement supplémentaire requis serait faible par rapport au coût de l’unité elle-même (coûts initiaux en capital plus élevés de 1 à 10 %). Les unités représentent un petit pourcentage des coûts globaux en capital d’un projet. Les unités préexistantes qui nécessiteraient des modifications pour satisfaire aux exigences d’émission (c’est-à-dire celles qui sont d’importantes émettrices et qui n’ont probablement aucun système de contrôle des émissions de NOx) auraient un délai pour se conformer d’au plus 20 ans, ce qui signifie que les entreprises seraient en mesure d’aligner leurs investissements sur les cycles de rotation du capital et de répartir les coûts liés à la conformité sur plusieurs années.

Tel qu’il a été mentionné précédemment, le coût différentiel d’un brûleur à faible taux d’émission de NOx utilisé dans cette analyse est estimé à un montant se situant entre 11 000 $ et 970 000 $, en fonction de sa taille (voir référence 22). Sur une base annuelle et compte tenu des coûts d’exploitation, cela représenterait une augmentation des coûts de moins de 0,5 à 1,25 % par rapport au coût annuel moyen d’une unité non conforme. Ce coût différentiel, pour la majorité des entreprises des secteurs concernés, devrait représenter un faible pourcentage des coûts d’exploitation totaux (voir référence 23).

Les normes de rendement visant les chaudières et les fours industriels devraient toucher surtout le secteur des sables bitumineux. D’après la modélisation financière d’une nouvelle installation d’extraction in situ de sables bitumineux prototypique, les exigences des normes de rendement ne modifieraient pas matériellement les paramètres du flux de trésorerie tels que le taux de retour interne du projet et sa valeur actualisée nette. Par exemple, au cours de la durée de vie du projet, le coût d’approvisionnement en pétrole brut (le prix moyen du pétrole requis pour produire un taux de retour interne de 10 %) est augmenté d’au plus 1 ¢ le baril de pétrole produit selon les normes de rendement proposées. Ce degré de changement des coûts ne devrait pas avoir d’incidences sur les décisions d’investissement d’un promoteur de projet. Le ministère a mené de vastes consultations auprès des intervenants de l’industrie et, dans la mesure du possible, a intégré l’information recueillie dans l’analyse.

Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés par les normes de rendement sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour faire face aux coûts réglementaires. Bon nombre des entreprises dans les secteurs à l’étude sont énergivores, exposées à la concurrence internationale et généralement des preneurs de prix de leurs produits. Certaines entreprises, par exemple les installations de production de pâte et papier, subissent actuellement des pressions concurrentielles découlant de la baisse des prix des produits et du changement de structure dans leur secteur.

Pour tenir compte des pressions concurrentielles exercées sur les secteurs touchés, le ministère a cherché à réduire le plus possible les impacts négatifs en offrant des approches souples en matière de conformité, notamment un délai maximal de 20 ans pour modifier les chaudières et les fours industriels préexistants. Ce délai permettrait aux entreprises de planifier les investissements de manière à les faire coïncider avec le calendrier d’entretien des installations, réduisant ainsi leurs coûts globaux. Par conséquent, on s’attend à ce que la capacité concurrentielle des entreprises de chacun des secteurs ne change pas à la suite de la mise en œuvre des normes de rendement et que la dynamique du marché demeure un facteur beaucoup plus déterminant de la compétitivité des secteurs. Pour les chaudières et les fours industriels, nouveaux et existants, les exigences rigoureuses concernant les limites d’émission du Règlement se comparent également à celles visant de l’équipement semblable qui sont imposées aux concurrents de certains secteurs aux États-Unis. 

Dans l’ensemble, les coûts liés à la conformité associés aux normes devraient avoir des impacts très faibles sur les paramètres des décisions d’investissement et de production. Les mesures de la profitabilité sont davantage touchées par les coûts totaux en capital, les coûts d’exploitation, les coûts de maintien en capital, les coûts de transport des produits et des variables plus volatils telles que le prix de l’énergie et le taux de change.

6.2 Moteurs

Les impacts estimés des coûts de la mise en conformité aux normes de rendement proposées pour les moteurs devraient se répartir entre les différents secteurs comme suit : 88 % pour le secteur du pétrole et du gaz en amont et 12 % pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel. Conformément aux impacts des secteurs touchés, les coûts estimés devraient se répartir dans tout le pays comme suit : 12 % pour la Colombie-Britannique, 73 % pour l’Alberta, 10 % pour la Saskatchewan, 3 % pour l’Ontario et 2 % pour les autres provinces. Même si les avantages devraient être générés dans l’ensemble des provinces et des territoires, la plupart d’entre eux le seront en Alberta.

Les coûts estimés devraient être faibles comparativement aux coûts en capital et aux coûts d’exploitation. En ce qui a trait aux moteurs modernes, le Règlement est comparable à la réglementation actuelle de l’EPA des États-Unis, qui a été adaptée de façon à rendre compte des conditions propres au Canada, comme les conditions météorologiques et l’emplacement des moteurs. Il est donc peu probable que le Règlement crée un désavantage concurrentiel par rapport à l’industrie états-unienne. En ce qui concerne les moteurs préexistants, les normes de rendement proposées offrent une souplesse importante relativement à la mise en œuvre et au calendrier; les exigences incluent la possibilité pour les entreprises de se conformer en optant pour un calcul de la moyenne annuelle, et la limite la plus stricte en matière d’émissions des moteurs préexistants n’entre en vigueur que 10 ans après la mise en œuvre. Ces dispositions aideraient à réduire le risque de capitaux non recouvrables et permettraient aux entreprises de planifier leur mise en conformité à l’aide de calendriers d’entretien et de cycles de rotation du capital.

Puisque les droits des pipelines sont réglementés par l’Office national de l’énergie, les entreprises pourraient détenir une certaine capacité de transférer les coûts réglementaires si les coûts de service augmentaient, mais il n’est pas prévu que l’impact soit important en raison des faibles coûts et de la souplesse associée aux normes de rendement proposées.

De manière générale, les coûts totaux non actualisés des normes de rendement proposées durant la période représenteraient une petite augmentation par rapport aux dépenses nettes du secteur du pétrole et du gaz (par exemple le coût brut total pour 20 ans équivaut à environ 0,1 % des dépenses nettes récentes de l’industrie en un an (voir référence 24), bien que les coûts puissent varier selon les entreprises touchées). En outre, les coûts nets pour les entreprises relatifs aux normes de rendement proposées sont susceptibles d’être réduits grâce à des économies de carburant.

Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés par les normes de rendement proposées sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour faire face aux coûts réglementaires. Le secteur du pétrole et du gaz en amont et les entreprises qui en font partie sont généralement des preneurs de prix et ne seraient donc pas en mesure de refiler les coûts aux consommateurs. De plus, le secteur du pétrole et du gaz en amont est une industrie cyclique, et les prix du pétrole et du gaz sont à leur plus bas niveau depuis plusieurs années à cause de la croissance de l’offre de pétrole qui dépasse la demande ces dernières années à l’échelle mondiale. Les facteurs les plus déterminants de la position du secteur canadien en termes d’investissement par rapport à ses concurrents sont les coûts en capital et les coûts d’exploitation, de même que les prix du marché. L’importance de ces coûts réglementaires est faible par rapport aux autres paramètres de la dynamique des marchés et, par conséquent, les coûts réglementaires ne devraient pas influer considérablement sur les décisions d’investissement ou de production au Canada.

6.3 Impacts cumulatifs

Les impacts estimés des coûts cumulatifs de la mise en conformité associée au Règlement devraient se répartir entre les différents secteurs comme suit : 77 % pour le secteur du pétrole et du gaz en amont et le secteur des sables bitumineux, 10 % pour le secteur des pipelines, 6 % pour le secteur de production de pâte et papier, 5 % pour le secteur des produits chimiques et moins de 2 % pour chacun des secteurs restants.

