Vol. 145, n^o 9 — Le 26 février 2011

ARCHIVÉ — Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables

Fondement législatif

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

Ministère responsable

Ministère de l’Environnement

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Question

Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux contributeurs au changement climatique. Les sources d’émissions de GES les plus importantes sont d’origine anthropique, résultant principalement de la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de GES ont augmenté considérablement depuis la révolution industrielle et cette tendance devrait probablement se poursuivre si aucune mesure n’est prise. Les données historiques révèlent que les émissions en 2008 étaient d’environ 19 % au-dessus des niveaux de 1990. Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions totales de GES du Canada de 17 %, par rapport aux niveaux de 2005, d’ici 2020.

En 2008, les émissions de GES du secteur du transport représentaient environ 27 % de l’inventaire canadien des émissions. Les résultats de la modélisation effectuée par Ressources naturelles Canada (RNCan) indiquent que l’utilisation de carburants renouvelables dans les carburants liquides à base de pétrole pour le transport peut contribuer à réduire les émissions de GES sur la base du cycle de vie.

Le Règlement sur les carburants renouvelables (le Règlement), publié le 1^er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada, comprend des dispositions exigeant une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, mais ne précise aucune date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Cette exigence a fait l’objet d’une démonstration de la faisabilité technique dans des conditions canadiennes, qui a été évaluée par RNCan, dans le cadre de l’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable (IDNDR). En consultation avec Environnement Canada, Agriculture et Agroalimentaire Canada et Transports Canada, sept projets de démonstration ont été réalisés par des intervenants avec le soutien financier de l’IDNDR. Outre ces projets, une étude sur l’état de préparation de l’infrastructure de distribution du pétrole canadien a aussi été menée par l’entremise de l’IDNDR. Les renseignements et l’expérience techniques obtenus grâce aux projets de l’IDNDR ont mené à la conclusion que le diesel renouvelable peut répondre aux normes reconnues de l’industrie canadienne du pétrole, sous réserve de certains facteurs temporels liés à l’état de préparation de l’infrastructure (voir référence 2).

Maintenant que la faisabilité technique a été démontrée, Environnement Canada propose de modifier le Règlement afin que la date d’entrée en vigueur soit fixée au 1^er juillet 2011 en ce qui concerne l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage.

Objectifs

Le Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables proposé (les modifications proposées) établirait une date d’entrée en vigueur pour l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. L’entrée en vigueur de cette exigence permettrait des réductions additionnelles au niveau des émissions de gaz à effet de serre, en plus des réductions découlant de l’exigence de la teneur de 5 % en carburant renouvelable dans l’essence déjà prévue au Règlement (voir la figure 1 ci-dessous). Elle établirait aussi une demande en contenu renouvelable dans le diesel au Canada et procurerait à l’industrie des carburants renouvelables la certitude réglementaire nécessaire pour obtenir des investissements qui serviraient à la construction de nouvelles usines de production et assurer un approvisionnement adéquat en carburants renouvelables pour le marché canadien.

Figure 1 : Estimation des réductions des émissions de GES découlant du Règlement sur les carburants renouvelables

Description

Les modifications proposées

Le Règlement renferme déjà des dispositions exhaustives qui exigent que les producteurs et importateurs de diesel et de mazout de chauffage prévoient une teneur moyenne annuelle en carburant renouvelable équivalant à au moins 2 % du volume de distillats qu’ils produisent et importent. Cependant, le Règlement ne précise aucune date d’entrée en vigueur pour cette exigence. L’article 10 des modifications proposées modifierait le paragraphe 40(3) du Règlement en vue d’établir au 1^er juillet 2011 la date d’entrée en vigueur de l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. Cette exigence se traduit par les changements suivants :

• Le paragraphe 1(1) clarifie la définition de « période précédant la période de conformité visant le distillat » en incluant de façon explicite les dates exactes, soit du 15 décembre 2010 au 30 juin 2011. Cela n’entraîne aucun changement aux exigences réelles.
• Le paragraphe 1(2) clarifie la définition de « période de conformité visant le distillat » en incluant de façon explicite les dates exactes; en l’occurrence, la première période de conformité s’échelonne du 1^er juillet 2011 au 31 décembre 2012. Cela n’entraîne aucun changement aux exigences réelles.

De plus, Environnement Canada et les intervenants de l’industrie ont identifié certains enjeux, des incohérences mineures et un manque de clarté dans des parties du texte de réglementation depuis sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les modifications proposées engloberaient également les révisions suivantes à ce sujet :

• Le paragraphe 2(1) corrige l’alinéa 4(7)a) du Règlement en retirant l’extrait « ou les rapports ». Les diverses clauses citées à cet alinéa ne traitent pas des rapports;
• Le paragraphe 2(2) ajoute un nouveau paragraphe 4(9) au Règlement qui clarifie les règles sur la détermination des pourcentages de carburant renouvelable dans le pétrole déterminés aux fins de la définition de « carburant à haute teneur en carburant renouvelable » ou du paragraphe 17(1). Selon les normes actuelles de l’industrie, ces pourcentages doivent être arrondis au prochain pourcentage entier ou, si la valeur se trouve à distance égale entre deux pourcentages entiers, au pourcentage entier pair le plus près;
• L’article 3 révise la note en marge dans la version anglaise du paragraphe 8(2) du Règlement, de « Distillate » à « Distillate pool », ce qui correspond aux notes en marge des paragraphes 5(2) et 6(2) du Règlement;
• L’article 4 et le paragraphe 5(1) retirent l’extrait « the description » des définitions anglaises de RF_G et RF_D aux paragraphes 21(2) et 22(2) du Règlement. Ces extraits sont superflus;
• Le paragraphe 5(2) ajoute un nouveau paragraphe 22(4) au Règlement pour préciser que les unités de conformité de distillat excédentaires qui appartiennent à un fournisseur principal à la fin de la période précédant la période de conformité visant le distillat qui ne peuvent être reportées peuvent être utilisées uniquement pour répondre au besoin de l’exigence pour l’essence de ce fournisseur;
• L’article 6 ajoute un nouveau paragraphe 25(5) au Règlement qui clarifie que les unités de conformité de distillat excédentaire que possèdent les participants volontaires à la fin de la période précédant la période de conformité sont annulées. Le paragraphe 7(3) et l’article 11 ajoutent l’exigence de tenir des dossiers et de produire des rapports, respectivement, sur les renseignements qui concernent cette annulation au paragraphe 31(2) et à l’annexe 5 du Règlement;
• Le paragraphe 7(1) reformule le paragraphe 31(1) du Règlement pour clarifier l’exigence de consigner l’information dans un livre des unités de conformité. Par suite de ces changements, le paragraphe 7(2) modifie « and » en faveur de « or » à la fin de la version anglaise de l’alinéa 31(1)b) du Règlement;
• L’article 8 ajoute un nouveau sous-alinéa 32(3)a)(iii) au Règlement pour prévoir la création d’unités de conformité pour un procédé de mélange en deux étapes qui produit au départ du carburant à teneur élevée en carburant renouvelable, plus tard mélangé de nouveau à du carburant dont la teneur en carburant renouvelable n’est plus élevée. Certaines entreprises envisagent ce mélange en deux étapes, surtout pour le biodiesel; avec cette méthode, le B50 peut être conservé à l’état non chauffé et remélangé ensuite pour créer du B5;
• L’article 9 de la version anglaise corrige l’orthographe du mot « occurred » à l’alinéa 34(3)e) du Règlement.

Contexte

Contexte national

Depuis 1980, le gouvernement du Canada appuie le développement de carburants de remplacement et joue un rôle actif dans la recherche et le développement des technologies et dans la mise en œuvre de programmes fondés sur le marché (tels que des incitatifs fiscaux et de l’aide économique) qui encouragent la production et l’utilisation de carburant renouvelable.

Le gouvernement du Canada a déployé un certain nombre de programmes de démonstration ayant pour objet d’évaluer et de promouvoir la production et l’utilisation de carburants renouvelables, comme le Programme de mesures ciblées pour le biodiesel et le Programme d’expansion du marché de l’éthanol.

En déployant de tels programmes, le gouvernement du Canada a démontré son engagement à accroître la production et l’utilisation de biocarburants renouvelables, plus propres, comme l’éthanol et le biodiesel. Plus récemment, il a adopté la Stratégie sur les carburants renouvelables, qui comporte quatre volets. Cette stratégie vise à :

• réduire les émissions de GES associées à l’utilisation de carburant;
• encourager une production plus importante de carburants renouvelables;
• fournir aux exploitants agricoles et aux collectivités rurales de nouveaux débouchés;
• accélérer la commercialisation de nouvelles technologies liées aux carburants renouvelables.

Les avantages apportés au secteur agricole et rural constituent l’un des principaux moteurs à l’appui de la production et de l’utilisation des carburants renouvelables au Canada, et ce, en plus des avantages pour l’environnement dans son ensemble. En effet, une production accrue de carburants renouvelables au Canada augmentera la demande locale en matières premières et offrira de nouveaux débouchés pour les cultures des producteurs agricoles canadiens. Par exemple, les installations de production de biodiesel peuvent offrir un marché pour le canola hors grade, qui ne convient pas au marché alimentaire.

Fournir aux producteurs agricoles la possibilité d’investir dans des projets rentables de carburants renouvelables et d’établir de tels projets qui utilisent des produits agricoles comme intrants contribuera à créer un flux positif de revenus qui pourrait être plus indépendant des fluctuations de prix des produits de base. Cela permettrait également de favoriser une approche qui va au-delà de la simple production de produits pour se concentrer sur de nouvelles façons d’ajouter de la valeur à la biomasse produite sur les fermes. Les usines de carburant renouvelable injecteraient des dépenses supplémentaires dans les économies rurales locales, élargissant du même coup leur assiette fiscale et créant des emplois supplémentaires au niveau local.

À l’appui de la Stratégie sur les carburants renouvelables, le 30 décembre 2006, le gouvernement du Canada a publié un avis d’intention (voir référence 3) afin d’élaborer un règlement qui exigerait une teneur moyenne en carburant renouvelable de 5 % basée sur le volume d’essence en 2010 et de 2 % dans le carburant diesel et le mazout de chauffage au plus tard en 2012.

Le 23 avril 2007, le gouvernement du Canada a établi l’Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants (voir référence 4) dont Agriculture et Agroalimentaire Canada (AAC) est responsable. Cette initiative étalée sur quatre ans, d’une valeur de 200 millions de dollars, offrirait des contributions remboursables pouvant aller jusqu’à 25 millions de dollars par projet pour aider les fermiers à surmonter les difficultés rencontrées en vue de réunir les capitaux nécessaires à la construction ou à l’agrandissement d’installations de production de carburants renouvelables.

La Stratégie sur les carburants renouvelables compte aussi un autre programme, intitulé Initiative écoÉNERGIE pour les biocarburants (écoÉNERGIE) (voir référence 5), géré par RNCan. Annoncé le 3 décembre 2007, ce programme appuie la production des carburants de remplacement pour l’essence et le diesel, et encourage le développement d’une industrie nationale de carburants renouvelables concurrentielle. Dans le cadre de ce programme, le gouvernement investira jusqu’à 1,5 milliard de dollars sur neuf ans à l’appui de la production de carburants renouvelables au Canada.

Le budget de 2007 comprend aussi un investissement de 500 millions de dollars sur huit ans dans le programme Technologies du développement durable du Canada (voir référence 6), supervisé par Environnement Canada et RNCan pour établir — en collaboration avec le secteur privé — des installations à grande échelle pour la production de carburants renouvelables de la prochaine génération. Ces carburants produits à même des matières premières non alimentaires (comme de la paille de blé, les cannes de maïs, les résidus de bois et le panic raide) ont le potentiel de générer des bienfaits environnementaux supérieurs à ceux des carburants renouvelables traditionnels en ce qui concerne les réductions des émissions de GES.

En plus de ces engagements, le budget de 2008 prévoyait un autre investissement de 10 millions de dollars sur deux ans pour la recherche et des analyses scientifiques sur les émissions de carburants renouvelables à l’appui de l’élaboration de règlements ainsi que des projets de démonstration pour évaluer la faisabilité technique du biodiesel dans le climat et le contexte canadiens.

Les modifications proposées appuieront également l’utilisation de carburants renouvelables au Canada et en augmenteront la demande. Les niveaux de production nationaux devraient être stimulés par les initiatives en place dans le cadre de la Stratégie sur les carburants renouvelables. Combinées à d’autres programmes du gouvernement du Canada, les modifications proposées aideraient à créer des emplois dans les régions rurales et à offrir de nouveaux débouchés pour le Canada rural.

Mesures dans les autres provinces canadiennes

Certaines provinces ont établi des exigences minimales pour la teneur en diesel renouvelable dans le distillat. Le tableau qui suit résume les exigences provinciales applicables aux distillats qui ont été annoncées ou mises en œuvre à ce jour.

Tableau 1 : Exigences imposées par les réglementations provinciales sur la teneur en carburant renouvelable dans les distillats

Province	Niveau prévu par le règlement	Date de mise en œuvre
Manitoba	2 %	2009
Alberta	2 %	2011
Colombie-Britannique	3 % 4 % 5 %	2010 2011 2012

Mesures dans les autres pays

Des exigences sur le diesel renouvelable ont été mises en place dans différents pays, dont les États-Unis, l’Union européenne et le Brésil.

Les États-Unis

La Energy Policy Act of 2005 a établi la Renewable Fuels Standard (RFS) [norme sur les carburants renouvelables], qui exige que 7,5 milliards de gallons (environ 34 milliards de litres) de carburants renouvelables soient mélangés à l’essence d’ici 2012. La Energy Independence and Security Act of 2007 a élargi le programme et a établi ce que l’on désigne communément en tant que RFS2; les exigences annuelles liées au volume passeront à 36 milliards de gallons (environ 164 milliards de litres) d’ici 2022. La RFS2 a aussi créé diverses catégories de carburant renouvelable et des exigences sur le diesel à base de biomasse. À chaque catégorie s’appliquent des normes de rendement pour le cycle de vie des GES et des exigences précises pour le volume.

