Vol. 152, no 7 — Le 17 février 2018

Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel

Fondement législatif

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

Ministères responsables

Ministère de l’Environnement
Ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie des règlements.)

Enjeux

Il faudra d’importants investissements dans le secteur de l’électricité en raison de l’élimination progressive de l’utilisation du charbon pour produire de l’électricité au Canada. Les décisions d’investissements nécessaires pour renforcer la capacité de production d’électricité sont complexes et englobent des analyses de plusieurs facteurs, comme les prévisions de la demande d’énergie/de capacité et de la tarification/des contraintes du marché, ainsi que des comparaisons économiques (par exemple le coût de fonctionnement et le coût de renonciation (voir référence 1) des différents moyens de production d’électricité). Il faut faire preuve de clarté concernant les exigences réglementaires qui pourraient toucher le secteur afin de contribuer à créer un climat propice à l’investissement et d’encourager des investissements suffisants dans une nouvelle capacité de la génération électrique.

En vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE], le gouvernement du Canada (le gouvernement) propose le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel (le projet de règlement), qui établit des normes précises de rendement pour contrôler les émissions de dioxyde de carbone (CO2) des groupes de production d’électricité à partir du gaz naturel nouveaux ou considérablement modifiés au Canada.

Contexte

Le gouvernement s’est engagé à réduire les émissions de gaz à effet de serre (voir référence 2) (GES) pour atténuer les répercussions des changements climatiques. En 2016, le Canada a ratifié l’Accord de Paris (voir référence 3), s’engageant à réduire de 30 % les émissions globales de GES sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Pendant la même année, les premiers ministres des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux ont publié le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques (voir référence 4), qui englobe un engagement à accroître les sources d’électricité propre, appuyé par des investissements dans l’infrastructure et par des règlements sur la production d’électricité alimentée au charbon et au gaz naturel.

Le 17 décembre 2016, le ministère de l’Environnement (le Ministère) a publié dans la Partie I (voir référence 5) de la Gazette du Canada un avis d’intention qui indiquait son intention d’accélérer l’élimination progressive de la production d’électricité alimentée au charbon au Canada de 2044 à 2030 (voir référence 6) en modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon (voir référence 7). Cette intention serait concrétisée par la modification de la réglementation actuelle qui exigerait que les groupes de production d’électricité alimentés au charbon respectent une limite d’émissions de 420 tonnes de CO2 par gigawattheure (420 t de CO2/GWh) (voir référence 8) d’électricité produite au plus tard en 2030. La proposition de modifier le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et le projet de règlement sont développés en parallèle afin d’assurer que la nouvelle capacité de production d’électricité qui remplacera la production d’électricité alimentée au charbon sera conforme aux normes d’émissions réalisables.

Production d’électricité au Canada

La production, le transport et la distribution de l’électricité au Canada sont principalement réglementés par les gouvernements provinciaux. Ces derniers exercent leur compétence par l’entremise de ministères provinciaux de l’énergie qui réglementent les services publics de l’État et, dans certaines provinces, par l’entremise d’exploitants indépendants de réseaux qui gèrent des entreprises privées de production d’électricité et qui mènent leurs activités dans des marchés d’électricité déréglementés. Certains grands utilisateurs industriels d’électricité, comme les producteurs de pétrole et de gaz et les fabricants d’aluminium, ont des installations de production d’électricité qui répondent à leurs propres besoins. Le gouvernement fédéral joue un rôle de soutien, y compris dans l’investissement dans la recherche et le développement et en appuyant la commercialisation de nouvelles technologies. De plus, le gouvernement fédéral a l’autorité sous la LCPE de réglementer les émissions de dioxyde de carbone (voir référence 9).

Le secteur canadien de l’électricité se compose de producteurs de services publics et de producteurs de services autres que publics qui produisent de l’électricité (voir référence 10). En 2015, ces services ont généré environ 580 térawattheures (TWh) d’électricité. On estime que d’ici 2035, dans un scénario de maintien du statu quo, la génération d’électricité sera de 634 TWh (voir référence 11). En 2015, environ 80 % de l’électricité était produite à partir de sources qui n’émettaient pas de GES (par exemple la génération nucléaire, éolienne et hydroélectrique) et 20 % à partir de sources qui émettaient des GES (par exemple combustion de charbon et combustion de gaz naturel). On estime que d’ici 2035, dans un scénario de maintien du statu quo, environ 82 % de l’électricité serait produite à partir de sources non émettrices et 18 % de sources émettrices au Canada.

En 2015, environ 19 % des émissions globales de GES du secteur de l’électricité du Canada provenaient de la production d’électricité alimentée au gaz naturel (voir référence 12). Principalement en raison de l’élimination progressive de l’utilisation du charbon dans la production d’électricité au Canada, on estime que d’ici 2035, dans un scénario de maintien du statu quo, ce pourcentage augmenterait pour atteindre environ 74 %. Toutefois, selon les estimations, dans un scénario de maintien du statu quo, les émissions de GES du secteur de l’électricité dans l’ensemble devraient diminuer pour passer d’environ 79 mégatonnes (Mt) (voir référence 13) en 2015 à 33 Mt en 2035, soit une diminution d’environ 46 %.

Le gouvernement du Canada a un objectif de 90 % de production d’électricité non émettrice d’ici 2030 et, pour y arriver, il accélérera l’élimination de l’électricité au charbon d’ici 2030 et investira dans l’infrastructure verte et dans la recherche et le développement de technologie énergétique propre. Le Canada fait partie d’une tendance mondiale d’augmentation de la production d’électricité renouvelable. Selon Bloomberg New Energy Finance, les sources d’énergie renouvelables devraient représenter près des trois quarts des 10,2 billions de dollars que le monde investira dans de nouvelles technologies de production d’énergie jusqu’en 2040. En 2015, plus d’argent a été investi dans le monde entier dans l’énergie renouvelable (325 milliards de dollars américains) que dans la nouvelle génération d’énergie à partir de combustibles fossiles (253 milliards de dollars américains). Depuis 2010, aux États-Unis, le coût de l’énergie éolienne terrestre a chuté de plus de 50 % et, à l’échelle mondiale, les coûts de l’énergie solaire ont chuté de plus de 70 %.

Capacité de production d’électricité à partir du gaz naturel

Plusieurs facteurs portent à croire que la production d’électricité alimentée au gaz naturel au Canada augmentera à l’avenir. Ces facteurs incluent le faible prix du gaz naturel, en raison de l’augmentation de la production de gaz de schiste et de réservoir étanche en Amérique du Nord, la fermeture des centrales alimentées au charbon, le rôle des centrales à mise en opération rapide alimentées au gaz naturel appuyant l’intégration des sources renouvelables dans le réseau électrique (voir référence 14), et l’augmentation de la demande en électricité au Canada. De plus, l’infrastructure canadienne d’approvisionnement en gaz naturel est bien développée et la capacité de production alimentée au gaz naturel peut être augmentée par petites étapes afin de mieux correspondre à la demande.