Le secteur du pétrole et du gaz en amont est le seul secteur pour lequel les coûts liés à la conformité ont été estimés à la fois selon les exigences visant les chaudières et les fours industriels et celles visant les moteurs. Depuis juin 2014, le prix du pétrole a diminué considérablement, ce qui a entraîné des pertes d’emploi, des réductions dans les investissements et un ralentissement de la croissance économique au Canada, particulièrement dans les provinces dépendantes du secteur pétrolier. Dans ce contexte, le ministère a considéré les effets cumulatifs des exigences visant les chaudières et les fours industriels et des exigences visant les moteurs sur l’industrie pétrolière et gazière. Il est important de tenir compte du fait que l’industrie du pétrole et du gaz est hautement cyclique et que, bien que les prix du pétrole soient actuellement bas, de nombreux analystes ne s’attendent pas à ce que les prix demeurent à ce niveau dans le futur. On ne sait toutefois pas quand les prix du pétrole se rétabliront.

Les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des sables bitumineux feront face à la majorité des coûts de mise en conformité associés aux exigences visant les chaudières et les fours industriels (plus de 25 millions de dollars en coûts cumulatifs en capital de 2016 à 2025 dans le cas du secteur des sables bitumineux, et 9 millions de dollars pour le secteur du pétrole et du gaz en amont). De même, le secteur du pétrole et du gaz en amont subit le gros des coûts cumulatifs liés à la conformité aux exigences visant les moteurs (220 millions de dollars en coûts cumulatifs en capital de 2016 à 2025). Plusieurs grandes entreprises pétrolières et gazières pourraient devoir satisfaire aux exigences de la réglementation si elles produisent du pétrole et du gaz traditionnels ainsi que des sables bitumineux. Il s’agirait généralement de grandes entreprises puisque le secteur des sables bitumineux est composé principalement de grandes entreprises.

En dépit des défis que doit relever le secteur du pétrole et du gaz en amont, les coûts estimés du règlement pour ces secteurs, lorsqu’ils sont envisagés ensemble, ne devraient pas avoir un impact important sur la compétitivité des secteurs ou changer les décisions d’investissement ou de production des entreprises pétrolières et gazières. Par exemple, l’Association canadienne des producteurs de pétrole estime que les dépenses en capital dans l’industrie pétrolière et gazière (y compris le secteur des sables bitumineux) totaliseront 31 milliards de dollars en 2016, ce qui représente une baisse marquée par rapport aux 81 milliards de dollars dépensés en 2014. Par comparaison, les coûts totaux attendus en capital pour les secteurs du pétrole et du gaz en amont et des sables bitumineux en vue de la conformité à la réglementation devraient être d’un total de 306 millions de dollars cumulativement de 2016 à 2025. Si les dépenses en capital continuaient, au cours des 10 prochaines années, au niveau relativement bas prévu pour 2016, les dépenses totales en capital (non ajustées pour tenir compte de l’inflation) totaliseraient 310 milliards de dollars en 2025. Selon un tel scénario, les coûts en capital associés à la réglementation représenteraient un coût différentiel de moins de 0,1 % au cours des 10 prochaines années. De plus, le Règlement devrait permettre des économies de carburant pour le secteur du pétrole et du gaz en amont qui compenseraient les coûts de mise en conformité. Enfin, la réglementation prévoit des solutions souples de mise en conformité afin de réduire le fardeau financier et de permettre aux entreprises d’aligner les investissements sur les cycles de rotation du capital.

De manière générale, le secteur du pétrole et du gaz en amont est une industrie cyclique, et les prix du pétrole et du gaz sont à leur plus bas niveau depuis plusieurs années à cause de la croissance de l’offre de pétrole qui dépasse la demande ces dernières années à l’échelle mondiale. Les facteurs les plus déterminants de la position du secteur canadien en termes d’investissement par rapport à ses concurrents sont les coûts en capital et les coûts d’exploitation, de même que les prix du marché. Comme l’importance de ces coûts réglementaires est faible par rapport à celle des autres paramètres de la dynamique des marchés et que la souplesse des solutions de conformité offertes aux entreprises réglementées est grande, les coûts réglementaires ne devraient pas influer considérablement sur les décisions d’investissement ou de production au Canada.

Règle du « un pour un »

En plus des efforts que les parties réglementées devront déployer pour être en conformité avec les normes de rendement du Règlement, plusieurs tâches administratives obligatoires devront aussi être effectuées. Le ministère a estimé le fardeau administratif différentiel qui résultera du Règlement. Dans l’ensemble, les calculs du fardeau administratif pour chaque ensemble de normes de rendement incluent la familiarisation avec le Règlement, la planification, la collecte, le traitement et la transmission de renseignements, la saisie de données dans les formulaires et la consignation des données requises par le gouvernement fédéral afin de démontrer la conformité au Règlement (voir référence 25).

Comme le Règlement devrait se traduire par une augmentation nette du fardeau administratif, aux termes de la règle du « un pour un » du gouvernement fédéral, l’initiative réglementaire est considérée comme un « AJOUT ». Selon le modèle des coûts standard du Conseil du Trésor et en utilisant un taux d’actualisation de 7 % (voir référence 26), le coût administratif annualisé prévu pour toutes les entreprises soumises au Règlement est d’environ 273 535 $ (en dollars canadiens de 2012).

Plus précisément :

Comme seuls les efforts différentiels sont attribués au Règlement, les estimations du fardeau administratif diffèrent selon les provinces qui ont déjà des exigences en matière de production de rapports. Les composantes propres à chaque secteur ou groupe d’équipement sont les suivantes.

Chaudières et fours industriels

Les coûts qui suivent sont réputés être subis par 260 installations exploitant un total de 819 chaudières et fours industriels préexistants. Le taux de rémunération utilisé pour estimer les coûts est d’environ 42 $ de l’heure (moyenne horaire pondérée).

Coûts ponctuels
  1. La familiarisation avec les exigences administratives (4 à 4,5 heures par installation ou 1,3 à 1,5 heure par rapport de classification pour une chaudière ou un four industriel préexistant);
  2. Le calcul des données ainsi que la préparation, la vérification, les breffages, la signature, la consignation et la soumission de renseignements aux fins d’un rapport de classification pour une chaudière et un four industriel préexistant :
    • a. installation située dans des provinces qui ont mis en œuvre des règlements régissant les chaudières et les fours industriels (c’est-à-dire Québec et Alberta) :
      • i. classe 40 (4,5 heures par rapport),
      • ii. classe 70 et classe 80 (5,5 heures par rapport);
    • b. installations situées dans des provinces qui n’ont mis en œuvre aucun règlement régissant les chaudières et les fours industriels — classe 40 (5,5 heures par rapport), classe 70 et classe 80 (6,5 heures par rapport).
Coûts récurrents
  1. La familiarisation avec les exigences administratives (4 à 4,5 heures par installation ou 1,3 à 1,5 heure par rapport initial en vue d’une chaudière ou d’un four industriel de transition ou moderne).
  2. Le calcul des données, ainsi que la préparation, la vérification, les breffages, la signature, la consignation et la soumission de mises à jour au ministère :
    • a. pour un rapport de changement dû à une modification apportée à une exigence administrative, à un remplacement du type de carburant ou à la mise hors fonction d’une unité (1,5 à 3 heures par rapport);
    • b. pour un rapport initial visant des chaudières ou des fours industriels de classe 70 et de classe 80 (modification effectuée) 3 heures par rapport];
    • c. pour un rapport initial visant des chaudières ou des fours industriels de transition ou modernes :
      • i. installation située dans des provinces qui ont mis en œuvre des règlements régissant les chaudières et les fours industriels (c’est-à-dire Québec et Alberta) [3,5 heures par rapport],
      • ii. installations situées dans des provinces qui n’ont pas mis en œuvre de règlements régissant les chaudières et les fours industriels (4,5 heures par rapport);
    • d. pour un rapport de conformité (2,5 heures par rapport).
Moteurs

Les coûts qui suivent sont réputés être subis par 440 entreprises exploitant un total de 6 300 moteurs préexistant. Le taux de rémunération utilisé pour estimer les coûts est d’environ 42 $ de l’heure (moyenne horaire pondérée).