Au 31 juillet 2010, cinq États et une ville ont pris des engagements envers le diesel renouvelable :

• Le Minnesota a une exigence de 5 % pour tout le diesel vendu sur son territoire. Ses engagements passent à 10 % en 2012 et à 20 % en 2015, mais uniquement d’avril à octobre.
• L’Oregon a des engagements de 2 % qui passent à 5 % quand la production annuelle de biodiesel de l’État atteindra 15 millions de gallons.
• L’État de Washington a un engagement selon lequel 2 % du diesel doit être du biodiesel ou du carburant renouvelable. Cet engagement passe à 5 % une fois que la capacité de trituration des matières premières et des oléagineux de l’État pourra répondre à une exigence de 3 %.
• La Pennsylvanie a un engagement de 2 % pour tout le carburant diesel vendu dans l’État. Cet engagement passe à 5 %, 10 % et 20 % une fois que la production de l’État pourra atteindre ces niveaux.
• Le Massachusetts a un engagement d’une teneur de 2 % en diesel renouvelable, qui doit augmenter à 5 % d’ici 2013; cependant, l’engagement actuel a été suspendu pour une période indéterminée en raison de craintes que les coûts plus élevés seraient encourus par le consommateur après l’échéance du crédit d’impôt fédéral sur le biodiesel des États-Unis.
• Portland, en Oregon, a un engagement de 10 % pour tout le carburant diesel vendu dans la ville.

Deux autres États ont pris des engagements sur le biodiesel qui ne sont pas encore en vigueur :

• L’engagement de 5 % du Nouveau-Mexique sur le diesel utilisé dans les véhicules motorisés entre en vigueur en 2012.
• L’engagement de 2 % de la Louisiane entrera en vigueur une fois que la production annuelle de l’État à partir des matières premières locales atteindra 10 millions de gallons.

En 2009, la capacité de production de biodiesel aux États-Unis était d’environ 5,9 milliards de litres, tandis que la production réelle se chiffrait à environ 1,7 milliard de litres.

L’Union européenne

La Directive sur les énergies renouvelables (Directive 2009/28) est entrée en vigueur le 25 juin 2009, et l’une de ses composantes de base est un objectif où les parties s’engagent à une teneur de 10 % en carburant renouvelable dans le secteur du transport pour 2020 et la mise en place d’un ensemble complet d’exigences de durabilité pour les biocarburants, qui visent l’atteinte de cet objectif.

La Directive sur les biocarburants de l’Union européenne (Directive 2003/30/CE) a établi des objectifs à caractère non-obligatoire pour l’utilisation de biocarburants dans les combustibles fossiles. En 2005, l’objectif était de 2 % et en 2010, de 5,75 %. Une modification apportée à la Directive sur la qualité des carburants a été votée en décembre 2008 pour permettre des mélanges de biodiesel allant jusqu’à une teneur de 7 %. La spécification EN 590 sur la qualité du diesel a été modifiée en 2009 pour la rendre conforme à cette directive.

Plusieurs États membres de l’Union européenne ont pris des engagements précis à l’égard du biodiesel ou du diesel renouvelable, comme l’Allemagne (4,4 %), l’Italie (3,5 % en 2010, 4 % en 2011, et 4,5 % en 2012), la Lituanie (5 %) et le Portugal (10 %).

Le Brésil

En 2005, le Brésil a établi des pourcentages minimaux pour le biodiesel dans le diesel. L’exigence obligatoire est de 2 %, de 2008 à 2012, et de 5 % pour 2013 et après.

Profils sectoriels

Usines de production de carburants renouvelables

Afin d’augmenter l’approvisionnement en biodiesel au Canada, le gouvernement a mis en place le programme écoÉNERGIE pour les biocarburants, qui soutient la production de carburants renouvelables en vue de remplacer l’essence et le diesel, et encourage le développement d’une industrie nationale compétitive de carburants renouvelables. Le programme, administré par RNCan, investira jusqu’à 1,5 milliard de dollars sur neuf ans à l’appui de la production de biocarburants au Canada.

Il y a présentement sept raffineries de biodiesel commerciales au Canada, dont la production annuelle se chiffre à environ 118 millions de litres par année (depuis 2007). D’autres raffineries sont en cours de construction, dont la plupart sont situées dans les Prairies. Si l’on tient compte de la totalité de ces raffineries, le secteur canadien du biodiesel aurait une capacité de production totale de 600 millions de litres d’ici 2012.

Le biodiesel peut être produit à partir de diverses matières premières, dont les huiles végétales, les graisses animales et les huiles de cuisson recyclées (aussi connues sous le nom de graisses jaunes). Au Canada, les huiles végétales les plus courantes proviennent de cultures réservées à cette fin, comme la fève de soya et le canola. Étant donné que le canola a une teneur en huile plus élevée, des points de trouble (voir référence 7) et d’écoulement (voir référence 8)inférieurs et que son volume d’exportation net est plus considérable que celui du soya, il est considéré une meilleure matière première pour la production de biodiesel. Actuellement, le biodiesel produit au Canada est principalement fait de graisse jaune et de graisses animales, qui représentent les matières premières les plus rentables et génèrent passablement moins d’émissions de GES comparativement aux autres.

Secteur du raffinage du pétrole

En 2007, il y avait 16 raffineries au Canada, exploitées par 9 entreprises qui font le raffinage et la commercialisation. Imperial Oil, Shell et Suncor vendaient leurs produits à l’échelle nationale et exploitaient 3 raffineries ou plus chacune. Dans la plupart des cas, les autres entreprises font la promotion de leurs produits à l’échelle locale et exploitent seulement une raffinerie. En 2007, ces installations employaient environ 7 400 personnes dans le secteur. Parmi ces installations, quatre étaient situées en Ontario; l’Alberta et le Québec en comptaient chacune trois; deux étaient situées en Colombie-Britannique; et la Saskatchewan, le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador en comptaient chacune une.

Les raffineries au Canada fonctionnaient généralement à 90 % de leur capacité (un fonctionnement à 95 % représente le taux d’utilisation optimal si on tient compte des arrêts à des fins d’entretien ainsi que d’autres événements inattendus). En 2007, un volume total de 108 milliards de litres de pétrole brut a été envoyé aux raffineries et les importations ont atteint 49,9 milliards de litres. La production totale de produits pétroliers raffinés a atteint environ 123 milliards de litres; l’essence automobile représentait la majeure partie des produits raffinés, soit environ 36 % de la production totale. Le diesel représente 23 % de ces produits. Bien que la production totale de produits raffinés varie d’une année à l’autre, au total, la proportion de chaque produit ne change pas de façon importante. En janvier 2007, les ventes nationales de produits pétroliers raffinés par région étaient de 32 % en Ontario, de 20 % au Québec, de 18 % en Alberta, de 11 % dans les provinces de l’Atlantique et de 19 % dans les autres provinces et territoires du Canada.

Les installations de raffinage du pétrole et les producteurs d’autres produits à base de pétrole et de charbon au Canada (par exemple les producteurs de cires de pétrole, de gelée de pétrole et les entreprises qui recyclent les huiles à moteur usées) ont contribué pour 2,6 milliards de dollars au produit intérieur brut (PIB), selon les estimations, et ont accumulé 68,6 milliards de dollars de revenus totaux en 2007. Les raffineries canadiennes ont répondu à environ 84 % de la demande nationale de produits pétroliers raffinés. Le Canada a exporté plus de 25 milliards de litres de produits pétroliers raffinés, alors qu’il en a importé 16 milliards de litres (voir référence 9).

Les revenus nets de l’industrie du raffinage du pétrole sont passés de 0,8 milliard de dollars en 1998 à 5,2 milliards de dollars en 2007, soit une augmentation de 20,8 % par année en moyenne. En 2007, le taux de croissance était de 16 %.

Secteur du transport et de la distribution du carburant

L’infrastructure pour le transport et la distribution de carburant à base de pétrole est principalement dominée par les producteurs de pétrole nationaux au Canada. Les producteurs de carburant régionaux et les entreprises de commercialisation indépendantes représentent une plus petite part du système de distribution. Le système de distribution du pétrole se rapporte au transport du pétrole brut vers les raffineries, ainsi qu’à la distribution de produits pétroliers raffinés vers les terminaux de stockage principaux, les dépôts de stockage et stations de détail et les dépôts à approvisionnement sélectif par carte. Les produits pétroliers raffinés sont transportés à l’aide de camions-citernes, du système ferroviaire, de navires pétroliers ou de pipelines selon la quantité de carburant et la situation géographique.

L’industrie pétrolière canadienne en aval peut se diviser en trois régions distinctes : l’Ouest du Canada, l’Ontario, et le Québec et les provinces de l’Atlantique. Dans la région du Québec et de l’Atlantique, le transport des produits entre les raffineries et les terminaux s’effectue principalement par bateau et par train, à l’exception des produits qui sont destinés à l’Ontario, lesquels sont transportés par l’entremise de la Trans Northern Pipeline (TNPL), et des produits transportés par train entre Saint-Romuald et Montréal — pour lesquels on envisage de remplacer le train par un pipeline.

En 2006, environ 80 milliards de litres de produits pétroliers raffinés ont été transportés par l’intermédiaire de pipelines au Canada. En 2007, le transport du pétrole brut et autres produits par pipeline ont contribué pour environ 1,4 milliard de dollars, soit environ 0,1 % du PIB. D’autre part, en 2007, le transport total de biens par train, bateau et camion a ajouté environ 28,5 milliards de dollars au PIB, soit près de 2,3 %.

Terminaux de stockage du carburant

Il y a 1 833 terminaux de stockage au Canada, dont 76 terminaux principaux, 614 dépôts de stockage et 1 143 dépôts à approvisionnement sélectif par carte. La plupart de ces terminaux (environ 67 %) sont situés dans l’Ouest, alors que l’Ontario et les provinces de l’Est représentent 16 % et 17 % de ces terminaux de stockage, respectivement. L’Ontario, la Colombie-Britannique et le Québec représentent 66 % des principaux terminaux au Canada. Les producteurs de carburant à base de pétrole sont les propriétaires de ces terminaux principaux qui sont partagés afin d’optimiser l’efficacité. La majorité des terminaux principaux sont situés près des principaux marchés et des moyens de transport. Souvent, plusieurs producteurs chargent leurs produits pétroliers au même terminal où sont ajoutés des additifs exclusifs avant la distribution vers les dépôts de stockage ou les stations de détail. Dans la plupart des cas, l’incorporation de carburants renouvelables serait effectuée dans les terminaux (une petite portion s’effectue dans les stations de détail également), et il faut disposer de citernes séparées sur place pour stocker le carburant renouvelable avant de le mélanger. En règle générale, il faut entreposer le biodiesel dans des réservoirs chauffés pour l’empêcher de se solidifier par temps froid.

Les dépôts de stockage, soit le deuxième niveau dans les installations de stockage, représentent 33 % de toutes les installations de stockage au Canada et sont situés dans des endroits où la distribution au détail à même les terminaux n’est pas rentable. Ils fonctionnent comme des points secondaires de stockage et de distribution, mais aussi comme des points de vente et, pour cette raison, ne sont habituellement pas partagés (contrairement aux terminaux principaux).

Les dépôts à approvisionnement sélectif par carte fournissent du carburant aux camionneurs commerciaux, comme les remorques de longue distance et les véhicules de livraison. Ces dépôts sont des installations à accès contrôlé, contrairement aux stations de détail. Le diesel est le principal carburant offert dans ces installations, car il est le plus utilisé par les parcs de véhicules commerciaux. Au cours des 30 dernières années, les dépôts à approvisionnement sélectif par carte sont devenus les principaux fournisseurs de carburant pour les entreprises de camionnage commercial. Puisqu’il n’y a pas de données sur l’approvisionnement total des dépôts à approvisionnement sélectif par carte pour le Canada, il est difficile d’évaluer avec précision la part des ventes liées à ces dépôts. Cependant, les exploitations de dépôt à approvisionnement sélectif par carte représentent probablement environ 70 % de la totalité de la demande en diesel au Canada.

Certains producteurs pourraient envisager la possibilité de restructurer les raffineries existantes pour produire de l’huile végétale hydrotraitée (HVH). Cette HVH a d’importants avantages physiques par rapport au biodiesel, soient des propriétés d’écoulement à froid supérieures et une teneur plus élevée en énergie. Le transport, le stockage et le mélange d’HVH ne requièrent aucun réglage de température (comme des réservoirs et des conduites chauffés et isolés), ce qui réduit les coûts de manière considérable. Cependant, ce produit est actuellement plus coûteux que le biodiesel ce qui limite son approvisionnement.

Secteur du détail

Un grand nombre d’entreprises font la promotion et la vente au détail du carburant. Certaines de ces entreprises sont des raffineries-promoteurs intégrées qui produisent du carburant, le distribuent et en font la promotion par l’entremise d’opérateurs affiliés ou d’opérateurs autorisés qui sont propriétaires des points de vente au détail individuels. Les raffineries-promoteurs intégrées sont les propriétaires ou exploitants d’environ 28 % des points de vente au détail. Les promoteurs indépendants (le 72 % restant) achètent leurs produits auprès des producteurs canadiens ou importent du carburant et sont normalement des exploitants de plus petite envergure.

Le nombre de points de vente au détail a continuellement diminué, passant d’environ 20 000 à la fin des années 1980 à moins de 13 000 en 2008. Le Québec et l’Ontario comptaient le plus grand nombre de points de vente au détail d’essence et représentaient plus de la moitié du total, suivis de l’Alberta et de la Colombie-Britannique, avec 13 % et 11 % respectivement. Il convient de noter que le marché du détail pour le distillat représente une petite partie des ventes totales de diesel et de mazout de chauffage dans l’Ouest canadien (environ 35 %), tandis qu’en Ontario et au Québec, il représente environ 50 %.

Secteur agricole

Dans le secteur agricole primaire, les exploitations agricoles de grande envergure dominent la production et représentent seulement 2,5 % des fermes, mais 40 % des revenus. En 2007 et en 2008, au fur et à mesure que les prix des denrées ont augmenté, les revenus des marchés agricoles et le revenu net des fermes de grains et d’oléagineux ont également augmenté. Le Canada se classe au deuxième rang mondial en ce qui concerne la superficie des terres arables disponibles par habitant, ce qui explique également pourquoi le Canada est un important producteur et exportateur de produits agricoles. La portion des terres du Canada qui sont appropriées pour la production agricole ne représente qu’un faible pourcentage (5 %) du total.