Résumé des technologies de production d’électricité alimentées au gaz naturel

Le gaz naturel peut être brûlé dans une turbine à gaz, une chaudière ou un moteur à pistons pour produire de l’électricité. Le nombre de turbines à gaz au Canada devrait augmenter dans un avenir rapproché, car il est généralement convenu que cette technologie est la plus rentable économiquement pour remplacer la capacité de génération d’électricité alimentée au charbon. Le nombre de chaudières alimentées au gaz naturel a connu un déclin constant principalement dû à la plus grande efficacité des turbines à gaz. Actuellement, il n’y a aucun moteur à pistons au Canada qui serait visé par la portée du projet de règlement. Un aperçu des technologies utilisées pour produire de l’électricité à partir du gaz naturel au Canada est présenté ci-dessous.

Chaudières : Dans ces groupes, le combustible est brûlé dans une chaudière pour convertir l’eau en vapeur. La vapeur produite fait tourner une turbine à vapeur qui pousse une génératrice à produire de l’électricité. Les chaudières peuvent brûler divers combustibles, y compris le charbon, le coke de pétrole, le mazout lourd, le gaz naturel et la biomasse, seuls ou combinés.

Moteurs à combustion : Il existe deux différents types de moteurs à combustion qui pourraient brûler du gaz naturel pour produire de l’électricité et qui sont considérés : (1) les moteurs à turbine à gaz; (2) les moteurs à pistons.

(1) Une turbine à gaz est un moteur à combustion interne qui fonctionne par rotation plutôt que par mouvement alternatif. Les turbines à gaz comptent quatre composantes majeures : un compresseur, une chambre de combustion, une turbine de travail et un alternateur. Ces groupes composent la grande majorité de la production d’électricité à partir du gaz naturel. Une turbine à gaz peut être utilisée pour produire de l’électricité seule (configuration à cycle simple) ou combinée à une turbine à vapeur (configuration à cycle combiné). Les systèmes à cycle combiné sont considérablement plus efficaces que les groupes à cycle simple; toutefois, les systèmes à cycle simple peuvent être requis pour certaines conditions opérationnelles.

(2) Dans les moteurs à pistons, le combustible est brûlé dans un cylindre, activant un piston connecté à un vilebrequin. Le vilebrequin transforme le mouvement linéaire du piston en mouvement rotatif du vilebrequin. Dans le cas de la production d’électricité, les moteurs à pistons sont raccordés à des alternateurs pour produire l’électricité. Ces groupes ne représentent pas une grande part de la production d’électricité à partir du gaz naturel au Canada.

L’option technologique de la conversion des chaudières au charbon à l’alimentation au gaz naturel (charbon-au-gaz) pour la génération d’électricité

Les annonces récentes faites par TransAlta et ATCOenergy en Alberta sur le fait d’aller de l’avant avec la conversion charbon-au-gaz suggèrent que celle-ci est une option viable pour remplacer la génération d’électricité alimentée au charbon. Cette option procurera une transition du charbon à court terme (5 à 10 ans). Durant cette période, l’Alberta (voir référence 15) planifie développer et mettre en service de nouvelles sources renouvelables de génération d’électricité (comme la génération d’énergie hydroélectrique, éolienne et solaire) de même que de nouveaux groupes alimentés au gaz naturel. Les conversions :

L’annonce des plans de l’Alberta d’adopter dans l’avenir un cadre du marché de la capacité offre un cadre clé pour favoriser la faisabilité économique à court terme des conversions charbon-au-gaz. Dans un marché de la capacité, les groupes reçoivent un certain revenu, qu’ils fonctionnent ou pas en échange d’une disponibilité garantie d’électricité au besoin. En raison de l’offre future de gaz naturel anticipée en Alberta, les conversions charbon-au-gaz annoncées devraient également permettre un accès permanent et abordable au gaz naturel. Ces facteurs s’additionnent pour soutenir la faisabilité économique des conversions charbon-au-gaz en Alberta.

Bien que le rendement du capital investi à court terme dans les groupes charbon-au-gaz convertis soit jugé adéquat (sur une période de 2 à 5 ans après les mises en fonction des groupes convertis), il existe un éventail de facteurs techniques et commerciaux qui suggèrent que ces groupes, si convertis entre 2020 et 2023 tel qu’il est prévu, pourraient ne pas être en marche très longtemps au-delà de 2030. Les mises à niveau planifiées lors des conversions, ainsi que l’entretien subséquent des groupes charbon-au-gaz convertis, laissent penser que la durée de vie utile de ces groupes ne se prolongerait que de 5 à 10 ans, en fonction de l’efficacité de la chaudière au charbon et son âge au moment de la conversion. D’ici 2030, l’Alberta s’attend à produire 30 % de son électricité à partir de sources renouvelables et de nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel mis en fonction (c’est-à-dire à cycle combiné). La durée de vie utile attendue ainsi que la configuration du marché de l’électricité en Alberta permettent de penser que des technologies de génération d’électricité moins efficaces telles les conversions charbon-au-gaz seraient probablement remplacées par des technologies plus efficaces de génération d’électricité.

Des conversions charbon-au-gaz dans les autres provinces touchées par le projet de règlement (c’est-à-dire le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse et la Saskatchewan) n’ont pas été annoncées et sont donc jugées improbables. Les facteurs qui pourraient influencer les conversions charbon-au-gaz au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse incluent les coûts liés à un accès additionnel, permanent et abordable au gaz naturel étant donné que les infrastructures en gaz naturel ne sont actuellement pas en place. En Saskatchewan, les facteurs qui pourraient influencer les conversions pourraient inclure les coûts de fonctionnement inférieurs d’autres sources de production ainsi que le coût d’opportunité des solutions de rechange comme le captage et le stockage de carbone, la co-combustion avec la biomasse et les sources renouvelables. Toutefois, si des conversions charbon-au-gaz devaient avoir lieu dans ces provinces, le projet de règlement ne devrait pas avoir une incidence considérable puisque les normes de rendement seraient alignées sur celles généralement réalisables des conversions charbon-au-gaz.

Objectifs

Les objectifs du projet de règlement limitant les émissions de CO2 provenant de la génération de l’électricité alimentée au gaz naturel sont d’assurer que les groupes alimentés au gaz naturel nouveaux ou convertis soient assujettis à des normes de performance en matière d’émissions réalisables. Ce faisant, le projet de règlement fournirait une certitude au niveau de la rigueur des normes de performance. Ceci devrait faciliter la planification et les prises de décisions en matière d’investissement associées à une stratégie globale d’éliminer graduellement la génération d’électricité alimentée au charbon et la construction de nouvelles capacités de génération électrique alimentées au gaz naturel au Canada.

Description

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement (limites fondées sur l’intensité des émissions de CO2) aux groupes nouveaux ou considérablement modifiés de production d’électricité à partir du gaz naturel, y compris les moteurs à combustion et les chaudières (voir référence 18). Les groupes considérablement modifiés comprennent les moteurs à combustion qui brûlent du gaz naturel, mis à niveau pour accroître leur capacité, et les groupes qui brûlaient du charbon, convertis pour brûler du gaz naturel afin de produire de l’électricité.

1. Normes de rendement applicables aux groupes de moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés

Les normes de rendement applicables aux groupes de moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés comprenant un ou plusieurs moteurs à combustion d’une capacité supérieure à 150 mégawatts (MW) (voir référence 19) seraient établies selon une moyenne annuelle et seraient de 420 t de CO2 pour chaque gigawattheure d’électricité produite. Les normes de rendement applicables aux groupes de moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés comprenant des moteurs à combustion d’une capacité de 25 MW ou plus et de 150 MW ou moins seraient également établies selon une moyenne annuelle et seraient de 550 t de CO2 pour chaque gigawattheure d’électricité produite.