Coûts ponctuels
  1. La familiarisation avec les exigences administratives (5 heures par entreprise).
  2. La préparation, la vérification, les breffages, la signature et la soumission de renseignements pour être versés au registre des moteurs pour les moteurs préexistants (3,25 heures par entreprise et 0,75 heure par moteur préexistant ayant une puissance de plus de 250 kW).
  3. Le calcul, la consignation et la déclaration des résultats des essais de référence pour les moteurs préexistants qui nécessitent des essais d’émissions (0,85 heure par essai d’émissions de référence).
  4. L’envoi d’un avis au ministre dans le cas du choix d’utiliser la moyenne annuelle (0,5 heure par entreprise).
  5. La soumission des valeurs d’émission assignées aux moteurs préexistants pour inclusion dans le registre des moteurs dans le cas du choix d’utiliser la moyenne annuelle (0,25 heure par moteur préexistant ayant une puissance de plus de 250 kW).
Coûts récurrents
  1. La préparation, la vérification, les breffages, la signature et la soumission de mises à jour dans le registre des moteurs si des changements surviennent (1,5 heure par entreprise et 0,44 heure par mise à jour; les mises à jour comprennent le nombre moyen de moteurs modernes installés chaque année et les modifications aux informations de 5 % des moteurs préexistants exploités chaque année).
  2. Le calcul de la moyenne annuelle (1 heure par entreprise et 0,25 heure par moteur préexistant ayant une puissance de plus de 250 kW).
  3. Le calcul des résultats des essais d’émissions de référence pour les moteurs modernes et des essais d’émissions en cours pour tous les moteurs (0,5 heure par essai).
  4. La préparation, la vérification, les breffages, la signature et la soumission d’un rapport annuel (1,5 heure par entreprise, 0,25 heure par essai d’émissions, 0,25 heure par vérification des émissions pour chaque moteur à mélange pauvre, 0,25 heure par moteur à faible utilisation pour récupérer les informations sur les heures de fonctionnement [les moteurs à faible utilisation comptent pour 5 % des moteurs couverts], 0,44 heure par moteur ayant une puissance de plus de 250 kW pour récupérer les informations sur les heures de fonctionnement et vérifier les informations requises aux fins du calcul de la moyenne annuelle).
  5. La consignation de renseignements (0,1 heure par essai d’émissions et vérification des émissions, 0,1 à 0,45 heure par moteur couvert).
Secteur de la fabrication du ciment

Les coûts qui suivent sont réputés être subis par les 15 cimenteries existantes couvertes et la nouvelle cimenterie. Le taux de rémunération utilisé pour estimer les coûts est d’environ 42 $ par heure (moyenne horaire pondérée).

Coûts ponctuels
  1. La familiarisation avec les exigences administratives (3,5 heures par entreprise).
  2. La modification des renseignements de base des cimenteries (1 heure par entreprise).
  3. La préparation, la récupération et la vérification des données antérieures pour inclusion dans le rapport de conformité (1,4 heure par entreprise).
Coûts récurrents
  1. La récupération des données de production et des données d’émissions tirées du SMECE (6 heures).
  2. L’évaluation, le calcul et la vérification des données recueillies (6 heures).
  3. La déclaration ou la soumission des données (1 heure).
  4. L’organisation de réunions à l’interne pour discuter de la déclaration (2,8 heures).
  5. La copie, la distribution et la consignation (1,6 heure).

Lentille des petites entreprises

L’objectif de la lentille des petites entreprises consiste à favoriser une meilleure analyse des réalités des petites entreprises et leur consultation dès les premières étapes de la conception des règlements et à prendre en considération des solutions souples en matière de conformité qui réduisent au minimum les coûts pour les petites entreprises exploitées au Canada.

Chaudières et fours industriels

En ce qui concerne les chaudières et les fours industriels, le Règlement comprend un seuil visant uniquement les équipements ayant une capacité nominale supérieure à 10,5 GJi/h. Ce seuil de capacité devrait exclure toutes les petites entreprises utilisant des chaudières et des fours industriels; la lentille des petites entreprises ne s’applique donc pas aux dispositions sur les chaudières et les fours industriels.

Moteurs

Une première initiative de consultation a eu lieu à l’automne 2012, soit avant la publication du Règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada. Le ministère a communiqué avec le directeur général de l’Explorer and Producer Association of Canada (EPAC), association qui représente les entrepreneurs du secteur pétrolier et gazier. L’EPAC a confirmé qu’il existait de petites entreprises actives dans le secteur, mais n’a pas été en mesure de fournir les renseignements sur le nombre de petites entreprises exploitant des moteurs.

À l’époque, selon des bases de données de l’industrie et deux séries distinctes de communication aux petites entreprises dans le secteur du pétrole et du gaz, le ministère estimait qu’il y avait en tout 280 entreprises qui exploitaient potentiellement des moteurs et qui pouvaient être classées en tant que petites entreprises (revenus annuels bruts de 30 000 $ à 5 millions de dollars). Toutes ces petites entreprises potentielles pour lesquelles des coordonnés étaient disponibles dans la base de données ont été invitées aux séances d’information tenues en 2012, mais aucune n’y a participé. Un sondage a également été envoyé à ces entreprises, mais peu d’entre elles y ont répondu.

En raison du manque d’information, le RÉIR du projet de règlement publié le 7 juin 2014 indiquait que le ministère proposerait d’exclure les petites entreprises des exigences visant les moteurs préexistants et que le ministère chercherait à collaborer avec ces dernières en vue de l’introduction d’une exclusion pratique.

Parmi les efforts de communication après la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada figuraient :

Les petites entreprises dans le secteur qui ont répondu aux initiatives de communication du ministère n’exploitaient pas de moteurs ou exploitaient des moteurs ayant une capacité inférieure au seuil de puissance indiquée dans le projet de règlement (250 kW).

Afin de tenir compte de la possibilité que certaines petites entreprises possédant ou exploitant des moteurs ayant une capacité supérieure au seuil de puissance ne se soient pas encore manifestées ou que des moteurs à plus forte puissance puissent être détenus ou exploités par de petites entreprises dans le futur, une exclusion explicite des petites entreprises par rapport aux exigences visant les moteurs préexistants a été ajoutée au Règlement.

Analyse de flexibilité réglementaire

En l’absence d’une exclusion implicite, lorsqu’une petite entreprise détient ou exploite des moteurs préexistants ayant une puissance d’au moins 250 kW, il est présumé que l’entreprise choisirait de se conformer à l’approche par moteur, parce que cela représente la solution la plus rentable pour les entreprises détenant peu de moteurs. Ainsi, les moteurs devraient être enregistrés et modifiés pour devenir conformes au Règlement et faire l’objet d’essais de rendement. La production de rapports et la tenue de dossiers sont aussi exigées.

Afin de permettre une certaine flexibilité réglementaire aux petites entreprises détenant ou exploitant des moteurs préexistants ayant une puissance d’au moins 250 kW, le Règlement prévoit une exclusion pour les entreprises qui se sont identifiées auprès du ministère. Afin de bénéficier de l’exclusion, le moteur doit avoir un seul propriétaire ou exploitant. La petite entreprise, y compris les personnes morales qui lui sont affiliées, doit avoir un revenu annuel brut de 5 millions de dollars ou moins et sa flotte de moteurs doit avoir une puissance totale qui n’est pas supérieure à 1 MW. Les petites entreprises peuvent demander d’être exclues des exigences relatives aux moteurs préexistants en fournissant des renseignements qui montrent leur admissibilité à l’exclusion une fois aux trois ans. Les moteurs préexistants exploités par des entreprises admissibles n’ont pas à se conformer à une limite d’émission et ne sont pas assujettis aux exigences relatives à l’enregistrement et à la transmission de rapports. Cette solution donne aux petites entreprises la flexibilité de détenir ou d’exploiter des moteurs de grande puissance qui autrement auraient été mis à niveau et aurait fait l’objet d’essai de rendement, ce qui entraîne une diminution du fardeau administratif et des coûts liés à la conformité.

