La Gazette du Canada, Partie I, volume 157, numéro 33 : Règlement sur l’électricité propre

Le 19 août 2023

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

Ministères responsables
Ministère de l’Environnement
Ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux : Il y a un besoin urgent de s’attaquer au changement climatique et le Canada s’est engagé à faire sa part. Alors que le changement climatique rend les conditions météorologiques plus extrêmes et plus instables, les catastrophes liées au climat (par exemple les inondations, les tempêtes et les feux de forêt) deviennent plus fréquentes et plus coûteuses. Les pertes assurées résultant d’événements météorologiques catastrophiques au Canada ont totalisé plus de 18 milliards de dollars (2019 CAD) entre 2010 et 2019, tandis que le nombre d’événements météorologiques catastrophiques au cours de cette période a été plus de trois fois supérieur à ce qu’il était entre 1980 et 1989^{référence 1}. Sans atténuation rapide pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) afin de maintenir l’augmentation de la température mondiale en dessous de 1,5 °C (degrés Celsius) par rapport aux niveaux préindustriels, les effets néfastes du changement climatique devraient s’intensifier au-delà de la capacité d’adaptation (la capacité des systèmes écologiques pour s’adapter aux changements environnementaux), affectant de manière disproportionnée les plus vulnérables de notre population^{référence 2}. En plus des répercussions catastrophiques sur l’environnement et la santé humaine, les changements climatiques entraîneront également d’importantes pertes sociales, culturelles et économiques au Canada. Afin de limiter ces effets et en se basant sur la conclusion accablante de la science du climat, le Canada a rejoint en 2021 plus de 120 pays qui se sont engagés à devenir, d’ici 2050, une économie carboneutre^{référence 3}.

Pour parvenir à la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050, l’électrification des activités énergivores, telles que le transport, le chauffage et la climatisation des bâtiments et divers procédés industriels, sera nécessaire. Pour que cette électrification entraîne les répercussions souhaitées, la production d’électricité devra provenir de sources de production d’électricité peu et non émettrices (voir le tableau 3 pour une description de ces technologies) et cela devra se produire bien avant 2050. En considérant par exemple que le gouvernement du Canada (le gouvernement) a proposé un mandat de vente pour s’assurer que 100 % des ventes de véhicules légers seraient des véhicules à zéro émission de GES d’ici 2035^{référence 4}, le gouvernement a déterminé que sans réglementation fédérale visant à garantir que le secteur de la production d’électricité fournisse une électricité plus propre à partir de sources de production d’électricité peu et non-émettrices d’ici 2035, le secteur ne serait pas sur une trajectoire permettant à l’économie d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050.

Description : Le projet de Règlement sur l’électricité propre (le projet de règlement) établirait des normes de rendement pour réduire les émissions de GES provenant de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles à compter de 2035.

Justification : Le projet de règlement accélérerait les progrès vers un secteur de production d’électricité carboneutre, aidant le Canada à devenir une économie carboneutre d’ici 2050. Ces efforts sont nécessaires pour aider à limiter les pires effets du changement climatique. Le projet de règlement établirait des normes de rendement qui garantiraient une transformation importante du secteur d’ici 2035, de sorte qu’une base solide d’électricité propre soit disponible pour alimenter les technologies électriques (par exemple le transport électrique) nécessaires pour soutenir la transition du Canada vers une économie carboneutre d’ici 2050.

Une analyse coûts-avantages (ACA) a été réalisée à partir des résultats de deux modèles ministériels, NextGrid et E3MC, de manière à minimiser le coût à l’échelle du système (national) de la satisfaction de la demande d’électricité, sous réserve de nombreuses contraintes, notamment les paramètres des politiques, la fiabilité du réseau et la disponibilité des ressources (par exemple les contraintes géologiques). L’ACA tient compte de divers changements économiques et environnementaux externes susceptibles de se produire au cours de la période d’analyse en utilisant des hypothèses prudentes, le cas échéant, et en testant d’autres paramètres dans le cadre d’analyses de sensibilité. L’ACA représente une modélisation du cas central dans laquelle la demande d’électricité augmente de 40 % au cours de la période d’analyse. Ce scénario central ne représente pas la seule voie que le secteur de la production d’électricité pourrait emprunter pour se conformer aux exigences réglementaires, qui dépendra en fin de compte des décisions d’investissement prises au niveau provincial. Selon l’ensemble des hypothèses utilisées dans la modélisation du scénario central, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait une réduction nette de 342 millions de tonnes métriques (Mt) d’unités d’équivalent en dioxyde de carbone (CO₂e) d’émissions de GES entre 2024 et 2050 (la période d’analyse de 27 ans). Les avantages supplémentaires associés à ces réductions de GES, en plus des économies de coûts pour le système électrique, sont estimés à 102,5 milliards de dollars, tandis que les coûts supplémentaires sont estimés à 73,6 milliards de dollars sur la période analytique de 27 ans, ce qui se traduit par un avantage net pour la société de 28,9 milliards de dollars (en dollars constants de 2022, actualisés à l’année de référence 2023 à un taux d’actualisation de 2 %).