Le projet de règlement s’appliquerait aux groupes de moteurs à combustion (y compris les turbines à gaz et les moteurs à pistons) qui remplissent les conditions suivantes :

2. Normes de rendement applicables aux groupes de chaudières au gaz naturel nouveaux

Les normes de rendement applicables aux groupes de chaudières au gaz naturel nouveaux seraient établies selon une moyenne annuelle et seraient de 420 t de CO2 pour chaque gigawattheure d’électricité produite. Le projet de règlement s’appliquerait aux groupes de chaudières au gaz naturel nouveaux qui remplissent les conditions suivantes :

3. Normes de rendement applicables aux chaudières alimentées au charbon considérablement modifiées afin d’être alimentées au gaz naturel pour générer de l’électricité

Les normes de rendement applicables aux chaudières alimentées au charbon qui cessent l’utilisation du charbon comme carburant (voir référence 24) mais qui continuent d’opérer en utilisant le gaz naturel pour générer de l’électricité ne s’appliqueraient pas durant une période prescrite. Cette approche diffère de celle des moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés et de celle des nouvelles chaudières au gaz naturel à cause de l’incertitude liée au rôle des groupes convertis dans le futur système de génération d’électricité au Canada. À partir du moment où elles sont considérablement modifiées, les chaudières au charbon seraient autorisées à fonctionner un certain temps sous certaines conditions, après quoi elles devront être conformes à une norme de rendement rigoureuse. Le calendrier pour l’application des normes de rendement est basé sur le résultat de test de rendement effectué une fois que le groupe a cessé d’utiliser le charbon. Ce test de rendement consiste en un test en continu, durant au moins deux heures, qui permet de déterminer l’intensité des émissions (tonne de CO2/GWh) du groupe. L’intensité des émissions déterminée par ce test devra être déclarée conformément au projet de règlement. L’intensité des émissions déterminée par ce test serait utilisée pour établir le nombre d’années de fonctionnement hors-norme du groupe.

Premier test de rendement et années de fonctionnement associées

L’intensité des émissions de CO2 d’un groupe converti charbon-au-gaz doit respecter la limite de 420 t de CO2 /GWh d’électricité produite aux moments suivants :

Des tests de rendement annuels devraient être effectués afin de déterminer l’intensité des émissions de CO2 d’un groupe converti. L’intensité des émissions de CO2 d’un groupe converti, durant ces tests, ne doit dépasser de plus de 2 % l’intensité des émissions obtenue lors du test précédent.

Le projet de règlement s’appliquerait aux groupes convertis s’ils remplissent les conditions suivantes :

Obligations de déclaration

Les propriétaires ou exploitants seraient tenus de présenter des rapports annuels pour les groupes assujettis au projet de règlement. Le projet de règlement fournit deux méthodes pour quantifier les émissions de CO2 : le système de surveillance continue des émissions (SSCE) (voir référence 27) et une méthode basée sur le carburant (voir référence 28).

Les propriétaires ou exploitants des groupes convertis seraient également tenus de présenter des rapports annuels sur les tests de performance.

Situations d’urgence

Le projet de règlement comporte une disposition visant à garantir la fiabilité du réseau en situation d’urgence. Une demande d’exemption temporaire de la norme de rendement pourrait être présentée pour un groupe qui doit fonctionner pour atténuer les conséquences d’une interruption d’urgence ou d’un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité, car, pendant cette période, le groupe pourrait devoir fonctionner en dehors de ses paramètres réguliers de rendement en matière d’émissions. Cette exemption temporaire permet aux groupes auxquels le projet de règlement proposé s’appliquerait de fonctionner au-delà de la norme de rendement pour la période d’exemption.

Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

Il est proposé que le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) soit modifié pour inclure certaines dispositions du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel et de rendre les infractions de ces dispositions punissables de peines appropriées.

Sommaire du projet de règlement

Champs d’application

Justification

Le projet de règlement ne s’appliquerait pas aux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel utilisés au Canada avant l’entrée en vigueur du projet de règlement.

Évite les coûts liés à la mise à niveau des groupes existants pour satisfaire aux normes de rendement. Toutefois, selon l’analyse de sept grands groupes et trois petits groupes utilisés au Canada, les émissions de GES de ces groupes respectent ou excèdent les exigences établies dans le projet de règlement.

Le projet de règlement ne s’appliquerait pas aux moteurs à combustion alimentés au gaz naturel qui ont une mise en service après l’entrée en vigueur du projet de règlement et qui vendent ou distribuent moins de 33 % de leur production d’électricité potentielle au réseau.

Évite les coûts liés aux groupes qui ne devraient pas constituer une source majeure d’émissions de GES au Canada, tout en offrant aux exploitants la marge de manœuvre nécessaire pour répondre aux demandes pendant les heures de pointe.

Paramètres des normes
de performance

Justification

Le projet de règlement harmoniserait des normes de performance en matière d’émissions des moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifés utilisant le gaz naturel, qui devraient vendre ou distribuer 33 % et plus de leur production d’électricité potentielle au réseau et des nouvelles chaudières, avec ceux des technologies efficaces disponibles.

Les données historiques
sur l’intensité des
émissions moyennes annuelles (tCO2/GWh)
des groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel existants, utilisant des technologies efficaces, indiquent que les normes d’émissions proposées peuvent être respectées par les moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés.

Le projet de règlement requerrait que les émissions des chaudières considérablement modifiées converties pour brûler du gaz naturel pour produire de l’électricité de répondre aux normes de performance après une période de temps prescrite.

On s’attend à ce que les groupes convertis respectent cette exigence, car les paramètres de rendement des émissions ont été développés sur la base de renseignements fournis par les exploitants concernant les mises à niveau probablement nécessaires pour convertir ces groupes en fonction de l’efficacité actuelle des chaudières au charbon concernées (voir référence 29).

Règle du « un pour un »

On s’attend à ce que le projet de règlement entraîne une augmentation mineure du fardeau administratif, et c’est pourquoi il est considéré comme étant un projet relevant de cette règle. Selon le modèle standard d’établissement des coûts du Conseil du Trésor, et au moyen d’un taux d’actualisation de 7 %, les coûts administratifs annualisés prévus pour toutes les entreprises assujetties au projet de règlement sont d’environ 10 907 $ (en dollars canadiens de 2012) et de 779 $ par entreprise. Ces nouveaux coûts devront être compensés à valeur égale par une réduction des coûts administratifs relativement aux règlements existants, et comme il s’agit d’un nouveau règlement, le Ministère devra également abroger au moins un règlement existant dans un délai de deux ans.

Coûts initiaux ponctuels
Coûts annuels

Lentille des petites entreprises

La lentille des petites entreprises ne s’applique pas au projet de règlement puisqu’aucune des entreprises qui y seraient assujetties n’est une petite entreprise. Le projet de règlement n’entraînerait donc aucun coût pour les petites entreprises.