Le tableau 43, ci-dessous, indique les coûts administratifs et les coûts liés à la conformité pour la solution par moteur (solution initiale) et la solution de l’exclusion (solution flexible) pour une petite entreprise qui détient ou exploite des moteurs préexistants ayant une puissance d’au moins 250 kW. Il a été présumé que l’entreprise détient ou exploite un moteur à mélange pauvre qui émet moins que la norme d’émission de NOx et un moteur à mélange riche qui doit être mis à niveau d’ici 2026.

Tableau 43 : Coûts administratifs et de conformité pour la solution par moteur et la solution de l’exclusion pour une petite entreprise qui détiendrait ou exploiterait deux moteurs préexistants visés par le Règlement.

 

Par moteur (solution initiale)

Exclusion (solution flexible)

Brève description

  • Exigences en matière de consignation des renseignements et production de rapports concernant les essais de rendement
  • La solution la plus rentable pour les entreprises qui détiennent ou exploitent quelques moteurs (en l’absence d’une exclusion)
  • Envoi et consignation de renseignements qui montrent l’admissibilité de l’entreprise (une fois aux trois ans)
  • Aucun coût lié à la conformité
 

Moyenne annualisée (en dollars)

Valeur actualisée (en dollars)

Moyenne annualisée (en dollars)

Valeur actualisée (en dollars)

Coûts liés à la conformité

Coûts en capital

3 852

72 000

0

0

Coûts d’exploitation, d’entretien et d’essais

11 373

244 307

0

0

Coûts administratifs

Envoi et consignation de renseignements qui montrent l’admissibilité de l’entreprise

0

0

34

591

Enregistrement, production de rapports et consignation des renseignements

147

2 841

0

0

Coût total par petite entreprise

15 373

319 148

34

591

Considérations à l’égard des risques

Aucun risque

Faible risque

Remarque : L’estimation des coûts a été faite à l’aide du modèle de prévision des coûts standard, en dollars canadiens de 2012, avec un horizon de 20 ans et un taux d’actualisation de 3 %. Le détail des calculs est disponible sur demande.

Le tableau 43 indique que les coûts pour les petites entreprises exploitant des moteurs préexistants dans le cadre de la solution de l’exclusion sont presque complètement éliminés. La solution de l’exclusion impose à une petite entreprise des coûts annualisés de 34 $. Les risques pour l’environnement associés à la solution flexible sont faibles; étant donné que le secteur du pétrole et du gaz est dominé par de grandes entreprises et que le ministère n’a identifié aucune petite entreprise qui pourrait bénéficier des cette exclusion. Par conséquent, le ministère ne s’attend pas à ce qu’un grand nombre de moteurs soient exclus en vertu de ces dispositions. Toute augmentation des émissions de NOx serait donc limitée et ne compromettrait pas les avantages liés au Règlement.

Secteur de la fabrication du ciment

Toutes les cimenteries au Canada sont entièrement ou partiellement détenues et exploitées par de grandes sociétés multinationales. Par conséquent, le projet de règlement n’imposerait aucun coût administratif ou de conformité direct aux petites entreprises.

Consultation

Les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux ainsi que les représentants des entreprises, les associations de l’industrie, les fabricants d’équipement, les entreprises de mise à niveau, les entreprises spécialisées en essais et les ONG ont travaillé ensemble durant de nombreuses années à l’élaboration d’un nouveau système canadien de gestion de la qualité de l’air.

Des fonctionnaires fédéraux ont travaillé en étroite collaboration avec les intervenants intéressés ainsi qu’avec les provinces à l’élaboration d’un cadre de travail national sur la gestion de la pollution de l’air et d’un système complet de gestion de l’air. Le cadre de travail a été élaboré en 2009 et 2010 au moyen d’un processus de prise de décisions fondé sur le consensus. Durant plus de deux ans, dans le cadre du système complet de gestion de l’air, plus de 300 représentants ont participé aux discussions portant sur l’élaboration des EBEI. Les groupes de travail ont élaboré des recommandations préliminaires quant aux exigences relatives aux émissions industrielles pour neuf secteurs et un type d’équipement industriel. L’approche des EBEI a été acceptée par la plupart des organisations ayant participé aux discussions, bien que les OGN ont exprimé leur préférence pour des normes plus contraignantes.

En 2012, les ministres canadiens de l’Environnement, dans le cadre de discussions du Conseil canadien des ministres de l’Environnement (CCME), ont convenu d’aller de l’avant avec le cadre de travail du SGQA, qui a remplacé le cadre de travail du système complet de gestion de l’air. Plusieurs organisations non gouvernementales de premier plan en matière d’environnement et de santé à l’échelle nationale ont participé à l’élaboration de ce système et ont appuyé la création de règlements fédéraux. Cependant, ce ne sont pas toutes les organisations non gouvernementales qui appuient les exigences de base des EBEI, et certaines, au cours des discussions au sein de leur groupe de travail, étaient pour des normes de rendement plus contraignantes.

Après mars 2012, les groupes de travail sur les EBEI ont été dissous et le ministère a entamé des discussions techniques, préalables à l’adoption du règlement, avec les provinces, les territoires et les parties potentiellement réglementées, sur la mise en œuvre des EBEI. Dans certains cas, les organisations non gouvernementales ont été invitées à participer à ces activités. Les intervenants ayant participé aux discussions sur les EBEI ont été invités à examiner les documents de travail et à transmettre leurs commentaires au ministère aux fins d’examen. Le ministère a aussi transmis des documents aux membres du Comité de protection et de planification relatives à l’environnement du CCME et les a informés des progrès réalisés concernant le projet de règlement.

En juin 2014, le gouvernement du Canada a publié le projet de règlement intitulé Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques dans la Partie I de la Gazette du Canada, en vue d’une période de consultation publique de 60 jours. Les intervenants et les parties concernées ont été désignés et avisés par courrier, courriel et téléphone de la publication du projet de règlement et de la tenue de la période de commentaires. Un communiqué de presse et d’autres documents ont été publiés sur le site Web du ministère pour aviser les parties concernées et leur communiquer des documents. À la suite de la publication du projet de règlement, le ministère a organisé un grand nombre de séances de consultation, de réunions et de webinaires à l’intention de plus de 500 représentants de plus d’une centaine d’entreprises pour les informer du projet de règlement.

Étant donné que les exigences du règlement pourraient avoir une incidence sur les pratiques commerciales internationales, le ministère a transmis, en juin 2014, un avis au Comité des obstacles techniques au commerce de l’Organisation mondiale du commerce. Cet avis faisait notamment référence à la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, et à la période de consultation publique connexe. Aucun des commentaires reçus par le ministère ne faisait référence à cet avis transmis au Comité des obstacles techniques au commerce.

Au cours de la période de consultation publique de 60 jours, le ministère a reçu 58 présentations de la part d’entreprises, d’associations industrielles, de provinces, de fabricants d’équipement, de firmes d’ingénierie, d’entreprises de mise à niveau de l’équipement, d’experts-conseils en essais environnementaux et du grand public. Les commentaires reçus par le ministère portaient sur divers aspects du projet de règlement ainsi que sur le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR). Plusieurs intervenants ont formulé des commentaires sur des dispositions particulières, leur intention et leur fonction. Dans plusieurs commentaires, les intervenants ont suggéré que des améliorations soient apportées aux dispositions administratives du projet de règlement. Bon nombre de ces commentaires n’ont eu aucune incidence sur l’objectif stratégique global du règlement, mais ont néanmoins été pris en considération au moment de la rédaction du texte définitif du règlement.