Le secteur de l’agriculture, de la foresterie, de la pêche et de la chasse a contribué pour près de 2,2 % au PIB du Canada en 2007; les cultures agricoles représentant environ 54,5 %. Le secteur des cultures agricoles employait près de 298 844 personnes. En 2007, la valeur des cultures exportées s’élevait à près de 13 milliards de dollars, alors que les importations s’élevaient à 6,4 milliards de dollars; les États-Unis étant le plus important partenaire commercial, suivi du Japon.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Statu quo

Comme il a déjà été mentionné, le Règlement comprend des dispositions qui imposent une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, mais ne précise pas de date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Cette exigence était conditionnelle à la démonstration de la faisabilité technique dans le contexte canadien. La faisabilité technique a été évaluée par RNCan dans le cadre du projet de l’IDNDR; elle appuie la mise en œuvre de l’exigence d’une teneur de 2 % de contenu renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, à condition que l’on prévoie assez de temps pour que l’industrie des combustibles fossiles se prépare en se dotant des infrastructures nécessaires. L’option de ne rien faire, soit de ne pas établir la date d’entrée en vigueur, a été rejetée, puisqu’elle minerait l’efficacité de la Stratégie sur les carburants renouvelables et ne permettrait pas de réduire davantage les émissions de GES qui surviendront en exigeant une teneur en carburants renouvelables basée sur les volumes de distillats.

Modifications proposées

Pour établir une date d’entrée en vigueur pour l’exigence de 2 %, il est nécessaire de modifier le paragraphe 40(3) du Règlement. Les modifications proposées représentent donc la seule option.

Avantages et coûts

Une analyse des avantages et des coûts a été menée afin d’évaluer les répercussions des modifications proposées sur les intervenants, y compris le public, l’industrie et le gouvernement canadiens.

Cadre analytique

L’approche de l’analyse coût-avantage détermine, quantifie et monétise, dans la mesure du possible, les coûts et les avantages différentiels des modifications proposées. Le cadre d’analyse coût-avantage appliqué à cette étude comprend les éléments suivants :

Régions — Les coûts et les avantages ont été évalués sur une base régionale. Les régions sont définies comme suit : « l’Ouest », qui comprend la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba; « l’Ontario », et « l’Est », qui inclut le Québec, le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse, l’Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve-et-Labrador. Ces régions ont ainsi été définies afin de préserver la confidentialité des données recueillies pour cette analyse. Puisque les volumes de diesel ou de mazout de chauffage vendus ou livrés aux fins d’utilisation au Yukon, dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et dans les régions du Québec situées au nord du 60^e parallèle de latitude nord sont exclus du distillat d’un producteur ou d’un importateur, ces régions n’ont pas été incluses dans l’analyse.

Répercussion différentielle — Les répercussions sont analysées en termes de variations marginales des émissions, des coûts et des avantages pour les intervenants et l’économie. Les répercussions différentielles ont été déterminées en comparant deux scénarios : un avec et l’autre sans les modifications proposées. Les deux scénarios sont présentés ci-dessous.

Période de l’analyse — L’horizon temporel utilisé pour évaluer les répercussions économiques est de 25 ans, 2011 étant la première année de l’analyse, au moment où les modifications proposées devraient entrer en vigueur.

Coûts et avantages — Ceux-ci ont été évalués en termes monétaires dans la mesure du possible et sont exprimés en dollars canadiens de 2007. Chaque fois que cela n’était pas possible, en raison soit du manque de données appropriées, soit de difficultés dans l’évaluation de certaines composantes, les répercussions différentielles ont été évaluées en termes qualitatifs.

Taux d’actualisation — Un taux d’actualisation de 3 % est utilisé dans l’analyse pour évaluer la valeur actualisée des coûts et des avantages en vertu de l’analyse centrale. Une analyse de sensibilité des taux d’escompte et autres variables clés pour tester la variabilité des estimations des coûts a aussi été effectuée.

Les modifications proposées ne précisent pas le type de carburant renouvelable utilisé pour répondre à l’exigence de 2 %. Les biodiesels (voir référence 10) ont généralement une teneur en énergie plus faible que le diesel ordinaire, des températures plus élevées des points de trouble et sont généralement mélangés seulement jusqu’à concurrence de 5 % seulement, étant donné que les niveaux de mélange élevés (c’est-à-dire 20 %) peuvent ne pas être compatibles avec les technologies de certains véhicules. Toutefois, selon RNCan, dans des mélanges à faible niveau de B2 et B5, cette plus faible teneur énergétique n’est pas perceptible et aucun changement important dans la consommation de carburant n’est observé. Du kérosène peut être ajouté aux mélanges de biodiesel pour améliorer le point de trouble au cours des températures hivernales. Le kérosène a une teneur en énergie plus faible d’environ 2,5 % que le diesel. Avec le kérosène, l’effet sur la teneur en énergie peut être plus important parce que des volumes beaucoup plus élevés de kérosène devraient être mélangés comparativement au biodiesel. Un améliorant de point d’écoulement est un additif qui abaisse la température à laquelle un fluide continuera de s’écouler dans des conditions standard. Les améliorants de point d’écoulement peuvent être ajoutés à des mélanges de diesel renouvelable sans qu’une perte au niveau de la teneur en énergie se produise.

L’huile végétale hydrotraitée (HVH) (voir référence 11) possède des propriétés physiques qui lui permettent d’être mélangée de manière uniforme au diesel fossile, et elle peut donc être mêlée à des mélanges à 100 %. L’huile végétale hydrotraitée a généralement un nombre plus élevé de cétanes et une teneur en énergie légèrement supérieure à celle du diesel fossile (voir référence 12). Toutefois, elle est actuellement relativement coûteuse et l’offre ne se limite qu’à quelques centres de production en Asie du Sud, en Finlande, dans les Pays-Bas et aux États-Unis.

Les estimations des avantages et des coûts sont principalement fondées sur une mise à jour de l’étude des modifications proposées menée en 2010 (voir référence 13) par Environnement Canada.

Scénario du maintien du statu quo

Le scénario du maintien du statu quo (MSQ) repose sur les mandats provinciaux qui ont été mis en place le 1^er décembre 2010. Des mandats provinciaux ont été établis dans trois provinces (Manitoba, Colombie-Britannique et Alberta) avec différents niveaux d’exigences de diesel renouvelable (voir le tableau 1).

Pour évaluer les volumes de la demande de biodiesel en raison des exigences provinciales, il est nécessaire d’évaluer les volumes de demande du statu quo pour le diesel et le mazout de chauffage au cours de la période de 25 ans. Pour y parvenir, les taux annuels moyens de croissance de la demande de diesel et de mazout de chauffage tirés de « Perspectives énergétiques du Canada : scénario de référence de 2006 » de RNCan (voir le tableau 2) ont été utilisés afin de faire croître les volumes de demande réels de diesel et de mazout de chauffage de 2009 (voir référence 14).

Les volumes de la demande pour le biodiesel en raison des exigences provinciales ont été calculés en multipliant les volumes de demande estimés pour le diesel et le mazout de chauffage par les exigences officiellement prescrites du carburant renouvelable dans ces provinces. Il est donc prévu que la demande annuelle de carburant renouvelable passera de 274 millions de litres par année en 2011 à 483 millions de litres par année d’ici 2035. On s’attend à ce que ces exigences provinciales puissent être satisfaites grâce à la capacité existante et prévue de production annuelle de biodiesel, qui devrait totaliser environ 600 millions de litres d’ici 2012 (axée sur les volumes pris en charge dans le cadre du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants). Le tableau 3 présente une estimation des volumes de la demande pour le diesel, le mazout de chauffage et le biodiesel attribuables aux exigences provinciales.

Tableau 2 : Taux de croissance annuelle de la demande de diesel et de mazout de chauffage (2011 à 2035)

Carburant	Ouest	Ontario	Est
Diesel	0,0198	0,0179	0,0105
Mazout de chauffage	0,0194	0,0150	0,0047

Source : Perspectives énergétiques du Canada : scénario de référence de 2006 de RNCan.

Tableau 3 : Estimation de la demande cumulative de diesel, de mazout de chauffage et de diesel renouvelable dans le cadre du scénario du MSQ (2011 à 2035)

(en millions de litres)

Demandes	Ouest	Ontario	Est	Total
Demande de diesel	404 182	206 112	201 742	812 036
Demande de mazout de chauffage	3 681	25 847	64 814	94 342
Demande de biodiesel sur une période de 25 ans	9 653	0	0	9 653
Demande annuelle moyenne de biodiesel	386	0	0	386

Les estimations relatives aux réductions des émissions de GES attribuables aux mandats provinciaux dans le cadre du scénario du MSQ ont été axées sur les facteurs de réduction des émissions en fonction du cycle de vie pour chacun des différents types de biodiesel et pour l’HVH. Les facteurs d’émissions de biodiesel et d’HVH en fonction du cycle de vie ont été évalués en utilisant la version 3.19 du modèle GHGenius de RNCan dans des conditions canadiennes moyennes et ont été comparés avec les facteurs du cycle de vie des émissions du diesel conventionnel afin d’obtenir les facteurs de la réduction des émissions de GES pour les différents types de diesel renouvelable. Les facteurs de réduction des émissions de GES qui en résultent sont présentés au tableau 4 ci-dessous (par exemple dans le cas du canola, le retrait de 1 litre de diesel des combustibles fossiles engendre une réduction progressive de 3,012 kg d’émissions de CO₂).

Tableau 4 : Facteurs de réduction des émissions de GES pour l’HVH et le biodiesel fait à partir de soya, de canola et de suif

Canola B100 (kg CO2/L)	3,012
Soya B100 (kg CO2/L)	2,704
Suif B100 (kg CO2/L)	3,228
Soya des É.-U. B100 (kg CO2/L)	2,463
HVH — Palme (kg CO2/L)	1,470

Le kérosène est ajouté aux mélanges de biodiesel pour améliorer le point de trouble durant les températures hivernales. Pour évaluer l’évolution des émissions, un facteur de réduction des émissions de kérosène en fonction du cycle de vie devrait idéalement être utilisé. Parallèlement, étant donné que le kérosène et le diesel ont un cheminement de production similaire, il est peu probable que le cycle de vie des émissions de ces derniers soit très différent. Alors, on suppose que le facteur de réduction des émissions pour le kérosène sera nul, en attendant la conclusion de l’analyse de RNCan actuellement en cours.

On a également fait l’hypothèse que, compte tenu de la production actuelle et prévue de carburants renouvelables au Canada, le biodiesel canadien serait produit à partir de soya, de canola et de suif. La proportion de matières premières utilisées pour fabriquer du biodiesel canadien de 2011 à 2016 a été évaluée par RNCan et est basée sur l’utilisation projetée fournie par les entreprises qui ont signé ou ont l’intention de signer un accord de contribution dans le cadre du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants. En consultation avec RNCan et AAC, EC a fait l’hypothèse d’une baisse annuelle de 2 % de la proportion de suif utilisé par rapport à l’huile végétale dans chaque région de 2017 à 2035. Cela est attribuable au fait que les huiles végétales ont des points de trouble inférieurs à celui du suif (voir le tableau 9 ci-dessous). Ainsi, à mesure que la disponibilité des huiles végétales augmente, les raffineurs auront tendance à choisir le biodiesel fabriqué à partir d’huile végétale plutôt que celui fabriqué à partir de suif. Cela réduit la nécessité d’utiliser le kérosène ou des améliorants de point d’écoulement et cela serait donc plus efficace et réduirait les émissions de carbone avec le temps. La répartition des charges d’alimentation au fil du temps est présentée dans le tableau ci-dessous.

Tableau 5 : Distribution des matières premières pour la production du biodiesel canadien

matières premières	2011	2015	2020	2025	2030	2035
OUEST
Canola	43 %	45 %	49 %	54 %	58 %	62 %
Suif	57 %	55 %	51 %	46 %	42 %	38 %
ONTARIO
Soya	60 %	67 %	70 %	72 %	75 %	78 %
Suif	40 %	33 %	30 %	28 %	25 %	22 %
EST
Soya	53 %	60 %	63 %	66 %	69 %	72 %
Suif	47 %	40 %	37 %	34 %	31 %	28 %

Les prix du carburant ont été évalués en appliquant les taux de croissance des prévisions du prix du pétrole de RNCan aux prix historiques du diesel et du mazout de chauffage. Les valeurs sont présentées ci-dessous à la figure 2.

Figure 2 : Estimation du prix de gros du diesel et du mazout de chauffage

Les réductions des émissions de GES attribuables aux mandats provinciaux dans le cadre du scénario du MSQ ont été évaluées en multipliant les volumes de la demande du scénario du MSQ des esters méthyliques de l’acide gras du canola canadien et des esters méthyliques de l’acide gras du suif, des huiles végétales hydrotraitées et du kérosène au cours de la période de 25 ans par les facteurs correspondants de réduction des GES. Selon les estimations, les mandats provinciaux devraient permettre d’atteindre environ 28,7 Mt éq CO₂ de réduction des émissions de GES sur une période de 25 ans (ou une moyenne de 1,1 Mt éq CO₂ par année).

Scénario réglementaire

Suivant la date d’entrée en vigueur de l’exigence relative à une teneur de 2 % en carburant renouvelable dans le biodiesel, la demande de diesel renouvelable devrait augmenter au-delà de la demande prévue dans le scénario du MSQ. La demande additionnelle de diesel renouvelable représente la différence entre la demande du scénario du MSQ et la demande totale nécessaire pour répondre aux modifications proposées. La demande annuelle totale de diesel renouvelable, pour répondre aux exigences provinciales et fédérales, devrait passer d’environ 583 millions de litres en 2011 à 858 millions de litres en 2035, ou devrait augmenter d’environ 40 % par année en moyenne par rapport au scénario du MSQ.

La demande différentielle de diesel renouvelable est présentée au tableau 6 ci-dessous.