Consultation

À la suite de la publication en 2012 du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon dans la Partie II de la Gazette du Canada, le Ministère commença une évaluation des options possibles pour limiter les émissions de GES de la production d’électricité à partir du gaz naturel au Canada.

En 2013, un projet de règlement initial a été présenté à l’Association canadienne de l’électricité pour orienter les discussions. En 2013 et en 2014, des représentants ministériels ont sollicité des renseignements techniques auprès d’experts du secteur de l’électricité afin de déterminer les options technologiques qui permettraient de limiter les émissions de la génération d’électricité alimentée au gaz naturel. Des discussions informelles ont eu lieu avec l’Association canadienne de l’électricité, qui représente les entreprises du secteur canadien de l’électricité.

Une série d’améliorations ont été apportées au projet de règlement pour tenir compte des questions soulevées pendant les consultations. Par exemple, la date d’entrée en vigueur des normes de rendement proposées applicables aux moteurs à combustion a été modifiée pour refléter la nécessité d’un délai pour l’industrie pour planifier et établir une nouvelle production à partir du gaz naturel qui respecterait les normes de rendement réglementées.

À la suite de discussions techniques, le Ministère a élaboré un projet qu’il a présenté à un vaste éventail d’intervenants de l’industrie (c’est-à-dire les producteurs d’électricité à l’extérieur du secteur traditionnel de l’électricité et les fabricants d’équipement) en 2014 et en 2015. Les membres de l’industrie non représentés par l’Association canadienne de l’électricité ont été informés de l’intention du Ministère de réglementer la production d’électricité à partir du gaz naturel et ont été invités à soumettre leurs commentaires initiaux au Ministère. Le projet a été légèrement modifié à la suite des commentaires reçus pendant ces consultations, par exemple les groupes de cogénération, qui produisent à la fois de la chaleur utile et de l’électricité, sont crédités pour les deux dans le calcul de l’intensité de leurs émissions.

Le 21 novembre 2016, le gouvernement fédéral a annoncé qu’afin d’appuyer la transition du charbon à des sources de production d’électricité plus propre, des normes de rendement applicables à l’électricité produite à partir du gaz naturel seraient élaborées. Le Ministère a tenu un webinaire d’information avec l’industrie (plus précisément avec les entreprises qui possèdent ou exploitent actuellement des installations au gaz naturel ou qui ont annoncé des plans concernant la production d’électricité à partir du gaz naturel), les gouvernements provinciaux, les fabricants d’équipement et les organismes non gouvernementaux afin de mobiliser de nouveau les intervenants et de solliciter leurs commentaires initiaux. Les commentaires en général étaient favorables à l’approche proposée.

L’Avis d’intention d’élaborer des règlements sur les gaz à effet de serre provenant de la production d’électricité au Canada (l’avis) a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 17 décembre 2016. Vingt et un commentaires ont été reçus durant la période de commentaires sur l’avis. Les commentaires ont été présentés par des associations de l’industrie, des organismes qui produisent de l’électricité à partir du gaz naturel ou de sources renouvelables, des provinces, des organismes non gouvernementaux et d’autres intervenants. Les commentaires concernaient l’obtention de détails supplémentaires ou de précisions concernant le projet de règlement (par exemple concernant certaines définitions), soulignaient l’importance du gaz naturel comme combustible de transition à une économie à faibles émissions de carbone, proposaient soit de réduire la rigueur des normes de rendement, soit de l’augmenter, et proposaient des exemptions précises.

Certains commentaires exprimaient des préoccupations, tandis que d’autres exprimaient leur appui au projet de règlement avec les voies potentielles futures permettant d’atteindre une décarbonisation profonde du secteur de l’électricité et avec des mécanismes connexes (tels que la tarification du carbone ou la norme sur les carburants renouvelables).

Au début de 2017, un groupe de travail technique informel a été formé par le Ministère et était composé de membres des gouvernements fédéral et provinciaux, d’exploitants de systèmes, de l’industrie, d’organismes non gouvernementaux et de fabricants d’équipement afin de faciliter la discussion sur des questions qui pourraient influencer la conception du projet de règlement. Pendant ces réunions en personne, les membres étaient encouragés à soulever des questions, à présenter les données et les analyses qu’ils avaient préparées, et à fournir des conclusions et/ou des recommandations pour examen par le Ministère. Les questions abordées englobaient la définition de nouveaux groupes et de groupes considérablement modifiés, de groupes dont les activités variaient considérablement, du seuil entre petits et gros moteurs à combustion ainsi que les normes de rendement applicables aux groupes de chaudières convertis du charbon au gaz naturel.

En rapport aux commentaires reçus à la suite de la publication de l’avis, le Ministère reconsidéra la rigueur de chacune des normes de rendement et fit des ajustements lorsque de nouvelles données suffisantes appuyaient ces changements. Par exemple, dans l’avis, un moteur de 101 MW était initialement considéré comme étant suffisamment puissant pour être assujetti à la norme de rendement de 420 t/GWh. Sous l’approche revisée, ce groupe est maintenant considéré comme un groupe de moindre puissance et est donc assujetti à une intensité annuelle moyenne de 550 t/GWh. Un autre exemple est le cas des chaudières alimentées au charbon converties au gaz naturel pour produire de l’électricité qui étaient initialement assujetties à la norme de rendement de 550 t/GWh et qui doivent maintenant, sous l’approche revisée, être soumises à un test de performance et, selon les résultats, peuvent n’être assujetties à aucune norme de performance annuelle pendant un nombre d’années prescrit. En rapport aux propositions spécifiques d’exemptions et de demandes d’exemption pour les groupes existants, ayant un permis ou ayant déjà été achetés, de jouir d’une clause de droits acquis, le projet de règlement ne s’appliquerait pas aux groupes considérablement modifiés. Le projet de règlement n’entrerait en vigueur que deux ans après sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, donnant suffisamment de temps pour les groupes achetés au moyen des permis actuels de se conformer aux normes de rendement.

En raison des discussions et de la présentation de nouvelles données durant les réunions du groupe technique tenues au début de février 2017, le Ministère modifia certains aspects du projet. Par exemple, le seuil des petits et gros moteurs à combustion a été modifié à la hausse pour refléter des données plus récentes sur les technologies de moteur à combustion actuellement en vente. De plus, le seuil de l’apport de chaleur du gaz naturel, qui définit la couverture du projet de règlement, a été haussé de 10 % à 30 % afin de tenir compte des questions soulevées concernant les groupes brûlant de la biomasse.

Pour les nouveaux groupes électriques, le projet de règlement sur les normes de rendement des émissions d’électricité produite au gaz naturel s’harmonise à celles des technologies efficaces actuellement disponibles. Le gouvernement surveillera l’évolution de la situation dans le secteur et, au besoin, modifiera la réglementation pour suivre le rythme des nouvelles technologies. Cela permettrait de renouveler nos normes de rendement pour les nouvelles turbines en évitant les répercussions sur les turbines existantes qui ont été installées en conformité avec les normes réglementaires de l’époque.