Depuis la fin de la période de consultation publique en 2014, le ministère a assuré un suivi auprès des intervenants du secteur des chaudières et des fours industriels, du secteur des moteurs stationnaires et du secteur du ciment, ainsi que des partenaires provinces et territoriaux. En particulier, les agents du ministère ont :

Pendant la période de consultation, le ministère n’a reçu aucun avis d’opposition, qui aurait pu mener à constitution d’une commission de révision, conformément à l’article 333 de la LCPE.

Le ministère a fait des efforts pour répondre à tous les commentaires reçus pendant la période de consultation publique de 60 jours. Le REIR présente un résumé des principaux commentaires et les réponses du ministère. Le document « Document d’accompagnement sur les réponses aux commentaires relatifs au RMSPA », publié sur le site Web ministériel au http://www.ec.gc.ca/ lcpe-cepa/fra/reglements/DetailReg.cfm?intReg=220, qui contient d’autres commentaires et réponses détaillés.

A. Commentaires liés aux définitions et au champ d’application

Interprétation

1.1 Le règlement stipule qu’un « agent autorisé » est un dirigeant de société autorisé à agir au nom de la société afin de se conformer aux exigences réglementaires. Des intervenants ont demandé que la définition d’« agent autorisé » soit modifiée pour qu’elle soit plus claire et adaptée à ces circonstances particulières. Par exemple, permettre qu’un « agent autorisé » soit un employé de la société et non uniquement un dirigeant. Ils ont aussi demandé que les entrepreneurs soient reconnus à titre d’« agents certificateurs ».

Réponse : Le ministère n’a pas modifié le texte réglementaire par suite de ce commentaire. L’élargissement de la définition dans le but d’inclure des personnes autres que les dirigeants de société pourrait nuire à l’obligation de rendre compte des personnes visées par le règlement. De plus, la définition d’« agent autorisé » concorde avec celle que l’on retrouve dans d’autres règlements du ministère (par exemple Règlement sur les carburants renouvelables, DORS/2010-189).

1.2 Les intervenants ont suggéré que la définition d’« installation de production de métaux communs » soit modifiée afin de correspondre aux définitions que l’on retrouve dans d’autres textes de contrôle du ministère (par exemple Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)  Avis obligeant l’élaboration et l’exécution de plans de prévention de la pollution à l’égard de certaines substances toxiques émises par les fonderies et raffineries de métaux communs et les usines de traitement du zinc).

Réponse : Le ministère n’a pas modifié le texte réglementaire par suite de ce commentaire. Les définitions d’« installation de production de métaux communs » qui figurent dans l’avis relatif aux plans de prévention de la LCPE (1999) mentionné ci-dessus (code de réf. P2BMS) et dans le Code de pratiques écologiques pour les fonde- ries et raffineries de métaux communs (2006, SPE 1/MM/11 E) est plus restrictive que la définition du règlement et pourrait ne pas englober certaines installations existantes et les installations qui seront construites après l’enregistrement du règlement. Par conséquent, la définition qui figure dans le règlement décrit avec plus de précision l’application du règlement aux installations existantes et nouvelles.

1.3 Plusieurs intervenants ont fait des commentaires au sujet de la définition de « chaudière ». Ils proposent notamment davantage d’exclusions et l’utilisation d’un langage plus clair, par exemple en ce qui concerne la description des « fluides caloporteurs ».

Réponse : Le ministère n’a pas modifié le texte réglementaire par suite de ce commentaire. L’ajout d’exclusions et d’exceptions ainsi que l’utilisation d’une formulation différente auraient pour effet de modifier la définition servant à décrire une « chaudière », ce qui pourrait entraîner l’exclusion de chaudières que nous avons l’intention de réglementer en vertu du règlement.

Partie 1 – Chaudières et fours industriels

Interprétation

2.1 Dans plusieurs commentaires, l’industrie exprime ses préoccupations au sujet de l’équipement de transition. Des commentaires reçus informent le ministère que la définition d’équipement de transition est ambiguë et mentionnent qu’une période de deux ans pour l’application de la période de transition ne suffit pas.

Réponse : Le texte réglementaire a été modifié par suite de ces commentaires. La définition d’équipement de transition a été clarifiée; elle différencie maintenant les chaudières et les fours industriels qui sont préfabriqués de ceux qui ne le sont pas. Le terme préfabriqué est défini dans le règlement et renvoie à un équipement presque prêt à être utilisé dans une installation.

Aussi, la période prévue pour l’équipement de transition non préfabriqué a été prolongée de deux à trois ans à compter de la date d’enregistrement du règlement. Notez qu’une année additionnelle à la période de transition qui aurait obligé certains équipements à rencontrer les obligations en matière d’émissions publiées dans le texte du projet de règlement paru dans la Partie I de la Gazette du Canada, sont maintenant assujettis à des obligations de transition moins contraignantes. En ayant plus d’équipement assujetti à des obligations moins contraignantes, nous pourrions observer une diminution des réductions prévues. Cependant, les résultats de la modélisation indiquent que les modifications ne devraient pas changer de manière importante la réduction des émissions de NOx.

Application

2.2 Un certain nombre d’intervenants ont demandé que les chaudières à biomasse, les générateurs de vapeur à récupération de chaleur, les chaudières fonctionnant ensemble comme une seule unité avec des unités de cokéfaction fluide et l’équipement conçu pour brûler un gaz de haut fourneau ou un gaz de four à coke soient ajoutés à la liste des chaudières et fours industriels exclus dans le règlement.

Réponse : Le texte réglementaire a changé par suite de ces demandes. Ces types d’équipement spécialisé ont été ajoutés à la liste des chaudières et fours industriels exclus. Chaque demande reçue pour exclure un type d’équipement a été examinée, en évaluant le pour et le contre des questions techniques, économiques et les arguments de principe pour chaque type de chaudière ou de four industriel. En particulier:

2.3 Un certain nombre d’intervenants ont demandé que les chaudières auxiliaires dans les centrales électriques, l’équipement à combustion utilisé principalement pour faciliter les réactions chimiques, les chaudières temporaires, les chaudières de secours, l’équipement dans les installations extracôtières, les chaudières au monoxyde de carbone et les fours industriels pour solution de saumure soient ajoutés à la liste des chaudières et fours industriels exclus.

Réponse : Aucun changement n’a été apporté au texte réglementaire par suite de ces demandes. Chaque demande d’exclusion d’un type particulier d’équipement a été examinée séparément, et les arguments techniques, économiques et politiques en faveur et contre l’exclusion de ces types de chaudière ou de four industriel ont été analysés. Les renseignements et les données supplémentaires envoyés au ministère durant la période de commentaires n’appuyaient pas les demandes d’exclusion de ces types de chaudière ou de four industriel du règlement.

Essai

2.4 Un grand nombre d’intervenants de l’industrie ont demandé plus de flexibilité pour la détermination de l’intensité des émissions de NOx de leur équipement, notamment qu’il soit possible que les données sur l’intensité des émissions d’une pièce d’équipement représentent l’intensité des émissions d’une autre pièce d’équipement identique, ou que l’intensité des émissions d’une cheminée commune représente l’intensité des émissions des pièces individuelles de l’équipement qui rejettent du NOx par cette cheminée.

Réponse : Le texte réglementaire a changé par suite de ce commentaire. Le règlement permet maintenant l’utilisation de données sur l’intensité des émissions d’une pièce d’équipement comme données de substitution pour d’autres pièces d’équipement (préexistant, de transition ou moderne) identiques. Le règlement permet aussi l’utilisation de l’intensité des émissions mesurée dans une cheminée commune pour le classement des pièces d’équipement individuel préexistantes qui rejettent du NOx par cette cheminée. Le ministère est d’avis que l’utilisation de ces données de substitution, selon les paramètres exigés par le règlement, offre une représentation fidèle des mesures de l’intensité des émissions de NOx prescrites qui sont exigées par le règlement et donc ne changera pas de façon importante le nombre de chaudières et de fours industriels préexistants de classe 70 ou de classe 80 (équipement dont l’intensité des émissions de NOx a été établie à plus de 70 g/GJ et à plus de 80 g/GJ) aux termes de ce règlement. Il convient de noter que, dans le texte réglementaire, le terme « d’origine » n’est plus utilisé pour décrire les chaudières et les fours industriels mis en service avant l’enregistrement du règlement; il a été remplacé par « préexistant », un terme qui assure la clarté et l’uniformité dans l’ensemble du règlement.