Tableau 6 : Estimation de la demande différentielle de diesel renouvelable dans le cadre du scénario réglementaire (2011 à 2035)

(en million de litres)

Demande	Ouest	Ontario	Est	Total
Demande de diesel renouvelable sur une période de 25 ans	1 931	3 562	2 618	8 111
Demande moyenne annuelle de diesel renouvelable	77	142	105	324

Étant donné la demande actuelle du scénario du MSQ associée aux mandats provinciaux sur le diesel renouvelable, on fait l’hypothèse que la demande accrue de diesel renouvelable dans le cadre du scénario réglementaire nécessitera une capacité de production accrue au-delà des niveaux actuels. Toutefois, au cours de la première année de l’entrée en vigueur des modifications proposées, un certain niveau d’importations, principalement des États-Unis, serait nécessaire alors que la capacité de production nationale augmente. Aux fins de l’analyse, les hypothèses suivantes sont formulées :

• Les usines de biodiesel ont une durée de vie de 20 à 25 ans.
• La demande de biodiesel au-delà de la capacité de 2011 d’environ 500 millions de litres (en fonction des volumes du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants) serait atteinte en 2011 grâce aux importations en provenance des États-Unis jusqu’à ce que la capacité augmente à 600 millions de litres en 2012.
• Pour la période de 2012 à 2035, on suppose que 90 % de la demande marginale supplémentaire sera satisfaite grâce à la production nationale de biodiesel et par les importations d’HVH dans une proportion de 10 %. On suppose également que l’HVH importé est un type de produit NExBTL produit à partir de l’huile de palme. Les estimations des volumes d’importations d’HVH ont été effectuées dans le cadre d’un sondage de l’industrie (voir référence 15)

Coûts pour l’industrie

Coût de production du biodiesel

Des investissements seraient nécessaires pour construire de nouvelles installations de production de carburant renouvelable. Les coûts en immobilisation sont modélisés par RNCan à environ 30 millions de dollars pour une usine de carburant à base de graisse animale d’une capacité de 30 millions de litres, et à 25 millions de dollars pour une usine de carburant à base d’huile végétale d’une capacité de 30 millions de litres. En incluant les coûts d’exploitation, le coût total serait d’environ 1,01 $ le litre pour une usine de carburant à base de graisse animale d’une capacité de 30 millions de litres et de 1,09 $ le litre pour une usine de carburant à base d’huile végétale d’une capacité de 30 millions de litres. À la lumière de ces renseignements, la valeur actualisée du coût différentiel de production de biodiesel au cours de la période de 25 ans est évaluée à environ 4,8 milliards de dollars.

Tableau 7 : Valeur actualisée du coût différentiel de production du biodiesel (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Coût	Ouest	Ontario	Est	Total
Coût de production du biodiesel	719,1	2 407,4	1 650,9	4 777,4

Producteurs et importateurs de carburant

Les producteurs et importateurs de carburant diesel et de mazout de chauffage assumeraient une partie des coûts différentiels liés aux modifications proposées. Les différentes propriétés entre le diesel ordinaire et les mélanges de diesel renouvelable nécessiteraient de nouvelles infrastructures et mises à niveau. Plus précisément, le biodiesel doit être transporté et stocké séparément du diesel de base. Le biodiesel non mélangé nécessite également des réservoirs chauffés pour empêcher la gélification par temps froid. Comme la teneur en carburant renouvelable du diesel et du mazout de chauffage augmenterait avec l’entrée en vigueur des modifications proposées, des investissements seront nécessaires pour mettre à niveau ou modifier les installations de raffinage ainsi que les systèmes de distribution et de mélange. Les investissements à réaliser comprennent à la fois les investissements uniques en immobilisation encourus la première année de la mise en œuvre des modifications proposées, ainsi que des coûts additionnels permanents d’exploitation et d’entretien. Selon les renseignements fournis par les producteurs et les importateurs de carburant, des investissements de 157,2 millions de dollars seront nécessaires afin de produire du diesel et du mazout de chauffage mélangés avec des carburants renouvelables. En plus des coûts d’immobilisation, 112,4 millions de dollars en coûts d’exploitation et d’entretien seront engagés.

Des coûts d’immobilisation différentiels pour les mises à niveau des terminaux seront aussi encourus par les producteurs de carburant qui les détiennent et les exploitent. En raison de la confidentialité des données sur les coûts, les renseignements fournis par les producteurs de carburant ont été regroupés pour toutes les mises à niveaux ou modifications des raffineries ou des terminaux au niveau régional. Les coûts d’immobilisation des terminaux comprennent la construction d’installations de réception par camion, train ou barge, l’achat de nouveaux locaux de stockage, l’installation d’équipement de mélange, la mise à niveau des conduites, des pompes, des joints d’étanchéité et des systèmes de récupération des vapeurs, ainsi que l’installation de systèmes de chauffage pour les citernes et les conduites.

Les détails des coûts différentiels pour les producteurs et les importateurs de carburant pour la période d’analyse de 25 ans sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 8 : Valeur actualisée des coûts différentiels des producteurs et importateurs de carburant (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Coûts	Ouest	Ontario	Est	Total
Coûts en immobilisation	22,7	39,7	94,8	157,2
Coûts d’exploitation et d’entretien	15,2	3,1	94,1	112,4
Importations de biodiesel	4,2	5,9	2,1	12,2
Importations de kérosène	1 286,3	3 797,5	1 452,5	6 536,3
Importations d’HVH	608,1	0	156,1	764,2
Coûts de transport du diesel renouvelable	29,7	97,1	66,7	193,5
Coûts administratifs	2,5	2,2	2,5	7,1
Total	1 968,7	3 945,5	1 868,8	7 783,0

Il convient de souligner que le coût d’achat du biodiesel canadien pour les producteurs et importateurs de carburant n’a pas été inclus ici, puisque le coût de production du biodiesel a déjà été pris en compte dans les coûts des producteurs de biocarburant décrits au tableau 7. Les coûts évités pour les producteurs et les importateurs de carburant découlant du déplacement du diesel et du mazout de chauffage attribuable à l’utilisation du biodiesel, du kérosène et de l’HVH importés et nationaux sont pris en compte dans la section des avantages.

La source du biodiesel, peu importe la région, dépendra bien entendu de la disponibilité, de la qualité et du coût, mais on fait l’hypothèse dans cette analyse que le biodiesel proviendra du Canada. Au cours de la première année, on s’attend à ce que certaines importations en provenance des États-Unis soient nécessaires afin de répondre à la demande jusqu’à ce que la capacité nationale de production de diesel renouvelable augmente.

Des différences sont prévues dans la façon dont les producteurs et les commerçants de carburant nationaux et régionaux respecteront les modifications proposées. Les producteurs et les importateurs de carburant à l’échelle nationale œuvrant dans l’Ouest opteraient pour des mélanges à fortes concentrations (B5 (voir référence 16)) seulement durant les mois plus chauds, principalement d’avril à septembre, afin de les aider à atteindre la moyenne nationale de 2 %. En conséquence, dans l’Ouest, le kérosène ne serait requis que durant les mois de transition saisonniers, soit en mars, avril, mai, août, septembre et octobre, sans aucun mélange effectué pendant les mois d’hiver. La situation est tout autre en Ontario et dans l’Est. Comme il n’existe aucune réglementation provinciale sur le contenu renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage dans ces régions, les volumes de biodiesel que les producteurs et les importateurs de carburant régionaux œuvrant dans ces régions devraient mélanger dans le but de répondre au mandat du gouvernement fédéral seraient plus élevés.

En outre, les esters méthyliques de l’acide gras du soya et du suif ont tous deux des points de trouble plus élevés que les esters méthyliques de l’acide gras du canola (qui devrait être la source de biodiesel dominante dans l’Ouest), comme l’illustre le tableau 9, et nécessitent donc une utilisation accrue de kérosène pendant une plus longue période afin de répondre aux spécifications annuelles du point de trouble. Dans le scénario réglementaire, les esters méthyliques de l’acide gras du canola ne sont pas utilisés en Ontario et dans l’Est, et ces régions utilisent des proportions plus élevées des esters méthyliques de l’acide gras du suif par rapport à l’Ouest.

Tableau 9 : Spécifications du point de trouble associées à différents types de biodiesel

Type de biodiesel	Point de trouble (degrés Celsius)
EMAG (suif)	+15
EMAG (canola)	+2
EMAG (soya)	–3

On fait l’hypothèse que le kérosène est surtout importé des États-Unis. Le coût du litre du kérosène est estimé à 4,9 cents plus élevé que pour celui du diesel conventionnel. Cela est basé sur la moyenne des écarts des prix du gros pour le kérosène et le distillat n^o 2 pendant les mois d’hiver (octobre à mars) au cours des trois dernières années (2007 à 2010), selon l’Energy Information Administration du département de l’Énergie des États-Unis (voir référence 17). Les gallons ont été convertis en litres et l’écart de prix des États-Unis a été converti en devises canadiennes à l’aide du taux de change moyen historique au cours des trois dernières années (2007 à 2010) de la Banque du Canada (voir référence 18). Le coût total des importations supplémentaires de kérosène au cours de la période de 25 ans est évalué à 6,5 milliards de dollars.

Dans le tableau 8, on peut également constater que l’on prévoit utiliser certains volumes d’HVH, et ce, autant dans l’Ouest que dans l’Est. De plus larges volumes d’HVH seraient mélangés dans l’Ouest, en raison de la plus grande accessibilité du produit dans cette région. De plus, les mélangeurs de l’Ouest utilisent déjà l’HVH pour satisfaire aux exigences provinciales et possèdent déjà l’infrastructure et la planification nécessaires pour traiter l’HVH. Ce produit est souhaitable en raison de son indice de cétane élevé et de son point de trouble peu élevé par rapport au biodiesel (peut aller jusqu’à −25 °C). Il est actuellement produit en quantités relativement faibles et doit être transporté sur de longues distances (de Singapour, de la Finlande, des Pays-Bas et, dans une certaine mesure, des États-Unis), ce qui le rend coûteux. Les volumes d’HVH utilisés pour calculer les coûts et le coût différentiel moyen de 35 cents le litre entre l’HVH et le diesel ont été fournis par l’industrie. Le coût supplémentaire total de l’HVH importé au cours de la période de 25 ans est évalué à 764 millions de dollars.

Certains producteurs de carburant ont étudié ou étudient actuellement la possibilité de produire eux-mêmes l’HVH, mais ont aussi indiqué que les coûts en immobilisation demeurent trop élevés. La plupart des producteurs préfèreraient mélanger avec de l’HVH, mais la disponibilité et les prix du produit le rendent inaccessible à ce moment-ci.

Les coûts estimés du transport du diesel renouvelable sont d’environ 193,5 millions de dollars et se fondent sur les renseignements fournis par les producteurs de carburant. Ces coûts varient en fonction de la proximité de la raffinerie par rapport aux installations de production de carburant renouvelable. On a calculé des frais de transport moyen d’environ 4,0 cents par litre afin d’évaluer les frais de transport totaux. Ces frais sont similaires à ceux utilisés par l’Environmental Protection Agency des États-Unis dans l’étude d’impact de la réglementation pour son Renewable Fuel Standard.

Les frais administratifs de 7,1 millions de dollars se rapportent aux exigences réglementaires concernant la mesure des volumes de distillat et de carburant renouvelable, la production de rapports et la tenue de registres. Les frais pour répondre aux exigences particulières du projet de règlement s’ajouteraient aux frais encourus en raison des mandats provinciaux.

Points de vente au détail

Les coûts différentiels des points de vente au détail de carburant comprennent essentiellement les coûts en immobilisation uniques de trois millions de dollars pour convertir les points de vente au détail, y compris l’achat de nouvelles citernes ou le nettoyage des anciennes citernes afin de répondre aux besoins du nouveau mélange d’essence et d’installation de nouveaux filtres. Les coûts supplémentaires d’exploitation et d’entretien sont négligeables.

Tableau 10 : Valeur actualisée des coûts différentiels liés à la mise à niveau des points de vente au détail (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Coûts d’immobilisation	Ouest	Ontario	Est	Total
Diesel	0,88	0,99	0,60	2,47
Mazout de chauffage	0,26	0,15	0,18	0,58
Total	1,14	1,14	0,78	3,05

Coûts pour les consommateurs

Les valeurs contenues dans la documentation sur la teneur énergétique du biodiesel par rapport au diesel varient de 5 % à 10 %. Cependant, des études d’exploitabilité effectuées dans le cadre de l’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable de RNCan et d’autres études ont révélé qu’aucun changement important n’est observé dans la consommation de carburant dans des mélanges à faible niveau de B2-B5. En conséquence, on a fait l’hypothèse que les consommateurs n’ont pas à encourir de coûts pour l’utilisation du biodiesel dans le carburant mélangé.

L’HVH a une teneur en énergie (environ 2 %) légèrement plus élevée que le diesel fossile (SAE 2008). Encore ici, dans les mélanges à faible teneur, on a supposé que les consommateurs ne réalisent aucune économie liée à la baisse des achats de carburant attribuable à la teneur énergétique plus élevée de l’HVH.

Le kérosène a une teneur énergétique d’environ 2,5 % plus faible que le diesel. Toutefois, comme des proportions relativement élevées de kérosène devraient être intégrées aux carburants mélangés, les coûts, pour les consommateurs, des achats supplémentaires de carburant attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène ont été pris en considération. Par exemple, dans des mélanges de biodiesel à 2 % fait à partir de biodiesel à base de canola, jusqu’à 22 % du mélange doit être du kérosène, tandis que le biodiesel fait à partir de saindoux doit en contenir jusqu’à 92 %. Cette augmentation des dépenses à la consommation a été calculée comme le produit des volumes différentiels de diesel et de mazout de chauffage, multiplié par les prix de détail projetés du diesel mélangé au Canada. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 11 : Valeur actualisée des coûts différentiels pour les consommateurs (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Différentiels	Ouest	Ontario	Est	Total
Diesel
Achats différentiels de mélanges de diesel attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène (ML)	52	172	58	282
Coût différentiel des achats de diesel mélangé (M$)	31,5	103,7	35,8	171,1
Mazout de chauffage
Achats différentiels de mélanges de mazout de chauffage attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène (ML)	14	24	16	63
Coût différentiel des achats de mélanges de mazout de chauffage (M$)	7,9	13,7	9,0	30,6
Coût total des achats différentiels de diesel et de mazout de chauffage (M$)	39,5	117,4	44,8	201,7

Coûts pour le gouvernement

Le gouvernement a encouru des coûts pour mettre en place et surveiller le règlement exigeant 5 % de contenu renouvelable dans l’essence. Les coûts différentiels de mise en place et de surveillance de l’exigence relative à la teneur de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage ont été jugés négligeables.

Avantages pour les Canadiens et les Canadiennes

Coûts évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage

Les modifications proposées entraîneraient le remplacement des volumes de diesel conventionnel et de mazout de chauffage qui seraient autrement produits ou importés au Canada par le diesel renouvelable et le kérosène. Les coûts évités du diesel et du mazout de chauffage remplacés représentent donc un avantage supplémentaire des modifications proposées. La valeur actualisée des coûts évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage a été évaluée en multipliant les volumes délogés par leurs prix projetés respectifs. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 12 : Valeur actualisée des coûts différentiels évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Coût évité	Ouest	Ontario	Est	Total
Diesel	1 704,8	4 518,0	2 108,4	8 331,2
Mazout de chauffage	394,5	703,2	486,1	1 583,8
Total	2 099,3	5 221,2	2 594,5	9 915,0

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

L’atteinte d’un volume de diesel renouvelable équivalant à 2 % des stocks de diesel et de mazout de chauffage du Canada entraînerait un volume moyen différentiel de 323 millions de litres par année de carburant renouvelable qui serait mélangé au diesel et au mazout de chauffage chaque année. On prévoit que cela permettrait une réduction différentielle des émissions de GES selon le cycle de vie équivalant à une moyenne d’environ 1 Mt éq CO₂ par année. Il s’agit d’une contribution importante à la réduction de la pollution atmosphérique associée aux émissions de GES, laquelle équivaut à retirer de la route un quart de millions de véhicules. Au cours de la période de 25 ans, la réduction cumulative des émissions de GES attribuables aux modifications proposées est évaluée à environ 23,6 Mt éq CO₂.