Justification

Au Canada, on prévoit des investissements importants dans le secteur de l’électricité à mesure que celui-ci effectuera l’élimination graduelle du charbon dans la production d’électricité. Les décisions d’investissement visant à renforcer la capacité de production d’électricité constituent un processus complexe qui comporte l’analyse de plusieurs facteurs comme les prévisions de la demande d’énergie et de capacité, de la tarification et des contraintes du marché. D’autres facteurs, comme le manque de clarté des cadres réglementaires, pourraient affecter le secteur à l’avenir et influencer les décisions d’investissement concernant la façon de remplacer la capacité de production d’électricité alimentée au charbon. Ainsi, le projet de règlement imposerait des normes d’intensité des émissions de GES pour les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel nouveaux ou considérablement modifiés au Canada. Le projet de règlement assurerait que les groupes d’électricité nouveaux et convertis au gaz naturel soient assujettis à des normes de performance réalisables et assurerait la clarté sur la rigueur associée à de telles normes. Cela devrait aider la transition vers une génération d’électricité à émissions plus faibles et est conforme avec la stratégie globale du gouvernement pour réduire les émissions de GES.

Répercussions
Canadiens

Le projet de règlement ne devrait avoir aucune répercussion sur les Canadiens.

Gouvernement du Canada

Des ressources supplémentaires mineures sont prévues pour le traitement des rapports annuels sur les émissions. De plus, comme les groupes concernés devraient être conformes aux normes de rendement réglementées, aucun coût supplémentaire important, lié aux activités de promotion de la conformité ou d’application, n’est prévu.

Entreprises

L’analyse présume que les exploitants choisiront l’option la plus rentable économiquement pour remplacer la capacité de production d’électricité alimentée au charbon au Canada. En général, on convient que cette option entraînerait des investissements dans de nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel qui utilisent des technologies efficaces minimisant la consommation de combustible. Comme la production d’électricité alimentée au gaz naturel émet environ de 40 à 50 % moins d’émissions de GES que la production d’électricité alimentée au charbon, elle aide également à respecter les politiques de tarification du carbone ou de réduction du carbone que les provinces ont mises en œuvre ou prévoient mettre en œuvre au Canada.

Les exploitants qui choisissent de nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel au Canada ne devraient pas être touchés par le projet de règlement, car les normes de rendement en matière d’émissions sont alignées sur le rendement des technologies efficaces disponibles utilisées pour la production d’électricité alimentée au gaz naturel. Selon les renseignements accessibles, des exploitants au Canada ont déjà adopté ces technologies et devraient continuer de le faire à l’avenir.

Pour chaque année civile où les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel sont assujettis à la réglementation, les propriétaires et opérateurs de nouveaux moteurs à combustion ou de nouvelles chaudières ainsi que ceux de moteurs à combustion considérablement modifiés seraient tenus de présenter un rapport annuel sur leurs émissions moyennes annuelles. De façon similaire, les propriétaires et opérateurs de groupes convertis charbon-au-gaz seraient tenus de présenter un rapport annuel de test de performance. Les deux méthodes pour quantifier ces émissions (c’est-à-dire le SSCE et la méthode axée sur le carburant) requises par le projet de règlement ne devraient pas avoir de répercussions significatives sur les entreprises. Ceci est attribuable à l’harmonisation de ces exigences de déclaration avec celles contenues dans les modifications apportées au Programme de déclaration de gaz à effet de serre (PDGES), qui devraient entrer en vigueur avant le projet de règlement. Les coûts additionnels associés aux rapports de test de performance annuel (un seul test durant au moins deux heures) pour les conversions charbon-au-gaz devraient être faibles. Les entités réglementées devraient avoir à générer et à conserver ces rapports pour une période de sept ans.

Basé sur l’information reçue de l’industrie ou générée par le Ministère, le projet de règlement établirait les limites d’intensité d’émissions de GES pour la production d’électricité alimentée au gaz naturel au Canada et amènerait une certitude réglementaire en établissant des normes de performance réalisables en matière d’émissions associées à la génération d’électricité alimentée au gaz naturel au Canada. Ceci devrait faciliter la planification et les prises de décisions d’investissement pour opter, comme partie intégrante d’une stratégie globale visant l’élimination progressive de l’utilisation du charbon en vue de générer de l’électricité, pour la construction de capacité de production électrique alimentée au gaz naturel au Canada.

Évaluation environnementale stratégique

Le projet de règlement a été développé sous le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (ÉES) a été complétée pour ce cadre en 2016. L’ÉES concluait que les propositions sous le cadre aideront à réduire les émissions de GES et sont en phase avec la Stratégie fédérale de développement durable de 2016-2019. Le projet de règlement est un aspect important de cette stratégie et est aligné sur les objectifs d’énergies propres pour que les Canadiens aient accès à de l’énergie abordable, fiable et durable (voir référence 31).

Mise en œuvre, application et normes de service

Une fois le projet de règlement en vigueur, le Ministère organisera et mènera des activités de mise en œuvre. Ces activités pourraient inclure la publication d’information sur le site Web du Ministère, d’avis aux intervenants les notifiant de la publication définitive du règlement proposé, de réponses aux demandes d’information ou de précision ainsi que l’envoi de lettres de rappel (au besoin).

Application

En vérifiant la conformité avec le projet de règlement, les agents d’application appliqueraient la Politique d’observation et d’application (la Politique) de la LCPE (voir référence 32). La Politique établit l’éventail des réponses possibles aux infractions présumées, notamment des avertissements, des directives, des ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, des contraventions, des arrêtés ministériels, des injonctions, des poursuites et d’autres mesures de protection de l’environnement (qui constituent des solutions de rechange aux poursuites en justice après le dépôt d’accusations concernant une infraction à la LCPE). De plus, la Politique explique les situations où le Ministère aurait recours à des poursuites intentées par la Couronne au civil pour le recouvrement de coûts.

Dans le but de vérifier la conformité, les agents d’application pourraient effectuer une inspection. Une inspection pourrait permettre de cerner une infraction présumée, et des infractions présumées pourraient également être identifiées par le personnel technique du Ministère, ou par l’entremise de plaintes reçues du public. Dans tous les cas où une infraction possible aux exigences réglementaires est cernée, des agents d’application pourraient mener des enquêtes.

Dans le cas où un agent d’application découvrirait, à la suite d’une inspection ou d’une enquête, une infraction présumée, il devrait choisir la mesure d’application appropriée en fonction des facteurs suivants :

Le projet de règlement nécessiterait également des modifications connexes au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Ce règlement désigne les dispositions réglementaires des règlements découlant de la LCPE qui renvoient à un régime d’amendes accrues à la suite d’une déclaration de culpabilité pour une infraction comprenant des dommages ou un risque de dommages pour l’environnement, ou une entrave à l’exercice d’un pouvoir.

Personnes-ressources

Paola Mellow
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.electricite-electricity.ec@canada.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Environnement et Changement climatique Canada
200, boulevard Sacré-Cœur, 10e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : eccc.darv-ravd.eccc@canada.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

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

Les intéressés peuvent présenter à la ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à la Division de l’électricité et de la combustion, Direction de l’énergie et des transports, ministère de l’Environnement, 351, boulevard Saint-Joseph, 11e étage, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (téléc. : 819-938-4254; courriel : ec.electricite-electricity.ec@canada.ca).