2.5 L’industrie a demandé que l’intensité des émissions de l’équipement préexistant, dont la capacité nominale est inférieure ou égale à 105 GJi/h, soit estimée à l’aide des facteurs d’émission de l’EPA des États-Unis plutôt qu’à l’aide des résultats réels des essais. Les facteurs d’émission de l’EPA des États-Unis sont des estimations de l’intensité des émissions, fondées sur des statistiques tirées d’équipement en service. L’utilisation des facteurs d’émission ferait en sorte qu’aucun équipement préexistant dont la capacité nominale est inférieure ou égale à 105 GJi/h ne ferait partie de la classe 70 ou de la classe 80.

Réponse : Aucun changement n’a été fait au texte réglementaire par suite de ces commentaires. Les facteurs d’émission de l’EPA des États-Unis ne peuvent pas être utilisés pour l’évaluation de l’intensité des émissions de NOx des chaudières et des fours industriels préexistants dont la capacité nominale est inférieure ou égale à 105 GJi/h et supérieure ou égale à 10,5 GJi/h. L’intensité des émissions de ces équipements doit être mesurée directement ou au moyen de l’une des méthodes indiquées dans le règlement.

2.6 Certains intervenants de l’industrie se sont dit préoccupé par la proposition exigeant que tous les équipements préexistants doivent être classifiés comme Classe 40, Classe 70, ou Classe 80 dans les 12 mois suivants l’enregistrement du règlement. Ces intervenants ont indiqué que 12 mois ne suffisent pas pour certaines entreprises qui possèdent ou exploitent un grand nombre de chaudières et de fours industriels, ou celles qui n’ont pas l’infrastructure nécessaire afin d’effectuer les essais pour déterminer l’intensité d’émission de NOx de leurs équipements.

Réponse : Le texte réglementaire a changé en raison de ces préoccupations. Quatre dispositions additionnelles facilitent maintenant la conformité à cette exigence soit en accordant plus de temps pour classifier l’équipement ou en offrant plus d’options de classification. Ces nouvelles dispositions n’ont pas d’incidences sur les réductions des émissions de NOx qui découleront de ce règlement. Selon les circonstances, ces dispositions permettent aux entités réglementées les flexibilités suivantes :

2.7 Des représentants de l’industrie ont transmis leurs préoccupations au sujet de l’exigence proposée selon laquelle les essais sur les émissions de NOx devaient être complétés durant la même année civile que celle de la mise en service de l’équipement (moderne, de transition) ou de la remise en service de l’équipement (classe 70 ou classe 80 après une modification importante). Cette exigence pourrait entraîner des situations où il serait impossible de respecter les exigences réglementaires associées à ces essais, pour l’équipement mis en service (ou remis en service) vers la fin de l’année. Pour certains équipements, en raison du mauvais temps éventuel à l’automne et en hiver, les conditions d’essai pourraient être dangereuses pour les personnes qui effectuent ces essais. Des situations incontrôlables pourraient empêcher la réalisation des essais avant le 31 décembre.

Réponse : Le texte réglementaire a changé par suite de ces commentaires. Le règlement exige maintenant que les essais sur les émissions de NOx se fassent dans les six mois de la mise en service (ou de la remise en service), ou au plus tard le 25 mai de l’année civile suivante, selon la plus éloignée de ces dates. Ce changement donne la flexibilité demandée par l’industrie et est sans effet sur la conformité et sur la réduction des émissions.

2.8 Dans leurs commentaires, un certain nombre d’intervenants de l’industrie ont remis en question la nécessité des essais sur les émissions de NOx chaque fois que le combustible passe du gaz naturel à un autre combustible gazeux.

Réponse : Le texte réglementaire a changé par suite de ces commentaires. Le ministère accepte qu’une fréquence d’essais moins grande soit suffisante pour démontrer la conformité. Dans le cas d’équipement dont la production est inférieure ou égale à 105 GJi/h, le règlement exige qu’un essai sur l’intensité des émissions de NOx soit fait pour le gaz naturel et un pour un autre combustible gazeux. Pour l’équipement dont la production est supérieure à 105 GJi/h, le règlement prévoit un essai sur l’intensité des émissions de NOx soit fait pour le gaz naturel, et qu’un essai soit fait chaque année pour l’autre combustible gazeux.

2.9 Des intervenants de l’industrie ont proposé que le règlement n’oblige pas l’utilisation du Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE) pour la détermination de l’intensité des émissions des gros équipements de transition parce que, dans certaines provinces, une telle obligation ne cadre pas avec les exigences.

Réponse : Le texte réglementaire a été modifié par suite de cette proposition. Le règlement permet, dans certaines circonstances, l’utilisation d’essais en cheminée pour vérifier l’équipement de transition ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJi/h.

2.10 Des intervenants de l’industrie ont demandé que le règlement offre la possibilité de changer la désignation de classe 80 d’une chaudière ou d’un four industriel dont l’intensité des émissions de NOx déterminée initialement était supérieure à 80 g/GJ, en présentant des résultats d’essais démontrant que l’intensité des émissions est inférieure à 80 g/GJi.

Réponse : Le texte réglementaire a été modifié par suite de ce commentaire. Le règlement permet maintenant à la personne responsable de désigner provisoirement une chaudière ou un four industriel préexistants comme étant de classe 80, puis avant le 31 décembre 2022, de déterminer de nouveau la classe de ces équipements par le biais d’essais de rendements en cheminé ou SMECE. Ceux-ci seront reclassés si les essais montrent que l’intensité de leurs émissions est inférieure à 80 g/GJi. Cette souplesse additionnelle n’aura aucun effet sur les émissions.

Entretien, fonctionnement et conception

2.11 Des intervenants de l’industrie ont demandé l’élimination de la norme de conception, selon laquelle les chaudières et les fours industriels modernes produisant plus de 262,5 GJi/h devaient être conçus pour émettre beaucoup moins (voir référence 27) que les limites d’émission prescrites. Selon plusieurs intervenants, une norme de conception pour les chaudières et les fours industriels serait difficile à mettre en œuvre.

Réponse : Le texte réglementaire a été modifié par suite de ces commentaires. L’exigence concernant la norme de conception a été éliminée. Le ministère est d’accord avec l’industrie sur le fait que cette exigence pourrait nuire au rendement de l’équipement et nécessiter un changement de technologie radical qui pourrait facilement se révéler plus coûteux et plus difficile sur le plan technique que l’utilisation de brûleurs à faible taux d’émission de NOx dans les chaudières et les fours industriels modernes.

Analyse coûts-avantages

2.12 Plusieurs intervenants ont indiqué que le ministère sous-estimait considérablement le coût d’installation de brûleurs à faible taux d’émission de NOx. Selon l’un d’entre eux, le coût allait même au-delà de la mise de fonds pour les brûleurs, les veilleuses d’allumage, les pièces de rechange, etc. Le coût devrait comprendre l’achat et l’installation de coalesceurs de gaz de combustion avec des fondations en béton, le remplacement de la tuyauterie, l’espacement des brûleurs, un nouveau système de contrôle et les travaux techniques, etc. Un autre commentaire portait sur l’impossibilité de changer les brûleurs originaux d’un système par des brûleurs différents ou nouveaux conçus pour émettre moins de NOx en raison des risques pour la sécurité et l’environnement.