Les réductions différentielles des émissions de GES associées au scénario réglementaire sont calculées comme le produit des facteurs de réduction des émissions de GES illustrés au tableau 4 (comme il est utilisé pour le scénario du SMQ) et le volume différentiel correspondant des esters méthyliques de l’acide gras du canola canadien, du soya et du suif, des huiles végétales hydrotraitées et du kérosène nécessaires pour répondre au mandat de 2 % du gouvernement fédéral. De plus, comme certaines importations de biodiesel (principalement des États-Unis) seraient nécessaires pour combler le déficit de la production nationale, les émissions de GES ont été rajustées pour tenir compte du facteur d’émission des PME américaines.

Les gains les plus importants associés à la réduction des émissions de GES auraient lieu en Ontario et dans l’Est, représentant environ 80 % des réductions. Cela est principalement dû au fait que le diesel renouvelable n’est actuellement pas utilisé dans ces régions.

Tableau 13 : Valeur actualisée de l’estimation des avantages différentiels associés aux réductions des émissions de GES (2011 à 2035)

(M$ indexés de 2007)

Catégories	Ouest	Ontario	Est	Total
Diesel
Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)	3,7	8,8	6,2	18,7
Estimation du scénario réglementaire 25 $/tonne	76,8	183,3	130,0	390,1
Mazout de chauffage
Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)	0,9	2,3	1,7	4,9
Estimation du scénario réglementaire 25 $/tonne	20,5	49,2	35,0	104,7
Diesel et mazout de chauffage total
Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)	4,6	11,1	7,9	23,6
Avantage total pour le Canada	97,3	232,5	165	494,8

La valeur des réductions de GES dépend de façon critique des dommages des changements climatiques évités au niveau mondial. Ces dommages sont habituellement appelés le coût social du carbone (CSC). Les estimations du CSC sont très variables. Par exemple, des experts comme Tol, Nordhaus et Hope ont rapporté des valeurs moyennes du CSC variant de 10 $ à 25 $ par tonne d’équivalent CO₂, tandis que Stern a rapporté une valeur plus près de 100 $. Cette variabilité est attribuable en grande partie aux incertitudes autour des choix de paramètres clés dans l’estimation du CSC; par exemple, le taux d’escompte approprié à utiliser dans le calcul. Il est généralement admis que les estimations, même à partir du même modèle, varient considérablement selon les niveaux de variables clés sélectionnés. Bien que la recherche par Environnement Canada visant à déterminer le CSC approprié aux fins d’utilisation dans l’analyse coûts-avantages se poursuit, une valeur évaluée de 25 $ par tonne d’équivalent CO₂ a été adoptée pour cette analyse. Cette valeur est compatible avec le prix prévu du carbone aux États-Unis et la valeur marchande des permis par la Bourse européenne du carbone. Elle est aussi généralement compatible avec les valeurs actuellement utilisées par le gouvernement américain ainsi que par la Commission européenne. D’après cette estimation, la valeur actualisée des réductions différentielles des émissions de GES dans le cadre du scénario réglementaire est évaluée à 494,8 millions de dollars dans le cadre du scénario central.

Répercussion sur la qualité de l’air et la santé

Santé Canada procède actuellement à une analyse d’impact sur la santé relative à l’utilisation du biodiesel au Canada, et bien que ladite étude ne soit pas achevée, les résultats préliminaires sont présentés ici pour donner une indication générale des effets potentiels. L’étude comprend une analyse de l’incidence de l’utilisation du biodiésel sur les émissions du secteur mobile attribuables aux véhicules diesel lourds sur la route, et les incidences de ces changements dans les émissions sur la qualité de l’air et la santé. Ces incidences sont évaluées par rapport à celles associées à l’utilisation du diesel conventionnel. Les véhicules diesel légers, qui constituent une composante très mineure de la flotte de véhicules au Canada, ne sont pas inclus en raison d’un manque de données pertinentes sur les émissions. La modélisation des émissions mobiles et de la qualité de l’air a été réalisée en collaboration avec Environnement Canada.

L’estimation des répercussions sur la santé que pose un changement prévu dans les émissions est complexe et comporte une certaine incertitude, comme la projection des répercussions au cours des années à venir. Cependant, tel qu’il est exposé en détail ci-dessous, les analyses préliminaires de Santé Canada indiquent que les effets sur la santé associés à l’utilisation sur route de B2 ou B5 au Canada seront probablement minimes.

Émissions des contaminants atmosphériques provenant du secteur mobile

Les scénarios spécifiques examinés dans l’analyse des incidences du biodiesel sur les émissions canadiennes du secteur mobile comprennent une comparaison de l’utilisation nationale de B2, B5 ou B20 (en été seulement) par rapport au diesel conventionnel, pour les années 2006, 2010, 2015 et 2020. Les émissions des véhicules correspondant aux polluants atmosphériques suivants ont été prises en compte : les matières particulaires (PM_2,5, PM₁₀ et PT); le monoxyde de carbone (CO); les oxydes d’azote (NO_x); les composés organiques volatils (COV); les sources mobiles de produits toxiques de l’air (benzène, 1,3-butadiène, formaldéhyde, acétaldéhyde, acroléine) et plusieurs hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP). Pour le scénario B2, les résultats révèlent des réductions mineures (environ 1 % à 2 %) des émissions des véhicules diesel lourds sur la route en 2010 pour tous les composés à l’exception du NO_x et une augmentation de 0,36 % des émissions de NO_x. Ceux-ci reflètent l’ensemble des variations des émissions mobiles sur la route de moins de 1 % pour tous les composés chimiques. Les effets de l’utilisation nationale de B5 (2010) se traduiraient par des réductions de 2 % à 4 % des émissions des véhicules diesel lourds sur la route pour la plupart des composés chimiques et une augmentation de 1 % des émissions de NO_x. Ceux-ci témoignent des changements dans les émissions globales sur la route pour tous les composés chimiques de moins de 2 %. L’utilisation du B20 en 2010 (de mai à septembre seulement) entraînerait les modifications suivantes durant l’été des émissions mobiles sur la route : réduction de 8 % de PM_2,5, augmentation de 2 % de NO_x et moins de 4 % de réduction des substances toxiques atmosphériques et de CO. Toutes les incidences des émissions devraient diminuer avec le temps en raison de l’introduction de nouvelles technologies automobiles. Il convient de souligner que les scénarios examinés ici (c’est-à-dire l’utilisation nationale de B2, B5 ou B20) ne sont pas directement comparables aux hypothèses de l’analyse coûts-avantages (effets différentiels du Règlement sur les carburants renouvelables fédéral au-delà des mandats provinciaux existants). Toutefois, les effets différentiels des émissions sur la route en raison des modifications proposées devraient être inférieurs à ceux rapportés pour le scénario B5 dans le cadre de l’analyse de Santé Canada.

Répercussions sur la qualité de l’air et la santé

Les répercussions sur la qualité de l’air au Canada que posent les variations des émissions du secteur mobile en raison de l’utilisation du biodiesel ont été examinées par Santé Canada pour les scénarios B5 et B20 en utilisant la modélisation photochimique. Les résultats de l’utilisation sur la route de B5 ou B20 (été seulement) au Canada laissent présager des répercussions très minimes sur les concentrations moyennes ambiantes de PM_2,5, d’ozone troposphérique (O₃), de CO, de dioxyde d’azote (NO₂) et de dioxyde de soufre (SO₂) de moins de 1 % en 2006 et 2020 par rapport au diesel conventionnel. Les répercussions sur la santé humaine de ces variations de la qualité de l’air ont été évaluées à l’échelle nationale et comprennent à la fois des résultats touchant la mortalité et la morbidité. Des résultats nationaux préliminaires indiquent que certains avantages minimes pour la santé seraient prévus pour 2006 dans un scénario B5, et que ceux-ci seraient réduits d’ici 2020.

Les avantages différentiels pour la santé attribuables aux modifications proposées devraient être inférieurs à ceux évalués pour le scénario B5 dans le cadre de l’analyse de Santé Canada en raison des variations des émissions sur la route.

Répercussion d’un déversement ou d’une fuite dans le sol

Santé Canada a également entrepris une modélisation afin d’examiner les répercussions du biodiesel et des mélanges de biodiesel sur le déplacement du carburant à la suite d’un déversement ou d’une fuite dans le sol. Les résultats préliminaires indiquent que les composants du biodiesel devraient migrer dans une moindre mesure que les composants du diesel, ce qui se traduit par des panaches de contamination qui auraient une incidence sur une plus petite parcelle de terre. Bien qu’un certain nombre de lacunes dans les données ait été identifié, cette analyse révèle que le risque que le biodiesel ait des répercussions sur la santé humaine à la suite d’un rejet non contrôlé dans l’environnement serait plus facilement gérable que dans le cas du diesel conventionnel.

Répercussions sur l’agriculture

Agriculture et Agroalimentaire Canada (AAC) a réalisé une analyse interne des répercussions que posent les cibles d’une teneur de 2 % de biodiesel sur le secteur agricole canadien au début de 2007, en tenant compte de toutes les administrations canadiennes. Selon l’analyse d’AAC, le secteur agricole serait confronté à des répercussions minimales. Ces répercussions sont abordées plus en détail ci-dessous.

Répercussions sur le secteur des cultures

Selon l’analyse d’AAC, les modifications proposées ne devraient avoir aucune incidence mesurable sur le secteur des cultures. Il pourrait y avoir de légères augmentations sur le plan de la trituration nationale des plantes oléagineuses, mais dans l’ensemble, les superficies plantées d’oléagineux ne devraient montrer que des effets marginaux. On n’observe aucun changement mesurable pour ce qui est des surplus pour les producteurs de cultures à la suite de l’augmentation de la production de biodiesel. Le marché du biodiesel peut servir de nouveau débouché où les producteurs peuvent vendre des semences hors catégorie.

Ces effets minimaux s’expliquent par le fait que le Canada est un preneur de prix sur le marché mondial des cultures, et que les changements de la demande canadienne n’auraient pas d’effet important sur les prix mondiaux. Toutefois, il pourrait y avoir de légers changements dans les prix locaux à la suite d’une demande accrue de matières premières pour le carburant renouvelable, mais aucun changement n’est prévu pour le prix d’autres cultures.

Répercussions sur le bétail

Puisque des répercussions négligeables sont prévues sur les prix des cultures, les prix des aliments pour le bétail ne devraient donc pas afficher de changements importants à la suite des modifications proposées. Bien que la production de biodiesel à plus grande échelle ait le potentiel d’accroître la disponibilité de tourteau protéique en stimulant une trituration accrue des plantes oléagineuses, la production de biodiesel visant à répondre au niveau de consommation prescrit ne devrait pas avoir de répercussions mesurables sur la disponibilité de tourteau protéique. Comme la superficie plantée de plantes oléagineuses devrait très peu changer, il n’y aura aucun effet mesurable sur la disponibilité des céréales fourragères pour les éleveurs d’animaux de ferme.

De plus, aucun changement n’est prévu dans le commerce d’animaux vivants ou de la viande, ou dans d’autres secteurs connexes, comme la volaille et les produits laitiers. Les effets sur le nombre d’emplois dans l’industrie du bétail demeureraient négligeables.

Répercussions sur l’utilisation des terres

On ne s’attend pas à ce que les modifications proposées entraînent des changements en ce qui concerne l’utilisation des terres. Les changements associés aux activités de culture à la suite de l’exigence relative au diesel renouvelable devraient se produire dans les limites des terres cultivables actuelles. Étant donné qu’aucun changement important touchant le prix des cultures ou l’utilisation des terres ne surviendrait, il y aurait peu de répercussions en termes d’intensification des cultures au niveau national. Toutefois, il pourrait y avoir des effets limités dans quelques régions. L’utilisation d’engrais pourrait connaître de légères hausses, car on pourrait assister à une faible expansion régionale de la production de plantes oléagineuses, mais cela ne devrait pas entraîner de changements dans la qualité de l’eau ou dans les émissions de GES attribuables au secteur agricole.

Répercussions liées à la distribution

Producteurs et importateurs de carburant

Il y a des investissements à faire par le secteur des combustibles fossiles en raison des modifications proposées. Ces investissements comprennent des investissements en immobilisation uniques faits au cours de la première année de la mise en œuvre des modifications proposées, ainsi que les coûts additionnels permanents d’exploitation et d’entretien. Les coûts sont supportés pratiquement à toutes les étapes de la chaîne d’approvisionnement, depuis les raffineries jusqu’aux détaillants. Il est prévu que ces coûts seront transmis le long de la chaîne d’approvisionnement jusqu’au prix de vente final.

Installations de production de carburants renouvelables

Les modifications proposées engendreraient une augmentation de la production nationale de biodiesel puisque la demande en carburant renouvelable devrait passer de 583 millions de litres en 2011 à 858 millions de litres en 2035. Bien que les prévisions concernant la production de carburant renouvelable soient quelque peu incertaines, on assume que la majorité de la demande en carburant renouvelable sera satisfaite par l’entremise de la production nationale.

À plus long terme, et au fur et à mesure que la demande en carburants renouvelables augmentera, on peut s’attendre à ce que de nouvelles installations de production de carburants renouvelables puissent être érigées au Canada au cours de la période de 25 ans.

Secteur agricole

Outre les réductions des émissions de GES, l’un des principaux facteurs à l’appui de la production et de l’utilisation de carburants renouvelables réside dans les avantages qu’elles peuvent apporter au secteur agricole et rural du Canada. En effet, la production accrue de carburants renouvelables au Canada augmentera la demande locale en matières premières et offrira de nouveaux marchés pour les cultures des producteurs agricoles canadiens. Par exemple, les installations de production de biodiesel pourraient offrir un marché pour le canola hors grade, qui ne convient pas au marché alimentaire.