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

Ottawa, le 10 janvier 2018

Le greffier adjoint du Conseil privé
Jurica Čapkun

Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel

Aperçu

Objet

1 Le présent règlement établit un régime visant à limiter les émissions de dioxyde de carbone (CO2) provenant de la production d’électricité à partir d’énergie thermique provenant de la combustion de gaz naturel seul ou avec d’autres combustibles, sauf le charbon.

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

API L’American Petroleum Institute. (API)

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

biomasse Combustible qui est constitué uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et qui ne provient pas d’une formation géologique. La biomasse comprend les gaz et les liquides récupérés de la décomposition des déchets organiques. (biomass)

capacité

combustible fossile Combustible autre que la biomasse. (fossil fuel)

conditions normales Température de 15 °C et pression de 101,325 kPa. (standard conditions)

énergie thermique utile Énergie, sous forme de vapeur ou d’eau chaude, destinée à être utilisée à une fin, autre que la production d’électricité, qui, n’était l’utilisation de cette vapeur ou de cette eau chaude, nécessiterait la consommation d’énergie (sous forme de combustible ou d’électricité). (useful thermal energy)

exploitant Personne ayant toute autorité sur un groupe. (operator)

gaz naturel Mélange d’hydrocarbures — tels que le méthane, l’éthane ou le propane — composé d’au moins 70 % de méthane par volume ou ayant un pouvoir calorifique supérieur d’au moins 35 MJ/m3 normalisés et d’au plus 41 MJ/m3 normalisés et qui est à l’état gazeux dans des conditions normales. Sont exclus les gaz d’enfouissement, gaz de digesteur, gaz de raffineries, gaz sulfureux, gaz de haut fourneau, gaz de gazéification, gaz de cokerie, gaz dérivés du coke de pétrole ou du charbon — y compris les gaz de synthèse — et les combustibles gazeux produits selon un procédé pouvant entraîner la formation d’un contenu en soufre ou d’un pouvoir calorifique très variables. (natural gas)

groupe Ensemble constitué des chaudières ou moteurs à combustion ainsi que de tout autre équipement raccordé à ceux-ci — notamment les brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions —, qui produit de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique utile par suite de la combustion de gaz naturel. (unit)

groupe à chaudière Groupe qui comporte au moins une chaudière, mais aucun moteur à combustion. (boiler unit)

groupe à moteur à combustion Groupe qui comporte au moins un moteur à combustion et, le cas échéant, un système de récupération de la chaleur, mais aucune chaudière. (combustion engine unit)

installation Tous les bâtiments, autres structures et équipements fixes ou mobiles, situés sur un site unique ou sur des sites adjacents qui sont exploités comme un site intégré unique. (facility)

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

m3 normalisé S’entend du volume en mètres cubes dans des conditions normales. (standard m3)

Méthode de référence Le document publié par le ministère de l’Environnement intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, daté de juin 2012. (Reference Method)

moteur à combustion Tout moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être propulsé tout en accomplissant sa fonction :

personne responsable Le propriétaire ou l’exploitant d’un groupe. (responsible person)

production potentielle d’électricité Quantité d’électricité qui serait produite par un groupe au cours d’une année civile s’il était exploité à sa capacité en tout temps au cours de cette année civile. (potential electrical output)

rapport chaleur-électricité S’agissant d’un groupe, la production totale d’énergie thermique utile pour une année civile, exprimée en GWh, divisée par la production brute totale d’électricité pour cette année civile, exprimée en GWh. (heat to electricity ratio)

système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse d’émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données concernant ces émissions. (continuous emission monitoring system or CEMS)

système de récupération de la chaleur Équipement, autre qu’une chaudière, qui extrait la chaleur provenant des gaz d’échappement d’un moteur à combustion en vue de la production de vapeur ou d’eau chaude. (heat recovery system)

vérificateur Personne qui, à la fois :

vérificateur de l’essai de rendement Personne qui, à la fois :

vie utile S’agissant du groupe à chaudière visé au paragraphe 3(4), s’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon. (useful life)

Interprétation des documents incorporés par renvoi

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

Normes incorporées par renvoi

(3) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme de l’ASTM, de la Gas Processors Association ou de l’API s’entend de sa version éventuellement modifiée.

Champ d’application

Nouvelle production d’électricité — groupe à chaudière

3 (1) Le présent règlement s’applique aux groupes à chaudière qui ont une capacité d’au moins 25 MW et qui commencent à produire de l’électricité à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou à une date ultérieure à compter du 1er janvier de l’année civile au cours de laquelle ils remplissent les conditions suivantes :

Nouvelle production d’électricité — groupe à moteur à combustion

(2) Le présent règlement s’applique aux groupes à moteur à combustion qui ont une capacité d’au moins 25 MW et qui commencent à produire de l’électricité à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou à une date ultérieure à compter du 1er janvier de l’année civile au cours de laquelle ils remplissent les conditions suivantes :

Production d’électricité existante

(3) Le présent règlement s’applique également à tout groupe visé aux paragraphes (1) et (2) qui produisait de l’électricité à une installation avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement et qui :

Modification majeure — conversion au gaz naturel

(4) Le présent règlement s’applique également au groupe à chaudière visé au paragraphe (1) qui était enregistré conformément au paragraphe 4(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et qui produisait de l’électricité avant la date d’enregistrement du présent règlement et ce, à compter de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle il cesse de brûler du charbon.

Configuration hybride

(5) Si un groupe à moteurs à combustion et un groupe à chaudière partagent une même turbine à vapeur, les dispositions du présent règlement s’appliquent de la façon suivante :

Non-application

(6) Le présent règlement ne s’applique pas aux groupes à l’égard de l’année civile au cours de laquelle ces groupes produisent de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique utile, à partir de la combustion de charbon au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon.

Obligations

Limites d’intensité des émissions

Disposition générale

4 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe ci-après de rejeter à partir du groupe une quantité de CO2 qui est, en moyenne au cours d’une année civile, supérieure :

Groupe à chaudière ayant subi une modification majeure

(2) Il est interdit à la personne responsable du groupe à chaudière visé au paragraphe 3(4) de rejeter à partir du groupe une quantité de CO2 qui est, en moyenne au cours d’une année civile, supérieure à 420 tonnes d’émissions de CO2/GWh d’énergie produite, à compter :

Quantification de l’énergie et des émissions

(3) Pour l’application des paragraphes (1) et (2) :

Règles particulières

(4) Pour l’application du paragraphe (3), dans le cas où, au cours de l’année civile, l’un des moteurs à combustion du groupe fait l’objet de travaux de réparation ou d’entretien et un ou plusieurs moteurs à combustion de remplacement sont installés temporairement, la quantité d’énergie produite et la quantité d’émissions de CO2 produite pendant la période de remplacement, jusqu’à concurrence de quatre-vingt-dix jours par année civile, ne sont pas incluses dans les calculs visés à ce paragraphe.

Dérogation — groupe à chaudière

(5) Malgré le paragraphe (1), le groupe à chaudière qui, au cours d’une année civile, ne remplit pas l’une des conditions prévues au paragraphe 3(1) n’est pas assujetti à la limite d’intensité d’émissions pour cette année civile.

Dérogation — moteur à combustion

(6) Malgré le paragraphe (1), le groupe à moteur à combustion qui, au cours d’une année civile, ne remplit pas l’une des conditions prévues au paragraphe 3(2) n’est pas assujetti à la limite d’intensité d’émissions pour cette année civile.