Réponse : Les coûts liés à la conformité ont été revus. L’analyse coûts-avantages prévoit maintenant que tous les fours industriels et chaudières de classe 70 et de classe 80 devront être mis à niveau pour être conformes au règlement. Quatre-vingts pour cent des unités mises à niveau nécessiteront des modifications importantes pour pouvoir accepter des brûleurs à faible taux d’émission de NOx. Le coût en capital pour les chaudières et les brûleurs est calculé d’après une fonction linéaire de la taille, et un facteur de coût d’installation total est utilisé pour déterminer le coût d’installation total. La sous-section 3.1 porte sur les changements dans les coûts en capital et les coûts d’installation.

2.13 Un intervenant a mentionné que la technologie des brûleurs à faible taux d’émission de NOx nécessite un entretien accru si l’on veut éviter que le bec des brûleurs, beaucoup plus petit, ne se colmate.

Réponse : Le ministère reconnaît que les chaudières et les fours à combustibles mixtes nécessitent des mesures d’entretien supplémentaires pour empêcher le colmatage du bec des brûleurs à faible taux d’émission de NOx, mais on ne s’attend pas à ce qu’il y ait de problème avec l’équipement fonctionnant au gaz naturel, soit la très grande majorité des chaudières et des fours industriels touchés. L’hypothèse selon laquelle il n’y aurait pas de coût de fonctionnement différentiel a donc été retenue.

2.14 Un représentant de l’industrie des produits chimiques a signalé que la quantité projetée de chaudières et de fours en Ontario ne correspond pas à ce à quoi il s’attendait. Les conditions en Ontario laissent supposer qu’une augmentation de la demande serait satisfaite par les importations. De plus, on ne s’attend pas à ce que la croissance prévue à l’échelle nationale dans le secteur des produits chimiques (une hausse de 44 %) se réalise. Dans la Partie I de la Gazette du Canada, la quantité de chaudières et de fours industriels visés par la réglementation dans le secteur des produits chimiques au Canada passerait de 71 à 102.

Réponse : Au cours de l’été 2015, l’Association canadienne de l’industrie de la chimie, en consultation avec le ministère, a indiqué que la chute des prix du pétrole brut aurait un effet positif sur la demande dans le secteur des produits chimiques. L’Association s’attend à ce que la demande augmente de 3,9 % en 2016. On s’attend à ce que la production augmente pour satisfaire à la demande. Les projections économiques à court terme jusqu’en 2019 pour tous les secteurs sont étalonnées selon les projections du secteur privé tirées du rapport de mars 2015 sur l’Enquête du ministère des Finances auprès des prévisionnistes économiques du secteur privé. Au-delà de 2019, les principales hypothèses économiques à long terme sont fondées sur le rapport du ministère des Finances intitulé Mise à jour des projections économiques et budgétaires, produit en 2014. Les prévisions relatives aux projets majeurs d’approvisionnement en énergie, tirées du rapport Avenir énergétique du Canada en 2016 de l’Office national de l’énergie, ont été intégrées au modèle pour les variables et les hypothèses clés (par exemple, production et prix du pétrole et du gaz). Depuis la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada, les projections en matière de demande en énergie et d’émissions pour tous les secteurs ont été mises à jour dans le modèle 3EC avec les plus récentes hypothèses (voir ci-dessus). Selon les nouvelles projections, dans le secteur de la fabrication des produits chimiques, le nombre de chaudières et de fours industriels devrait passer de 57 à 90 d’ici 2035, ce qui représente une augmentation de 58 %, ou un taux de croissance annuelle de 2,3 %. Parmi les équipements additionnels, seuls cinq nouveaux fours et chaudières sont prévus en Ontario dans les 20 prochaines années.

La croissance sectorielle est projetée en fonction des hypothèses économiques mentionnées ci-dessus et en consultation avec les experts des différents secteurs du ministère.

2.15 Plusieurs intervenants ont affirmé que les chaudières et les fours industriels n’ont pas une durée de vie déterminée. Avec un bon entretien, ces équipements peuvent durer presque indéfiniment, et les coûts liés à la conformité devraient refléter tous les coûts de mise à niveau, et non seulement le coût différentiel associé à un brûleur à faible taux d’émission de NOx.

Réponse : Le ministère a revu l’hypothèse portant sur la durée de vie utile des chaudières et des fours industriels de plus de 105 GJ/h. Aux fins de cette analyse, les équipements de plus de 105 GJ/h dureront au moins jusqu’après le délai d’analyse, en 2035. On présume donc que tous les fours et chaudières de classe 80 et de classe 70 seront mis à niveau pour atteindre la norme d’émission. Les coûts de mise à niveau sont calculés en fonction de la taille et tiennent compte des cas où des changements importants doivent être apportés aux installations et aux équipements. Une durée de vie utile de 40 ans a été retenue pour les équipements de moins de 105 GJ/h. Celle-ci concorde avec l’information fournie par les fabricants d’équipement et avec la répartition de l’âge des équipements de l’inventaire.

2.16 Dans le cadre des dispositions réglementaires visant les chaudières et les fours industriels, un intervenant de l’industrie a fait remarquer que la mise à niveau des équipements pourrait désavantager l’industrie canadienne sur le plan de la concurrence avec les États-Unis, parce que ces derniers n’ont pas à mettre à niveau l’équipement existant dans les zones de conformité aux normes atmosphériques.

Réponse : De nombreux secteurs soumis aux exigences en matière de chaudières et de fours industriels sont en concurrence avec les producteurs des États-Unis, et la position concurrentielle de ces secteurs varie avec la capacité des entreprises des différents secteurs à absorber les coûts liés à la réglementation. Pour tenir compte de cet élément, le ministère a cherché à réduire au minimum les effets négatifs de la position concurrentielle des industries touchées par un assouplissement des exigences en matière de conformité, dont des préavis de 10 ans pour la modification des chaudières et des fours préexistants. Ce délai supplémentaire permettra aux entreprises de prévoir les investissements et de les faire coïncider avec les calendriers d’entretien, en vue de réduire leurs coûts globaux.

Partie 2 – Moteurs

Champ d’application

3.1 Des intervenants ont demandé à ce que les moteurs utilisés dans les secteurs de l’aluminium, du raffinage du pétrole et des produits forestiers ou les moteurs qui entraînent les génératrices soient exclus de la portée du règlement. D’autres intervenants ont appuyé une couverture plus complète, et ont indiqué que tous les moteurs modernes devraient être visés par le règlement, pas seulement ceux qui sont utilisés par les secteurs industriels, mais aussi ceux qui sont utilisés pour des applications commerciales, institutionnelles et agricoles.

Réponse : Le règlement vise les moteurs modernes situés dans des installations industrielles, peu importe que ces moteurs soient utilisés pour entraîner une génératrice, un compresseur ou une pompe. Cette décision résulte de discussions approfondies avec l’industrie, les gouvernements provinciaux et territoriaux et des organismes non gouvernementaux du secteur de l’environnement, qui ont eu lieu dans le cadre des discussions sur les EBEI. Le cadre de travail sur les SGQA ne portait pas sur les émissions des secteurs commercial, institutionnel et agricole, et ne comportait pas de consultation auprès des utilisateurs de moteurs dans ces secteurs. Pour les moteurs modernes, les normes de rendement sont comparables à la norme NSPS actuelle de l’EPA des États-Unis pour les moteurs à combustion interne stationnaires à allumage commandé (qui vise également les moteurs non industriels), et ont été adaptées aux conditions canadiennes, telles que le climat et l’emplacement des moteurs. Les normes équivalent également aux exigences de la Colombie-Britannique, qui est l’instance gouvernementale ayant les limites les plus contraignantes au Canada.

Obligations

3.2 Des intervenants ont indiqué qu’un délai de deux ans devrait être accordé pour le respect des exigences du règlement lorsque les moteurs sont acquis auprès d’autres propriétaires. Ce délai permettrait au nouveau propriétaire ou au nouvel exploitant de mettre à niveau les moteurs en vue de satisfaire à la moyenne annuelle pour son parc élargi, de planifier des essais de rendement et d’enregistrer les moteurs nouvellement acquis. Dans le projet de règlement, la personne responsable doit s’assurer que tous les moteurs de son parc satisfont aux exigences, peu importe leur date d’acquisition.