Le fait d’offrir aux producteurs agricoles la possibilité d’investir dans des projets rentables de carburants renouvelables et d’établir de tels projets qui utilisent des produits agricoles comme intrants contribuera à créer un flux positif de revenus qui pourrait être plus indépendant des fluctuations des prix des produits de base. Cela permettrait également de favoriser une approche qui va au-delà de la simple production de produits pour se concentrer sur de nouvelles façons d’ajouter de la valeur à la biomasse produite sur les fermes. Les usines de carburant renouvelable injecteraient des dépenses supplémentaires dans les économies rurales locales, élargissant du même coup leur assiette fiscale et créant des emplois supplémentaires au niveau local.

L’expansion accrue des industries des carburants renouvelables au Canada devrait être axée sur les matières premières fournies par le secteur agricole canadien. Toutefois, le niveau projeté de production de carburants renouvelables au Canada ne devrait pas nuire à la capacité du secteur agricole à fournir des produits agricoles aux fins d’usages traditionnels, tels que la production d’aliments et l’alimentation du bétail. En conséquence, les industries en aval, comme le secteur de transformation de la viande et des aliments ne devraient pas être touchées dans le domaine de la production, du nombre d’emplois, des prix ou du commerce. On ne prévoit en outre aucune répercussion sur les prix à la consommation des produits alimentaires.

Emploi

On prévoit que les investissements en immobilisation pour mettre à niveau les raffineries, les terminaux et les points de vente au détail créeront de l’emploi dans les premières années, au fur et à mesure que l’industrie apportera les modifications nécessaires pour se conformer aux modifications proposées. De plus, le transport des carburants renouvelables nécessiterait une expansion de l’infrastructure de transport de carburant existante, ce qui aurait également une incidence positive sur l’emploi. En raison des caractéristiques du biodiesel, le transport par camion serait probablement le mode de transport le mieux adapté entre les installations de production et les points où le biodiesel est mélangé avec le diesel. Une partie du transport serait également effectuée par train. Cependant, en raison d’un manque de données, il n’est pas possible d’évaluer précisément dans quelle proportion ces moyens de transport seront utilisés. Néanmoins, l’accroissement du transport de carburant renouvelable engendrera vraisemblablement une augmentation de l’emploi dans ce secteur.

Au fur et à mesure que la demande augmentera et que la production de carburants renouvelables s’intensifiera à son tour en raison des modifications aux propositions, de nouveaux emplois seront créés dans l’industrie des carburants renouvelables. Selon RNCan, une usine de biodiesel ayant une capacité de production annuelle pouvant atteindre jusqu’à 30 millions de litres nécessiterait 20 employés pour assurer son fonctionnement. Si l’on tient compte de ce nombre d’emplois et qu’on suppose que 10 usines de biodiesel supplémentaires seraient créées, le secteur de la production de carburants renouvelables serait responsable de la création d’environ 200 emplois directs par année pour la période à l’étude. Il s’agit d’une estimation maximale des incidences de l’emploi sur le secteur des carburants renouvelables, si l’ont tient compte du fait que si les grandes usines sont construites, elles emploieraient probablement moins de personnes par mégalitre (ML) de capacité (en raison des économies d’échelle). Les mélangeurs ont également indiqué leur préférence pour l’utilisation de l’HVH à mélanger avec du biodiesel. Il n’y a présentement aucune installation de production d’HVH au Canada et toute intention de démarrer de telles installations ne serait prévue qu’à moyen et à long terme.

À l’instar de tout secteur industriel, le secteur de la production de biocarburants crée non seulement des emplois directs, mais également des emplois indirects. Par la suite, les dépenses liées aux salaires des employés entraînent des répercussions induites au sein de l’économie. Pour le diesel seulement, on estime qu’une norme sur les carburants renouvelables de 2 % entraînerait non seulement des emplois directs dans les installations de production de biodiesel, mais créerait aussi indirectement 4 000 postes supplémentaires (voir référence 19). Dans l’État de la Géorgie, une analyse utilisant le modèle IMPLAN pour prédire l’impact économique d’une augmentation de la production de biodiesel a évalué qu’une usine de biodiesel de 15 millions de gallons (production annuelle d’environ 57 millions de litres) créerait un total de 132 nouveaux emplois (voir référence 20).

Consommateurs

En plus des coûts directs des volumes différentiels d’achats de mélanges de diesel, les consommateurs seraient probablement confrontés à une légère augmentation du prix du diesel à la pompe puisque les coûts différentiels du secteur du raffinage du pétrole seront passés aux consommateurs. En supposant une limite supérieure à l’intérieur de laquelle tous les coûts différentiels estimés sont passés aux consommateurs, le coût correspondant pour le consommateur serait en hausse à 2,7 milliards de dollars (voir référence 21). Dans ce cas, l’augmentation du coût moyen pour les consommateurs partout au Canada serait d’un tiers de cent par litre de diesel, un montant susceptible d’être imperceptible dans les fluctuations quotidiennes habituelles des prix du marché du diesel. Pour des catégories de camions de type 7 ou 8 consommant 80 000 litres de diesel par année, cela augmenterait les coûts de carburant d’un montant estimatif de 5 $ par semaine.

Compétitivité

L’économie canadienne est fortement intégrée à l’économie américaine. Comme les États-Unis ont instauré des exigences similaires sur la teneur en carburant renouvelable dans le diesel, aucune incidence internationale en matière de compétitivité ne devrait toucher l’industrie du raffinage.

Conclusions

Bien que les modifications proposées imposent des coûts à l’industrie et aux consommateurs, ces coûts seront probablement gérables (par exemple, un tiers de cent par litre de diesel pour les consommateurs). Elles procureront également des avantages au chapitre de la réduction des émissions de GES, et conjointement avec d’autres programmes du gouvernement du Canada, elles contribueraient à créer des emplois dans les zones rurales et offriraient des possibilités aux régions rurales du Canada de participer à la production de biodiesel. Bien que les coûts et les avantages réalisés soient sensibles aux variations des paramètres clés, tels que les prévisions du prix du diesel, les valeurs prévues découlant de cette analyse sont résumées dans le tableau ci-dessous.

Le tableau 14 indique un coût net global de 2,4 milliards de dollars sur 25 ans sur la base de la valeur nette actualisée. Ceci équivaut à un coût annuel moyen de 94 millions de dollars en termes de valeur nette actualisée. À cet égard, les coûts dépassent les avantages avec un ratio de 1,2 à 1, sans tenir compte du rôle non quantifié que joue l’exigence d’une teneur en biodiesel de 2 % dans le soutien des objectifs stratégiques élargis canadiens relatifs à la Stratégie sur les carburants renouvelables et les changements climatiques. Le tableau 14 indique également que le coût socio-économique net par tonne d’émissions de GES évités au Canada grâce à cette mesure, sans tenir compte de la valeur globale des réductions de GES en termes de coût social du carbone, est d’environ 121 $ par tonne.

Une analyse de sensibilité révèle que ces répercussions sont robustes parmi une gamme de variations plausibles dans les hypothèses sous-jacentes. Parallèlement, cette analyse révèle que les répercussions réelles pourraient différer de ces estimations centrales. Par exemple, le coût net pourrait diminuer de manière significative en présence d’une valeur supérieure présumée du CSC, et variera également en fonction de l’évolution d’autres paramètres clés, tels qu’ils sont exposés en détail dans la section de l’analyse de sensibilité ci-dessous.

Tableau 14 : Énoncé des coûts-avantages différentiels (2011 à 2035)

(en M$ de 2007)

Catégories	Année de base : 2011	2023	Dernière année : 2035	Total sur 10 ans (2011 à 2021)	Total sur 25 ans (2011 à 2035)	Moyenne annuelle
A. Coûts quantifiés pour l’industrie
Producteurs de biocarburant
Coût de production du biodiesel	306,9	277,9	308,7	2 417,5	4 777,4	191,1
Total partiel	306,9	277,9	308,7	2 417,5	4 777,4	191,1
Mélangeurs, importateurs et détaillants
Coûts en immobilisation — Mélangeurs	9,0	9,0	9,0	83,5	157,2	6,3
Coûts d’exploitation et d’entretien	6,6	6,4	6,5	59,8	112,4	4,5
Coût des importations de biodiesel	12,6	0,0	0,0	12,2	12,2	0,5
Coût des importations d’HVH	0,0	40,7	50,5	399,5	764,2	30,6
Coût d’importation du kérosène	142,8	401,2	503,1	2 920,0	6 536,3	261,5
Coûts de transport du biodiesel	12,4	11,4	13,4	94,2	193,5	7,7
Frais administratifs — Mélangeurs	0,4	0,4	0,4	3,8	7,1	0,3
Coûts en immobilisation — Détaillants	3,1	0,0	0,0	3,0	3,1	0,1
Total partiel	186,8	469,2	582,8	3 576,0	7 786,1	311,4
Coûts globaux pour l’industrie	493,6	747,0	891,5	5 993,5	12 563,5	502,5
B. Coûts quantifiés pour le consommateur
Consommation supplémentaire de mélanges de diesel et de mazout de chauffage	4,6	12,4	151,6	91,4	201,7	8,1
Coûts globaux pour le consommateur	4,6	12,4	151,6	91,4	201,7	8,1
COÛTS TOTAUX	498,2	759,4	1 043,1	6 084,9	12 765,2	510,6
C. Avantages quantifiés
Consommation économisée de diesel et de mazout de chauffage	301,3	600,2	783,5	4 412,9	9 915,0	396,6
Coûts sociaux du carbone évités découlant de la réduction des émissions de GES (CSC à 25 $/tonne)	23,3	29,1	42,9	213,3	494,8	24,1
AVANTAGES TOTAUX	324,6	629,3	826,4	4 626,1	10 409,8	416,4
D. VALEUR NETTE ACTUALISÉE	(173,6)	(130,2)	(216,7)	(1 458,8)	(2 355,4)	(94,2)
D1. Valeur nette actualisée — CSC évité à 100 $/tonne	(103,5)	(42,9)	(88,0)	(818,9)	(870,6)	(34,8)
Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)	1,0	0,9	1,1	9,5	23,6	0,9
Ratio coûts/avantages					1,2 ×
Coût socio-économique par tonne ($/T) (voir référence 22)					120,8 $
E. Répercussionsqualitatives
Producteurs et importateurs de carburants	Il pourrait y avoir des coûts supplémentaires pour l’installation de nouveaux équipements de mesure du volume si les équipements de mesure actuels ne sont pas adéquats. Ces coûts s’ajouteraient aux coûts indiqués ci-dessus.
Agriculture	De petits changements dans les prix locaux des cultures utilisées comme matière première du carburant renouvelable sont prévus à la suite d’une demande accrue pour ces cultures; toutefois, on ne prévoit aucune répercussion sur les prix des autres cultures. Augmentations mineures de la trituration nationale des plantes oléagineuses, mais la superficie des plantes oléagineuses dans son ensemble ne devrait afficher que des répercussions négligeables. Aucun changement mesurable dans les surplus des producteurs de cultures. Aucune répercussion prévue sur les prix des aliments et aucun effet mesurable sur la disponibilité des céréales fourragères pour les éleveurs d’animaux de ferme. Les changements touchant les activités culturales devraient s’opérer à l’intérieur des terres cultivées actuelles, avec peu de répercussions sur l’intensification des cultures au niveau national.
Santé	L’utilisation de B2 aurait des répercussions négligeables sur les principaux contaminants atmosphériques, avec un effet global neutre sur la santé humaine.
Emploi	Certaines augmentations du nombre d’emplois sont à prévoir en raison du transport accru des carburants renouvelables, de la construction d’usines de production de carburants renouvelables, des mises à niveaux des raffineries, des terminaux et des installations de stockage.

Analyse de sensibilité

Une analyse de sensibilité a été effectuée pour déterminer l’orientation et l’ampleur des changements aux résultats définitifs liés aux hypothèses touchant les fluctuations des variables clés. Cela comprend la variation des prix du diesel et du mazout de chauffage, du coût social du carbone, des volumes requis de kérosène et du taux d’escompte.

Prix du diesel et du mazout de chauffage

Comme l’analyse est sensible aux prévisions des prix du diesel et du mazout de chauffage au cours de la période pertinente, Environnement Canada (EC) a intégré une fourchette de +/−10 % aux prix de gros et à la pompe avant taxes du diesel et du mazout de chauffage en vue de mieux refléter le niveau d’incertitude de ce paramètre clé.

Tableau 15 : Sensibilité des prix du diesel et du mazout de chauffage

(M$ indexés de 2007)

Coût	Scénario −10 %	Scénario central	Scénario +10 %
Coût d’achat d’HVH	712,7	764,2	805,3
Coût d’achat du kérosène	5 923,6	6 536,3	7 043,6
Coût pour le consommateur	182,8	201,7	220,7
Coût total	12 082,0	12 765,2	13 332,7
Coût évité d’achat de diesel et de mazout de chauffage	(8 923,5)	(9 915,0)	(10 759,8)
Valeur nette actualisée	(2 663,7)	(2 355,4)	(2 078,1)

Du diesel et du mazout de chauffage à un prix de gros moins élevé font en sorte que ces derniers sont plus concurrentiels par rapport au biodiesel. En réponse à une réduction de 10 %, la valeur actuelle du coût net des modifications proposées augmenterait de 300 millions de dollars à 2,6 milliards de dollars. Inversement, si le prix du diesel et du mazout de chauffage était de 10 % plus élevé, la valeur actuelle du coût net de cette mesure diminuerait d’un montant similaire à environ 2 milliards de dollars. Les résultats démontrent une sensibilité relativement élevée aux prix hypothétiques du diesel et du mazout de chauffage.

Coût social du carbone

Les estimations du coût social du carbone (CSC) sont très variables. Par exemple, des experts tels que Tol, Nordhaus et Hope (voir référence 23) ont rapporté des valeurs moyennes du CSC variant de 10 $ à 25 $ la tonne d’équivalent CO₂, tandis que Stern a fait état d’une valeur plus près de 100 $. Cette variabilité est reliée en grande partie aux incertitudes autour des choix des paramètres clés dans l’estimation du CSC; par exemple, le taux d’escompte approprié à utiliser dans le calcul. Il est généralement admis que les estimations, même à partir du même modèle, varient considérablement selon les niveaux sélectionnés de variables clés.

De plus, il est largement reconnu que le CSC augmenterait normalement d’environ 2 % par année. D’importants travaux sur le CSC ont été récemment menés par l’EPA des États-Unis par le truchement d’un processus interministériel. EC entreprend actuellement un examen similaire pour mettre à jour ses hypothèses au sujet du CSC. Ce travail n’est pas encore terminé, et aux fins de cette analyse, le gouvernement continuera de s’appuyer sur les estimations actuelles du CSC, qui repose sur des approximations du CSC, y compris le prix du carbone sur les marchés de change et les prix cibles annoncés par les principales administrations.