Application pour une année partielle

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

Essais de rendement — Groupe à chaudière ayant subi des modifications majeures

Essai initial

5 (1) Un essai initial de rendement est effectué en présence du vérificateur de l’essai de rendement et conformément au paragraphe (4) pour déterminer l’intensité d’émissions de CO2 du groupe à chaudière visé au paragraphe 3(4) dans les douze mois suivant :

Essai annuel

(2) Un essai de rendement est par la suite effectué annuellement, conformément au paragraphe (3), pour déterminer l’intensité d’émissions de CO2 du groupe à chaudière en question.

Modalités d’essai

(3) L’essai initial de rendement et l’essai annuel de rendement prennent la forme d’un essai continu d’une durée minimale de deux heures et se déroulent à au plus 100 % de la capacité du groupe.

Quantification

(4) Pour l’application des paragraphes (1) et (2) :

Adaptation

(5) Pour l’essai de rendement, la mention « année civile » qui figure aux articles 11, 12, 15, 17 et 18 et à la Méthode de référence est remplacée par la mention « essai de rendement ».

Obligation

6 La personne responsable du groupe à chaudière visé au paragraphe 3(4) est tenue d’obtenir, lors de l’essai de rendement annuel, un résultat inférieur à celui obtenu lors de l’essai de rendement précédant majoré de 2%.

Situations d’urgence

Demande d’exemption

7 (1) La personne responsable d’un groupe situé dans une province donnée peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présenter au ministre une demande d’exemption de l’application du paragraphe 4(1) ou (2) à l’égard de ce groupe si, en raison de la situation d’urgence, l’exploitant du réseau électrique provincial en cause ou un responsable de la province chargé d’assurer et de surveiller l’approvisionnement en électricité lui ordonne de produire de l’électricité afin de prévenir une menace pour l’approvisionnement en électricité ou de rétablir cet approvisionnement.

Définition de situation d’urgence

(2) Est une situation d’urgence la situation qui résulte de l’une des circonstances suivantes :

Délai de présentation

(3) La demande d’exemption est présentée au ministre dans les quinze jours suivant la date du début de la situation d’urgence et comporte les renseignements visés à l’article 1 et aux alinéas 2a), b) et d) de l’annexe 1 ou, le cas échéant, le numéro d’enregistrement du groupe en cause, la date à laquelle la situation d’urgence a débuté ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues au paragraphe (1) sont réunies.

Décision du ministre

(4) Dans les trente jours suivant la date de réception de la demande, s’il est convaincu que les conditions visées au paragraphe (1) sont réunies, le ministre :

Durée de l’exemption

(5) L’exemption est valide à compter de la date du début de la situation d’urgence jusqu’à la première des dates suivantes :

Demande de prolongation

8 (1) Si les conditions prévues au paragraphe 7(1) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre de l’alinéa 7(4)a), la personne responsable peut, tant que l’exemption est valide, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci.

Contenu de la demande

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

Décision du ministre

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

Durée de la prolongation

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

Exactitude des données

Mise en place, entretien et étalonnage des instruments de mesure

9 (1) La personne responsable du groupe met en place, entretient et étalonne les instruments de mesure — autres que le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions et que tout instrument de mesure assujetti à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz — utilisés pour l’application du présent règlement conformément aux instructions du fabricant ou à une norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.

Fréquence de l’étalonnage

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

Exactitude des mesures

(3) La personne responsable utilise des instruments de mesure qui permettent la prise des mesures selon un degré d’exactitude de ± 5 %.

Homologation du SMECE

10 La personne responsable homologue le SMECE conformément à la section 5 de la Méthode de référence avant son utilisation pour l’application du présent règlement.

Règles de quantification

Production d’énergie

Quantité d’énergie

11 (1) La quantité d’énergie produite par un groupe donné est calculée selon la formule suivante :

G + (0,75 × Hpnette)

où :

Quantité d’électricité — configuration hybride

(2) La quantité d’électricité produite par le groupe donné est calculée selon la formule suivante :

Gp − Gext

où :

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

où :

Quantité nette d’énergie thermique utile

(3) S’agissant d’un groupe qui produit simultanément de l’électricité et de l’énergie thermique utile à partir du combustible brûlé par un moteur à combustion ou une chaudière, selon le cas, la quantité nette d’énergie thermique utile produite par ce groupe au cours d’une année civile, exprimée en GWh, est calculée selon la formule suivante :

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

où :

Émissions de CO2

Méthodes de quantification

Choix de méthode

12 La quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe au cours d’une année civile est déterminée :

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Groupe ne brûlant pas de biomasse

13 Sous réserve de l’article 15, la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe ne brûlant pas de biomasse qui est mesurée par le SMECE est calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence.

Groupe brûlant de la biomasse

14 (1) Sous réserve de l’article 15, la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe brûlant de la biomasse au cours d’une année civile qui est mesurée par le SMECE est calculée conformément à la formule suivante :

Eg − Ebio

où :

Vbio

(2) L’élément Vbio de la formule prévue par le paragraphe (1) est déterminé selon la formule suivante :

VT − Vcf

où :

Pouvoir calorifique supérieur

(3) Le pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminée :

Plusieurs SMECE par groupe

15 (1) Pour l’application des articles 13 et 14, la quantité totale d’émissions de CO2 du groupe doté de plusieurs SMECE équivaut à la somme des quantités d’émissions de CO2 mesurées pour chaque SMECE.

Plusieurs groupes utilisant une cheminée commune

(2) Si le groupe est situé à une installation où sont situés un ou plusieurs autres groupes et un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de ce groupe et d’autres groupes au point de rejet d’une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes vers la cheminée commune, la quantité d’émissions attribuable au groupe en cause est calculée en fonction de la proportion de l’apport de chaleur du groupe en cause par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui utilisent une cheminée commune, selon la formule suivante :

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

où :

Utilisation d’un SMECE

16 (1) La personne responsable qui utilise un SMECE veille à ce que la Méthode de référence soit suivie.

Rapport du vérificateur

(2) Pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable a utilisé un SMECE, elle obtient un rapport, signé par le vérificateur, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 3 et le transmet au ministre avec le rapport visé à l’article 21.

Quantification fondée sur le combustible brûlé

Quantification

17 La quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe, au cours d’une année civile, qui n’est pas déterminée à l’aide d’une SMECE est calculée selon la formule suivante :

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

S × R × (44/MMs)

Contenu en carbone mesuré

18 (1) La quantité d’émissions de CO2 qui est attribuable à la combustion d’un combustible fossile par le groupe au cours d’une année civile est calculée selon celle des formules ci-après qui s’applique :

Vc × CCM × (MMM⁄MVfc) × 3,664 × 0,001

Vc × CCM × 3,664

Mc × CCM × 3,664

Moyenne pondérée

(2) La moyenne pondérée « CCM » visée aux alinéas (1)a) à c) est calculée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 19, selon la formule suivante :

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

Échantillonnage et données manquantes

Échantillonnage

19 (1) La valeur des éléments relatifs au contenu en carbone visés à l’article 18 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.