Réponse : Le texte réglementaire a changé à la suite de ces commentaires. Les changements offrent la flexibilité requise pour la détermination des dates auxquelles les essais de rendement des moteurs nouvellement acquis doivent être effectués, et pour la mise à niveau des moteurs qui ne sont pas déjà dotés d’une technologie antipollution. Un délai de deux ans aurait entraîné des problèmes quant à l’administration du règlement en permettant à un nombre considérable de moteurs d’être exemptés des exigences réglementaires, ce qui aurait donné lieu à des émissions accrues. Cependant, des mesures ont été ajoutées par souci de flexibilité, et sont expliquées ci-après :

  1. Lorsqu’un moteur est acquis, tout essai de rendement qui aurait normalement été requis peut être reporté, mais doit être effectué d’ici la fin de la période de trois mois qui suivent l’acquisition. Cette mesure a été ajoutée pour accorder à la personne responsable le temps de transférer les dossiers et de planifier les essais des moteurs nouvellement acquis.
  2. Une personne responsable qui opte pour la moyenne annuelle a trois mois pour désigner les moteurs nouvellement acquis comme appartenant à un sous-groupe et pour attribuer la valeur d’émission à utiliser pour le calcul de la moyenne annuelle; cette désignation et cette attribution prennent effet rétroactivement à la date d’acquisition.
  3. Les moteurs nouvellement acquis n’ayant jamais été dotés d’une technologie antipollution garantissant que les émissions sont inférieures ou égales à 10 g/kWh sont exemptés de l’obligation de satisfaire aux exigences du règlement concernant les moteurs pendant une période de neuf mois. Si les moteurs n’ont pas été mis à niveau et enregistrés avant la fin du délai de grâce, les moteurs pourront rétroactivement être jugés non conformes. Cette période de grâce laisse du temps aux propriétaires et aux exploitants pour déterminer quels sont les moteurs qui exigent des modifications et pour effectuer ces dernières.

3.3 Le projet de règlement prévoit des obligations moins strictes pour les moteurs désignés comme moteurs à faible utilisation par le propriétaire ou l’exploitant. Le choix de désigner un moteur comme étant un moteur à faible utilisation ne pouvait être fait qu’une seule fois pour éviter la possibilité d’alterner de manière répétitive entre les désignations de moteur à utilisation régulière et de moteur à faible utilisation, et d’ainsi profiter d’obligations moins strictes même lorsqu’un moteur est utilisé de manière régulière. Des intervenants ont suggéré qu’un propriétaire ou un exploitant soit autorisé à désigner un moteur comme étant un moteur à faible utilisation une fois tous les trois ans. Les intervenants ont aussi suggéré que la désignation d’un moteur comme moteur à faible utilisation soit permise en tout temps durant une année donnée, à condition que le moteur ait été utilisé comme moteur à faible utilisation durant la première partie de cette année.

Réponse : Le ministère a changé le texte réglementaire par suite de ces commentaires afin d’offrir une flexibilité accrue. Le texte réglementaire autorise désormais une personne responsable à désigner un moteur comme moteur à faible utilisation une fois tous les trois ans, et cette désignation peut avoir lieu à tout moment de l’année. La fréquence de la désignation étant limitée à trois ans, diminuant les préoccupations concernant l’alternance entre les types de désignation.

3.4 Le projet de règlement offrait aux propriétaires et aux exploitants l’option de remplacer un ou plusieurs moteurs préexistants ayant été retirés du groupe par un ou plusieurs moteurs modernes de remplacement ou par une turbine de remplacement ou un moteur électrique de remplacement afin de respecter la limite relative à la moyenne annuelle. Pour chaque remplacement qui allait survenir, le moteur moderne, la turbine ou le moteur électrique devait être inclus dans le groupe dans un délai maximum d’un an suivant le jour où le moteur préexistant était retiré du groupe. Selon le projet de règlement, pour chaque remplacement qui allait survenir, les moteurs modernes de remplacement devaient avoir une puissance totale égale ou inférieure à la puissance totale des moteurs retirés du groupe. Cette limite avait été établie pour éviter les situations où un moteur moderne de forte puissance remplacerait un moteur préexistant de faible puissance, ce qui réduirait la moyenne annuelle sans pour autant entraîner une réduction réelle des émissions totales.

Des intervenants ont demandé la suppression de cette limite de puissance maximale pour les moteurs modernes de remplacement inclus dans la moyenne annuelle.

Réponse : Le ministère a changé le texte réglementaire à la suite de ces commentaires. Le terme unité de remplacement comprend maintenant tous les moteurs modernes, turbines ou moteurs électriques qui remplacent des moteurs préexistants dans le groupe aux fins de la moyenne annuelle. Bien qu’il y ait désormais une limite de puissance maximale pour toutes les unités de remplacement, des dispositions permettent davantage de flexibilité quant au respect de cette limite. Le règlement n’impose plus de limite de puissance maximale pour chaque remplacement unique qui surviendra. À la place, la limite de puissance maximale s’applique à tous les remplacements, en les considérant comme un ensemble plutôt que comme des actions uniques. En réalité, le concept d’une banque de puissance a été ajouté. Chaque fois qu’un moteur préexistant est retiré du groupe, sa puissance est ajoutée en banque. La puissance totale de l’ensemble des unités de remplacement ne peut pas dépasser la puissance mise en banque. Il est à noter que le ministère a aussi éliminé la limite de temps de un an pour le remplacement d’un moteur préexistant, puisque cette nouvelle limite de puissance doit être respectée en tout temps pour tous les remplacements.

Les dispositions du règlement concernant les remplacements sont conçues pour fournir aux propriétaires ou aux exploitants la flexibilité dont ils ont besoin pour gérer leur groupe de moteurs préexistants sans compromettre les avantages pour l’environnement du règlement. L’élimination de la limite de puissance aurait permis aux propriétaires ou aux exploitants de satisfaire à leurs obligations de conformité sans avoir à réduire les émissions de leur groupe de moteurs préexistants.

3.5 Des intervenants ont commenté les exigences en matière d’essai de rendement introduites dans le projet de règlement. Le texte réglementaire indiquait que les essais de rendement devaient être effectués conformément aux méthodes de l’EPA des États-Unis, mais pas à la même fréquence. La fréquence de ces essais dépend du type de moteur, soit à mélange pauvre ou à mélange riche. Les commentaires exprimaient des positions contraires et on comptait parmi les suggestions : des essais moins fréquents pour les moteurs qui ont déjà réussi deux essais; l’harmonisation de la fréquence des essais aux normes de l’EPA des États-Unis afin que la fréquence soit la même pour les moteurs à mélange riche et à mélange pauvre; une augmentation de la fréquence d’essai pour les moteurs à mélange pauvre; et des exemptions d’essai pour les moteurs situés dans des sites isolés, car transporter des gaz d’étalonnage jusqu’à ces sites peut être problématique. Certains intervenants ont aussi suggéré une réduction de la fréquence des essais de rendement lorsque les propriétaires ou les exploitants choisissent d’effectuer des vérifications des émissions plus fréquentes, mais moins rigoureuses, entre les essais de rendement.

Réponse : Le texte réglementaire a changé par suite de ces commentaires. Le ministère a proposé une solution offrant à l’industrie des options en matière d’essai sans que les avantages pour l’environnement soient compromis du RMSPA.

L’approche pour les moteurs à mélange riche prévoit une fréquence d’essai par défaut et une fréquence optionnelle. La fréquence par défaut demeure la même que celle qui a été publiée dans le projet de règlement : un essai de rendement est requis tous les neuf mois, ou après 4 380 heures de fonctionnement, selon la première de ces éventualités. De manière optionnelle, l’essai de rendement peut être effectué aux 36 mois ou apr