Tableau 16 : Sensibilité au coût social du carbone

(M$ indexés de 2007)

Emplacement	Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)	Estimation basse 10 $/tonne	Estimation du scénario central 25 $/tonne	Estimation élevée 100 $/tonne
Ouest	4,6	38,9	97,3	389,2
Ontario	11,1	93,0	232,5	930,3
Est	7,9	66,0	165,0	660,1
Total pour le Canada	23,6	197,9	494,8	1 979,6
Valeur nette actualisée		(2 652)	(2 355)	(871)

Une analyse de sensibilité sur la fourchette de 10 $ à 100 $ (y compris un taux de croissance de 2 % par an) a été menée. Les résultats, présentés ci-dessus, révèlent que les estimations des avantages sont sensibles aux valeurs du CSC, la valeur actualisée des avantages de la réduction des GES variant de 198 millions de dollars à 1,9 milliard de dollars, et la valeur nette actualisée du Règlement variant de 871 millions de dollars à près de 2,7 milliards de dollars.

Volumes de kérosène

L’analyse de sensibilité aux volumes de kérosène s’appuie sur deux scénarios. Le premier scénario (HVH dans le mazout de chauffage) suppose qu’au lieu d’utiliser du biodiesel dans le mazout de chauffage, l’HVH serait utilisée et il ne serait pas nécessaire d’utiliser du kérosène dans le mazout de chauffage. Le deuxième scénario (sans kérosène) suppose qu’il n’y aurait pas de kérosène dans le diesel ni dans le mazout de chauffage. On présume que le biodiesel est mélangé durant les mois d’été sans avoir recours au kérosène et qu’un améliorant de point d’écoulement serait utilisé dans le mazout de chauffage au lieu du kérosène.

Tableau 17 : Sensibilité aux volumes de kérosène

(M$ indexés de 2007)

couts	Scénario de mazout de chauffage sans kérosène	Scénario central	Scénario sans kérosène
Coûts
Coût de production du biodiesel	3 760,9	4 777,4	4 777,4
Coût d’achat d’HVH	1 872,1	764,2	764,2
Coût d’achat du kérosène	5 483,3	6 536,3	0
Coût pour le consommateur	172,0	201,7	0
Coût total	11 730,7	12 765,2	6 036,4
Avantages
Coût évité d’achat de diesel et de mazout de chauffage	9 067,5	9 915,0	3 927,2
Avantages de la réduction des émissions de GES à 25 $/tonne	443,1	494,8	494,8
Avantage total	9 510,6	10 409,8	4 422,1
Valeur nette actualisée	(2 220,1)	(2 355,4)	(1 614,3)

L’analyse de sensibilité révèle que les résultats sont quelque peu sensibles à cette hypothèse. Toutefois, même dans le cas extrême de l’absence d’utilisation de kérosène, la valeur nette actualisée des modifications proposées représenterait toujours un coût net de 1,6 milliard de dollars.

Taux d’escompte

L’analyse de sensibilité au taux d’escompte s’appuie sur un scénario assorti d’un taux d’escompte de 0 % et d’un scénario avec un taux d’escompte de 7 %. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 18 : Sensibilité au taux d’escompte

(M$ indexés de 2007)

Taux d’escompte	0 %	3 %	7 %
Coûts
Coût de production du biodiesel	6 947,9	4 777,4	3 148,6
Coût d’achat d’HVH	1 104,4	764,2	508,2
Coût d’achat du kérosène	9 796,2	6 536,3	4 128,3
Coût pour le consommateur	301,2	201,7	128,0
Coût total	18 777,9	12 765,2	8 291,4
Avantages
Coût évité d’achat de diesel et de mazout de chauffage	14 862,9	9 915,0	6 271,7
Avantages de la réduction des émissions de GES à 25 $/tonne	746,4	494,8	311,5
Avantage total	15 609,3	10 409,8	6 583,1
Valeur nette actualisée	(3 168,6)	(2 355,4)	(1 708,2)

L’analyse indique que la valeur nette actualisée des modifications proposées est sensible aux hypothèses entourant le taux d’escompte.

Justification

Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions de GES et à augmenter l’utilisation des carburants renouvelables au moyen d’un certain nombre de mesures réglementaires et non réglementaires. Pour ce faire, le gouvernement du Canada a adopté une Stratégie sur les carburants renouvelables exhaustive pour réduire les émissions de GES, favoriser l’utilisation et la production de carburants renouvelables et promouvoir la croissance économique ainsi que le développement durable. Un certain nombre d’initiatives ont été mises en place afin d’atteindre les objectifs de la Stratégie sur les carburants renouvelables.

L’un des éléments clés de la Stratégie sur les carburants renouvelables visait à exiger une teneur de 2 % en diesel renouvelable dans les mazouts légers. Afin d’atteindre cet objectif, un certain nombre d’options réglementaires et non réglementaires ont été étudiées. Compte tenu du fait que les instruments volontaires et fondés sur le marché n’ont connu qu’un succès limité dans l’augmentation de l’utilisation des carburants renouvelables et ne peuvent garantir que les carburants renouvelables seraient mélangés au Canada, on était d’avis qu’il était improbable qu’ils puissent répondre à l’exigence concernant la teneur de 2 % en diesel renouvelable. L’application d’une règlementation jumelée à un système d’échange était perçue comme un moyen efficace de satisfaire à cette exigence. Tout en réduisant les émissions de GES, cette approche procure également une certaine souplesse à l’industrie pour satisfaire à cette exigence et garantit la production et l’utilisation de carburants renouvelables au Canada. Jumelée à d’autres programmes du gouvernement du Canada, cette approche contribuerait aussi à la création d’emplois dans les régions rurales en plus d’offrir des possibilités aux régions rurales du Canada de participer à la production de biodiesel.

Conséquemment, une analyse coûts-avantages des instruments réglementaires sélectionnés a été menée, laquelle a indiqué qu’il en résulterait une réduction de près de 23,6 Mt éq CO₂ au niveau des émissions de GES sur une période de 25 ans. Les coûts différentiels nécessaires à l’atteinte de ces réductions sont évalués à 12,8 milliards de dollars pour la même période avec des retombées connexes de 10,4 milliards de dollars ou un coût différentiel net d’environ 90 millions de dollars. Les répercussions globales sont évaluées à environ un tiers de cent par litre de diesel et de mazout de chauffage, ce qui serait susceptible de passer inaperçu dans les fluctuations quotidiennes du prix du diesel et du mazout de chauffage.

Compte tenu de ces facteurs, les modifications proposées sont perçues comme un moyen efficace pour respecter l’engagement du gouvernement du Canada énoncé dans la Stratégie sur les carburants renouvelables et apporter une contribution efficace à ses objectifs nationaux de réduction des gaz à effet de serre.

Consultation

Processus de consultation

Depuis 2006, Environnement Canada a organisé un certain nombre de séances de consultation et d’information auprès de divers intervenants afin de discuter de l’approche réglementaire proposée visant à imposer une teneur en carburant renouvelable basée sur les volumes d’essence, de diesel et de mazout de chauffage. Une description complète du processus de consultation et les réponses aux commentaires ont été inscrites au résumé de l’étude d’impact de la réglementation publié dans la Partie II de la Gazette du Canada, le 1^er septembre 2010 (voir référence 24).

En mai 2009, Environnement Canada a organisé une séance d’information (voir référence 25) afin de communiquer les principales décisions prises par le gouvernement du Canada relativement à l’élaboration du projet de règlement. À cette occasion, le Ministère a également précisé quelles seraient les prochaines étapes du processus d’élaboration du Règlement, soit l’ébauche, les consultations et la publication du projet de règlement dans la Gazette du Canada.

Pendant l’été 2009, afin de s’assurer de la faisabilité de la conception réglementaire, Environnement Canada a mis sur pied un groupe de travail consultatif technique formé des intervenants clés provenant de la plupart des industries touchées. Le groupe de travail consultatif technique a examiné l’ébauche du texte réglementaire proposé et a fourni des conseils sur les définitions, la faisabilité et les détails techniques (voir référence 26).

En même temps, Environnement Canada a offert de consulter le Comité consultatif national de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement au sujet du projet de règlement concernant les carburants renouvelables. Quatre provinces, soit la Saskatchewan, l’Ontario, le Québec et le Nouveau-Brunswick, ont fourni des commentaires sur le projet de règlement et ont participé à des discussions bilatérales avec Environnement Canada. Une province, le Nouveau-Brunswick, a offert des commentaires sur le règlement proposé.

Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable

Pendant ces consultations, les secteurs canadiens de l’industrie et les utilisateurs finaux ont soulevé des questions relatives à l’utilisation et à l’intégration à grande échelle de diesel renouvelable dans les réseaux canadiens de distribution de carburant. L’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable (IDNDR), menée par RNCan, était conçue pour répondre à ces questions de faisabilité technique avant que les modifications proposées entrent en vigueur et elle a appuyé des projets de démonstration au moyen de contributions non remboursables. L’évaluation effectuée par RNCan dans le cadre du programme conclut que le diesel renouvelable peut répondre aux normes reconnues de l’industrie canadienne du pétrole, sous réserve de certains facteurs temporels liés à l’état de préparation de l’infrastructure. Par conséquent, l’exigence d’une teneur de 2 % est inscrite dans les modifications et la date d’entrée en vigueur proposée est le 1^er juillet 2011.

Spécifications sur la qualité du carburant et l’étiquetage

On a également consulté les parties intéressées de l’IDNDR. Elles ont mentionné des sujets comme la réglementation de normes de qualité du carburant et l’étiquetage de carburants à haute teneur en carburant renouvelable.

• Ces sujets ont été abordés dans le résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR) accompagnant le Règlement publié le 1^er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Date d’entrée en vigueur

À la demande de certaines parties intéressées, des réunions bilatérales portant sur l’entrée en vigueur de l’exigence d’une teneur de 2 % ont été organisées. Si l’industrie du pétrole et certains utilisateurs se préoccupaient du temps qu’il faut pour mettre en œuvre les infrastructures nécessaires (jusqu’à 36 mois) et assurer un approvisionnement adéquat de biodiesel ou de diesel renouvelable au Canada, l’industrie des biocarburants a exprimé le besoin d’une date d’entrée en vigueur hâtive pour assurer un marché pour son produit.

• En proposant la date d’entrée en vigueur, Environnement Canada a tenu compte des points de vue des intervenants et des besoins des industries du raffinage du pétrole et des combustibles renouvelables. Il a aussi tenu compte du prolongement de la première période de conformité ainsi que du report prospectif des unités de conformité précédant le distillat, de l’échange des unités de conformité, du report rétrospectif des unités de conformité et d’autres flexibilités déjà dans le Règlement. La période de commentaires de 60 jours fournit aux intervenants une occasion supplémentaire de présenter leur point de vue à Environnement Canada.

Mise en œuvre, application et normes de service

Mise en œuvre

Aux fins de la mise en œuvre des exigences du Règlement, Environnement Canada entreprend certaines activités de promotion de la conformité. Ces activités auront pour objectif de sensibiliser et d’encourager la collectivité réglementée afin d’atteindre un niveau élevé de conformité générale aussitôt que possible pendant le processus de mise en œuvre réglementaire. Elles devraient comprendre notamment :

• la rédaction et la distribution des documents de base de promotion de la conformité (dont des notes explicatives) à l’échelle nationale aux personnes réglementées et aux parties intéressées;

• la concentration sur les personnes réglementées qui seraient le plus touchées par le Règlement dans les premières années;
• sur demande, la diffusion des renseignements supplémentaires, des renseignements propres à l’industrie ou des renseignements ciblés à l’échelle régionale, selon une approche personnalisée à une date ultérieure;
• la formation du personnel d’Environnement Canada affecté à la promotion de la conformité de façon exhaustive pour répondre aux questions techniques ou réglementaires des personnes réglementées.

Le Règlement comprend déjà des dispositions qui imposent une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, selon les volumes annuels. Les modifications proposées appliquent cette exigence en fournissant la date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Une fois publiées, les modifications proposées seront traitées à l’aide des activités et documents ci-dessus.

Au fur et à mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du Règlement, il est prévu de diminuer l’importance des activités pour que l’information serve uniquement de soutien. Des activités de promotion de la conformité seront révisées de temps à autre afin de garantir que le Règlement est mis en œuvre de la façon la plus efficace et efficiente possible.

Application de la loi

Puisque le règlement proposé sera adopté en vertu de la Loicanadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE (1999)], les agents d’exécution de la loi appliqueront, lors de la vérification de la conformité, la Politique de conformité et d’application mise en œuvre en vertu de cette loi. Cette politique s’appliquerait aussi au moment de vérifier la conformité avec les modifications proposées.

La Politique établit également l’éventail des interventions qui pourront être faites en cas d’infraction, dont les avertissements, les directives, les ordonnances d’exécution en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites et autres mesures de protection de l’environnement [qui peuvent remplacer un procès, une fois que des accusations ont été portées pour une infraction présumée à la LCPE (1999)]. En outre, la Politique précise les cas où Environnement Canada a recours à des poursuites au civil intentées par la Couronne pour recouvrer des frais.

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

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

Environnement Canada surveillera la teneur en carburant renouvelable dans l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, ainsi que l’observation du Règlement.

Normes de service

Aucune norme de service n’est associée aux modifications proposées.

Mesures de rendement et évaluation

La mesure du rendement des activités réglementaires pour veiller à ce qu’elles continuent de respecter leurs objectifs initiaux est une importante responsabilité du ministère chargé de la réglementation. Les activités réglementaires nécessaires aux modifications proposées seront prises en compte au moment de mesurer le rendement du Règlement sur les carburants renouvelables. L’évaluation du rendement du Règlement et la rédaction du rapport à ce sujet se dérouleront dans le cadre de plusieurs activités d’évaluation réglementaire dont la portée de l’analyse variera et qui seront menées de concert avec d’autres partenaires, au besoin. L’évaluation et le rapport, ainsi que les diverses exigences en matière d’évaluation et de rapport applicables au Règlement, tiendraient également compte des exigences réglementaires des modifications proposées.

D’autres détails sur l’évaluation, l’établissement de rapports et les activités d’évaluation du Règlement sur les carburants renouvelables se trouvent dans le résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR) publié avec le Règlement le 1^er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada (voir référence 27).

Un plan de mesure et d’évaluation du rendement (PMER) détaillé a été conçu pour le Règlement sur les carburants renouvelables. Le PMER est en cours de révision pour que soit ajoutée la proposition de la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. On pourra obtenir sur demande le PMER révisé auprès d’Environnement Canada après la publication des modifications dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les diverses évaluations qui portent sur le Règlement sont soulignées ci-dessous.