Fréquence

(2) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de l’installation permettant de fournir les échantillons représentatifs ci-après du combustible brûlé, à la fréquence minimale applicable :

Échantillons additionnels

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

Groupe à chaudière ayant subi des modifications majeures

(4) Dans le cas du groupe à chaudière visé au paragraphe 3(4), un échantillon de combustible est requis pour l’essai de rendement initial et pour chaque essai subséquent de rendement; cet échantillon est prélevé conformément aux normes applicables prévues aux sous- alinéas (2)a)(i) à (iv).

Données manquantes

20 (1) Sauf dans le cas de l’essai de rendement initial ou de l’essai subséquent visés à l’article 5, si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque, pour une période donnée d’une année civile, des données pour déterminer l’intensité des émissions visée aux paragraphes 4(1) ou (2), conformément aux formules prévues aux articles 11, 17 ou 18, des données de remplacement, établies pour cette période, sont utilisées à cette fin.

Données de remplacement — SMECE

(2) Dans le cas où le SMECE est utilisé pour déterminer un quelconque élément d’une formule prévue à l’article 17 et il manque une donnée pour une période donnée, la donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.5.2 de la Méthode de référence.

Données de remplacement — méthode fondée sur le combustible brûlé

(3) Dans le cas où la méthode de quantification fondée sur le combustible brûlé est utilisée pour déterminer un quelconque élément d’une formule visée aux articles 17 ou 18 relatif au contenu en carbone ou à la masse moléculaire d’un combustible et il manque une donnée pour une période donnée, la donnée de remplacement correspond à la moyenne, établie à l’aide de la méthode en question, des données disponibles pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause et, si les données sont disponibles, pour la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour l’élément à l’aide de cette méthode pour la période équivalente qui suit cette période.

Données de remplacement — plusieurs périodes données

(4) Des données de remplacement ne peuvent être utilisées qu’à l’égard d’un maximum de vingt-huit jours d’une année civile.

Rapports, dossier et transmission et conservation des renseignements

Rapports annuels

21 (1) La personne responsable d’un groupe est tenue de transmettre au ministre l’un des rapports ci-après au plus tard le 1er juin suivant la fin de l’année civile en cause :

Cessation définitive de production d’électricité

(2) Si le groupe cesse définitivement de produire de l’électricité au cours de l’année civile, la personne responsable est tenue de transmettre au ministre un avis écrit à cet égard au plus tard soixante jours après la date à laquelle le groupe cesse sa production. Il n’est pas nécessaire de transmettre un rapport à l’égard des années civiles suivant celle au cours de laquelle le groupe cesse sa production.

Numéro d’enregistrement

(3) À la réception du premier rapport visé à l’alinéa (1)a), le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et communique le numéro à la personne responsable.

Modification des renseignements

(4) La personne responsable avise par écrit le ministre de toute modification apportée aux renseignements visés à l’article 1 de l’annexe 1 ayant été fournis dans le rapport le plus récent et ce, dans les trente jours suivant le jour de la modification.

Rapport sur l’essai de rendement

22 (1) La personne responsable du groupe à chaudière visé par le paragraphe 3(4) est tenue de transmettre au ministre un rapport comportant les renseignements visés à l’annexe 4 relativement à l’essai de rendement visé à l’article 5 dans les soixante jours suivant la réalisation de l’essai de rendement.

Rapport de vérification de l’essai de rendement initial

(2) Dans le cas du groupe à chaudière visé par le paragraphe 3(4), la personne responsable obtient un rapport, signé par le vérificateur de l’essai de rendement, qui porte sur l’essai initial de rendement et qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 5 et le transmet au ministre avec le rapport visé au paragraphe (1).

Rapports, avis et demandes électroniques

23 (1) Les rapports, avis et demandes visés par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme électronique au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet le rapport ou l’avis ou qui présente la demande n’est pas en mesure de le faire conformément à ce paragraphe, elle transmet le rapport ou l’avis ou présente la demande sur support papier, signés par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, le cas échéant.

Dossier

24 (1) La personne responsable d’un groupe constitue un dossier contenant les renseignements et documents suivants :

Trente jours

(2) Les renseignements et documents visés au paragraphe (1) sont consignés et versés au dossier dès que possible, mais au plus tard trente jours après la date où ils deviennent accessibles.

Conservation des renseignements et des rapports

25 La personne responsable tenue, en application du présent règlement, de constituer un dossier ou de transmettre un rapport ou un avis conserve les renseignements et documents en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, à son établissement principal au Canada pendant au moins sept ans après avoir constitué le dossier ou avoir transmis le rapport ou l’avis.

Entrée en vigueur

Enregistrement

26 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

Application différée

(2) À l’égard des groupes à moteur à combustion, le présent règlement ne s’applique qu’à compter du deuxième anniversaire de son enregistrement.

ANNEXE 1

(paragraphe 7(3), alinéas 21(1)a) et b) et paragraphe 21(4))

Rapport annuel — renseignements à fournir

1 Renseignements sur la personne responsable :

2 Renseignements sur le groupe :

3 Renseignements sur l’intensité des émissions — visées au paragraphe 4(1) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile :

4 Renseignements à l’égard des éléments suivants :

5 Une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 16(2) du présent règlement.

6 Renseignements sur les données de remplacement visées à l’article 20 du présent règlement qui ont été utilisées pour une période donnée au cours de l’année civile, le cas échéant :

ANNEXE 2

(paragraphes 14(2) et 15(2))

Liste des combustibles

Article

Colonne 1

Type de combustible

Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL) voir la nota 2

1

Mazout léger no 1

38,78

2

Mazout léger no 2

38,50

3

Mazout lourd no 4

40,73

4

Kérosène

37,68

5

Gaz de pétrole liquéfié (GPL)

25,66

6

Propane (pur, pas un mélange
de GPL) voir la nota 1

25,31

7

Propylène

25,39

8

Éthane

17,22

9

Éthylène

27,90

10

Isobutane

27,06

11

Isobutylène

28,73

12

Butane

28,44

13

Butylène

28,73

14

Essence naturelle

30,69

15

Essence à moteur

34,87

16

Essence aviation

33,52

17

Kérosène type aviation

37,66

18

Gaz naturel de qualité pipeline

0,03793 voir la nota 3

ANNEXE 3

(paragraphe 16(2))

Rapport du vérificateur sur le SMECE — renseignements à fournir

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

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

3 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer :

4 Une attestation portant qu’à son avis :

5 Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis la personne responsable a veillé à ce que le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité soit mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence.

ANNEXE 4

(paragraphe 22(1))

Rapport sur l’essai de rendement — renseignements à fournir

1 Renseignements sur la personne responsable :

2 Renseignements sur le groupe :

3 Renseignements sur l’intensité des émissions — visées au paragraphe 4(1) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles par le groupe pendant l’essai de rendement :

4 La date à laquelle l’essai a été effectué.

ANNEXE 5

(paragraphe 22(2))

Rapport du vérificateur de l’essai de rendement initial — renseignements à fournir

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

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

3 Les procédures utilisées par le vérificateur de l’essai de rendement pour évaluer si le résultat de l’essai de rendement a été obtenu conformément à l’article 5 du présent règlement.

4 Une attestation portant qu’à son avis le résultat de l’essai de rendement a été obtenu conformément à l’article 5 du présent règlement.

[7-1-o]