Le Règlement sur les carburants renouvelables a pour objectif de réduire les émissions de GES en prévoyant une teneur moyenne de 5 % en carburant renouvelable dans la majeure partie de l’essence produite ou importée, ce qui contribuerait à protéger les Canadiens et les Canadiennes et l’environnement des impacts du changement climatique. Les modifications proposées ont pour objectif de réduire davantage les émissions de GES en exigeant une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans la majeure partie du diesel et du mazout de chauffage produits ou importés. Le Règlement et les modifications proposées appuient l’objectif de la Stratégie sur les carburants renouvelables visant à élargir la production canadienne de carburants renouvelables en assurant la demande de carburants renouvelables sur le marché. On estime que le Règlement réduirait les GES d’environ 1 Mt d’éq CO₂ de plus par année.

Le Règlement sur les carburants renouvelables et les modifications proposées cherchent à influencer les fournisseurs principaux et autres entités comme celles qui travaillent au mélange ou à la vente du carburant qui choisissent de participer au mécanisme d’échange commercial. L’exigence proposée d’ajouter une teneur minimale annuelle de 2 % en carburant renouvelable au volume de diesel et de mazout de chauffage produits ou importés appuiera deux résultats intermédiaires du Règlement :

• augmenter le volume de contenu renouvelable dans les carburants canadiens;
• réduire progressivement les GES associés au remplacement de combustibles fossiles.

Le rendement des modifications proposées sera mesuré avec le Règlement, au moyen d’un ensemble d’indicateurs stratégiques. Les indicateurs seront également élaborés pour refléter les activités que le gouvernement et les parties réglementées mettraient en branle. Ces indicateurs seraient évalués pour que l’on puisse déterminer si les résultats à moyen et à long terme ont été atteints. Les indicateurs élaborés pour le Règlement sur les carburants renouvelables seront ajustés, le cas échéant, pour que soit ajoutée la proposition de la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage.

Les résultats immédiats qui serviront au suivi sur le rendement du Règlement, ainsi que les indicateurs stratégiques de surveillance de ce rendement, seront aussi ajustés pour que l’on tienne compte de la modification proposée de l’exigence de 2 %. Ces résultats seront atteints au moyen d’une suite d’activités liées à l’élaboration et à la mise en œuvre du Règlement, dont les modifications proposées.

En plus d’évaluer le rendement et d’en rendre compte comme il est décrit ci-dessus, plusieurs évaluations officielles du Règlement, des modifications proposées et des activités à l’appui seront faites au moyen de différentes initiatives. Elles comprennent le plan d’évaluation des composantes d’Environnement Canada relatives à la réglementation de la teneur en carburant renouvelable dans l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, qui peuvent aussi englober des données de sources externes ou de documents publiés à l’appui d’une analyse élargie. Le plan de cette évaluation sera orchestré au cours de l’exercice 2011-2012.

Les autres répercussions indirectes du Règlement et des modifications proposées, comme celles sur le milieu agricole, les producteurs de carburants renouvelables et autres secteurs, seront surveillées, le cas échéant, au moyen de l’évaluation d’autres programmes qui appuient la Stratégie sur les carburants renouvelables, gérés par Agriculture et Agroalimentaire Canada. Plus particulièrement, RNCan évaluera son programme écoÉNERGIE pour les biocarburants, et AAC mènera une évaluation de son Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants en 2010-2011 et coordonnera une analyse de la Stratégie sur les carburants renouvelables en 2010-2011.

Personnes-ressources

Leif Stephanson
Chef
Section des carburants
Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement
Environnement Canada
351, boulevard Saint-Joseph, 9^e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-953-4673
Télécopieur : 819-953-8903
Courriel : fuels-carburants@ec.gc.ca

Luis G. Leigh
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et du choix d’instrument
Environnement Canada
10, rue Wellington, 24^e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-953-1170
Télécopieur : 819-997-2769
Courriel : Luis.Leigh@ec.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), que le gouverneur en conseil, en vertu des articles 140 (voir référence c) et 326 de cette loi, se propose de prendre le Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Gazette du Canada Partie I, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout par la poste au chef, Section des carburants, Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement, Direction de l’énergie et du transport, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3, par télécopieur au 819-953-8903 ou par courriel à fuels-carburants@ec.gc.ca.

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

Ottawa, le 3 février 2011

Le greffier adjoint du Conseil privé
JURICA ČAPKUN

RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LES CARBURANTS RENOUVELABLES

MODIFICATIONS

1. (1) La définition de « période précédant la période de conformité visant le distillat », au paragraphe 1(1) du Règlement sur les carburants renouvelables (voir référence 28), est remplacée par ce qui suit :

« période précédant la période de conformité visant le distillat » “pre-distillate compliance period ”

« période précédant la période de conformité visant le distillat » La période débutant le 15 décembre 2010 et se terminant le 30 juin 2011.

(2) L’alinéa a) de la définition de « période de conformité visant le distillat », au paragraphe 1(1) du même règlement, est remplacé par ce qui suit :

• a) La période débutant le 1^er juillet 2011 et se terminant le 31 décembre 2012;

2. (1) L’alinéa 4(7)a) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• a) s’agissant de l’article 29 — dans le cas où le volume est celui d’un lot visé aux sousalinéas 29e)(iii) ou (iv) —, des alinéas 32(1)d) ou (2)d) ou des paragraphes 32(4), (5) et (8), en mètres cubes, sous forme de nombre décimal ayant trois décimales, plutôt qu’en litres, si l’unité est indiquée dans les renseignements consignés;

(2) L’article 4 du même règlement est modifié, par adjonction après le paragraphe (8), de ce qui suit :

Arrondissement des pourcentages des volumes

(9) Le pourcentage du volume de carburant renouvelable calculé aux termes de la définition de « carburant à haute teneur en carburant renouvelable » au paragraphe 1(1) ainsi qu’au paragraphe 17(1) est arrondi au nombre entier le plus proche et, en cas d’équidistance entre deux nombres entiers, au nombre entier pair le plus proche.

3. La note marginale relative au paragraphe 8(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par « Distillate pool ».

4. La variable RF_G de la formule figurant au paragraphe 21(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par ce qui suit :

RF_G is the volume, expressed in litres, that the primary supplier determined for RF_G in accordance with subsection 8(1) for that gasoline compliance period; and

5. (1) La variable RF_D de la formule figurant au paragraphe 22(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par ce qui suit :

RF_D is the volume, expressed in litres, that the primary supplier determined for RF_D in accordance with subsection 8(2) for that distillate compliance period; and

(2) L’article 22 du même règlement est modifié, par adjonction après le paragraphe (3), de ce qui suit :

Attribution des unités excédentaires — paragraphe (3)

(4) À la fin de la période précédant la période de conformité visant le distillat, les unités de conformité visant le distillat visées au paragraphe (3) qui sont excédentaires à celles reportées prospectivement au titre de ce paragraphe doivent être attribuées, par le fournisseur, au titre du paragraphe 7(3), à la variable DtG_DG du fournisseur principal prévue au paragraphe 8(1) pour la période de conformité visant l’essence en cours à ce moment.

6. L’article 25 du même règlement est modifié, par adjonction après le paragraphe (4), de ce qui suit :

Participant volontaire

(5) À la fin de la période précédant la période de conformité visant le distillat, toutes les unités de conformité visant le distillat du participant volontaire sont annulées.

7. (1) Le passage du paragraphe 31(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

31. (1) Pour la période d’échange liée à chaque période de conformité, le participant consigne, dans un livre des unités de conformité, les renseignements relatifs à ses unités visant l’essence et à celles visant le distillat qu’il a, selon le cas :

(2) L’alinéa 31(1)b) de la version anglaise du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• (b) transferred in trade, received in trade, or cancelled during the trading period in respect of the compliance period; or

(3) L’alinéa 31(2)m) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• m) s’agissant du participant volontaire :
  
  • (i) le nombre de ses unités visant le distillat annulées aux termes du paragraphe 25(5),
  • (ii) le nombre d’unités qu’il a annulées à la date où il a cessé de participer au mécanisme d’échange, le cas échéant;

8. L’alinéa 32(3)a) du même règlement est modifié par adjonction, après le sous-alinéa (ii), de ce qui suit :

• (iii) soit mélangé par la suite à une installation de mélange pour produire du carburant à base de pétrole liquide qui n’est pas un carburant à haute teneur en carburant renouvelable;

9. L’alinéa 34(3)e) de la version anglaise du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• (e) for a batch that was imported, the province via which importation occurred, the date of importation of the batch and its country of origin;

10. Le paragraphe 40(3) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Exigences visant le distillat

(3) Le paragraphe 5(2) entre en vigueur le 1^er juillet 2011.

11. L’alinéa 10d) de l’annexe 5 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• d) le participant volontaire :
  
  • (i) a annulé les unités visant le distillat, à la fin de la période précédant la période de conformité visant le distillat aux termes du paragraphe 25(5) du présent règlement,
  • (ii) a cessé de participer au mécanisme d’échange des unités de conformité en vertu de l’alinéa 11(3)c) du présent règlement.

ENTRÉE EN VIGUEUR

12. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

[9-1-o]

Référence 1
www.ec.gc.ca/lcpe-cepa/eng/regulations/detailReg.cfm?intReg=186

Référence 2
«Rapport de faisabilité technique — Ajout d’une moyenne annuelle de 2% de diesel renouvelable dans le stock de distillat du Canada d’ici 2011», RNCan.

Référence 3
L’avis d’intention se trouve à l’adresse http://gazette.gc.ca/rp-pr/p1/2006/2006-12-30/html/notice-avis-fra.html.

Référence 4
Des renseignements additionnels sur le programme se trouvent à l’adresse www. ecoaction.gc.ca/index-fra.cfm.

Référence 5
Ibid.

Référence 6
Des renseignements additionnels sur le programme se trouvent à l’adresse www.sdtc.ca/index.php?page=home&hl=fr_CA.

Référence 7
Le point de trouble est la température à laquelle des matières dissoutes dans un liquide ne sont plus complètement solubles.

Référence 8
Le point d’écoulement est la température la plus basse à laquelle le pétrole ou d’autres liquides se transvideront dans des conditions standards.

Référence 9
Veuillez noter que les chiffres qui précèdent en ce qui concerne la production, les ventes, les importations et les exportations ne s’élèvent pas à la somme indiquée en raison notamment de changements dans les inventaires, de la consommation des produits par les raffineries mêmes et autres.

Référence 10
Le terme «biodiesel» désigne collectivement un diesel renouvelable produit à partir de canola, de soya et de graisses animales (suif) par trans-estérification classique. «Les esters méthyliques de l’acide gras du canola» font référence au biodiesel fait à partir d’huile de canola, «les esters méthyliques de l’acide gras du soya» font référence au biodiesel d’huile de soya et «les esters méthyliques de l’acide gras du suif» font référence au biodiesel fait à partir de suif.

Référence 11
L’huile végétale hydrotraitée est un diesel renouvelable produit à l’aide de processus d’hydrotraitement et d’isomérisation. Ce diesel renouvelable est indiscernable du diesel provenant de combustibles fossiles.

Référence 12
Garrain, D.; Herrera, I.; Lago, C.; Lechon, Y.; and Saez, R. (2010). Renewable Diesel Fuel from Processing of Vegetable Oil in Hydrotreatment Units: Theoretical Compliance with European Directive 2009/28/EC and Ongoing Projects in Spain. Smart Grid and Renewable Technology, 2010 (1) 70-73.

Référence 13
[traduction] Mise à jour de l’analyse coût-avantage du Règlement sur les carburants renouvelables proposée pour l’exigence de 2%, Rapport final, EcoRessources, décembre 2010.

Référence 14
Les données historiques ont été obtenues de la publication Approvisionnement et utilisation des produits pétroliers raffinés au Canada de Statistique Canada, 2010.

Référence 15
[traduction] Mise à jour de l’analyse coût-avantage du Règlement sur les carburants renouvelables proposé pour l’exigence de 2%, Rapport final, ÉcoRessources, décembre 2010.

Référence 16
B2, B5 et B20 font référence aux carburants mélangés contenant 2%, 5% et 20% de biodiesel par volume en diesel conventionnel.

Référence 17
Energy Information Administration (EIA, 2010) Refiner Petroleum Product Prices by Sales Type. Disponible en ligne à l’adresse suivante (en anglais seulement): http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pri_refoth_dcu_nus_m.htm.

Référence 18
Banque du Canada (2010). Moyenne mensuelle et annuelle des taux de change. Site Web: http://www.banqueducanada.ca/fr/taux/echange_avg_pdf-f.html.

Référence 19
BBI Biofuels Canada (2006). Economic Impact Study for a Canola-Based Biodiesel Industry in Canada. Préparé pour le Conseil canadien du canola, 146 p.

Référence 20
Shumaker, G. A., McKissick, J., Ferland, C., et Doherty, B. (2002). A Study on the Feasibility of Biodiesel Production in Georgia.

Référence 21
Notez que si une partie des coûts de production de biodiesel au Canada est subventionnée par le gouvernement canadien, cette partie des coûts sera techniquement ressentie par les contribuables canadiens plutôt que par le raffineur/négociants et les mélangeurs et les consommateurs de carburant.

Référence 22
Le coût socio-économique par tonne est calculé en soustrayant la somme de tous les avantages non GES du total des coûts de la proposition, puis en divisant par le nombre de tonnes de GES réduits grâce à la mesure.

Référence 23
Watkiss et Downing (2008), « The Social Cost of Carbon: Valuation estimates and their use in UK policy ». IAJ The Integrated Assessment Journal, Bridging Sciences & Policy, vol. 8, no. 1 ( 2008), p. 85-105.

Référence 24
Accès: http://canadagazette.gc.ca/rp-pr/p1/2010/2010-04-10/html/reg1-fra.html.

Référence 25
Les renseignements présentés au cours de la séance d’information se trouvent à l’adresse www.ec.gc.ca/energie-energy/default.asp?lang=Fr&n=BDB8F633-1.

Référence 26
Les enjeux techniques soulevés et les moyens proposés pour les aborder se trouvent à l’adresse www.ec.gc.ca/lcpe-cepa/default.asp?lang=Fr&n=CF5B793C-1.

Référence 27
www.ec.gc.ca/lcpe-cepa/fra/reglements/detailreg.cfm?intReg=186.

Référence 28
SOR/2010-189

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

Référence b
L.C. 1999, ch. 33

Référence c
L.C. 2008, ch. 31, art. 2