Enjeux

Il y a un besoin urgent de s’attaquer au changement climatique à l’échelle mondiale et le Canada s’est engagé à faire sa part. Le changement climatique est responsable d’importants phénomènes météorologiques extrêmes, de perturbations de l’approvisionnement alimentaire et d’une augmentation des feux de forêt dans le monde entier. Au cours des cinq dernières décennies au Canada, les coûts annuels des catastrophes météorologiques telles que les inondations, les tempêtes et les feux de forêt sont passés de dizaines de millions de dollars à des milliards de dollars. De 2010 à 2019, le nombre d’événements catastrophiques a été plus de trois fois supérieur à celui des années 1980. Les dommages causés par les catastrophes météorologiques sont parmi les indicateurs les plus visibles des coûts du changement climatique. Pourtant, ces coûts ne donnent qu’une image incomplète puisqu’ils ne représentent pas l’ensemble des dommages sociaux (par exemple les effets sur la santé humaine), économiques et environnementaux du changement climatique^{référence 1}. La planète s’est déjà réchauffée d’environ 1 °C par rapport aux niveaux préindustriels (1850-1900) en raison des activités humaines et subit les effets négatifs qui en découlent. Au rythme actuel de 0,2 °C par décennie, le réchauffement de la planète atteindra 1,5 °C entre 2030 et 2052^{référence 5}. En l’absence de mesures d’atténuation rapides visant à réduire les émissions de GES afin de limiter le réchauffement à 1,5 °C, les effets néfastes du changement climatique devraient s’aggraver au-delà de la capacité d’adaptation, affectant de manière disproportionnée les membres les plus vulnérables de notre société. En 2021, le Canada a rejoint plus de 120 pays en s’engageant à mettre en place une économie carboneutre d’ici 2050^{référence 6} afin de limiter le réchauffement planétaire à 1,5 °C et éviter les pires effets du changement climatique.

Pour parvenir à la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050 et pour que cette électrification entraîne les répercussions nécessaires, il faudra électrifier les activités à forte consommation d’énergie, telles que le transport^{référence 7}, le chauffage et la climatisation des bâtiments ainsi que divers processus industriels. Même en l’absence de mesures réglementaires visant à contrôler les émissions de dioxyde de carbone du secteur de l’électricité, ce besoin en électrification exigera des investissements importants pour maintenir, moderniser et développer les parcs de générateurs d’électricité du Canada. Les estimations préliminaires du ministère indiquent que ces investissements devraient s’élever à plus de 400 milliards de dollars. Pour que l’électrification ait l’impact requis sur la réduction des GES, les investissements devront être orientés vers la production d’électricité à faibles émissions et sans émissions (voir le tableau 3 pour une description de ces technologies) et cela devra se produire bien avant 2050. Sans réglementation fédérale pour s’assurer que le secteur de la production d’électricité est prêt à fournir de l’électricité plus propre à partir de sources de production d’électricité peu et non-émettrices d’ici 2035, le secteur ne serait pas sur la voie qui permettrait à l’économie d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050.

Contexte

Il est urgent de lutter contre le changement climatique et de respecter les engagements pris par le Canada en la matière

La réduction des émissions mondiales de GES visant la carboneutralité d’ici 2050 est le meilleur moyen de limiter les risques graves liés au changement climatique en raison du réchauffement de la planète. Les GES font naturellement partie des systèmes géologiques de la Terre, mais les activités humaines, telles que l’utilisation de combustibles fossiles, augmentent rapidement les niveaux de GES dans l’atmosphère. Cette concentration accrue de GES dans l’atmosphère augmente la température à la surface de la Terre (réchauffement planétaire), provoquant ainsi le changement climatique. L’augmentation des températures à la surface de la planète entraîne la probabilité d’une augmentation des sécheresses et de l’intensité des tempêtes. L’évaporation d’une plus grande quantité d’eau dans l’atmosphère alimente des tempêtes de plus en plus puissantes. L’augmentation de la chaleur dans l’atmosphère et le réchauffement des températures à la surface des océans peuvent entraîner une augmentation de la vitesse des vents dans les tempêtes tropicales. L’élévation du niveau de la mer expose des endroits qui n’étaient pas soumis auparavant à la puissance et à la capacité destructrices des océans, notamment aux forces érosives des vagues et des courants. La Terre s’est déjà réchauffée d’environ 1 °C par rapport aux niveaux préindustriels en raison des activités humaines et en subit les conséquences. En 2022, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a publié le rapport intitulé Changement climatique 2022 : Impacts, adaptation et vulnérabilité (PDF), qui évalue que le changement climatique, notamment l’augmentation de la fréquence et de l’intensité des phénomènes climatiques et météorologiques extrêmes, a eu des effets néfastes généralisés sur les écosystèmes, l’agriculture, l’alimentation, l’eau, la santé humaine, les moyens de subsistance et l’activité économique. En affectant de manière disproportionnée les plus vulnérables, notamment par ses effets sur l’alimentation, l’eau et les moyens de subsistance, le changement climatique peut exacerber les inégalités et les injustices existantes, tant au niveau national que mondial. La base de données canadienne sur les catastrophes (BDC) recense les risques météorologiques les plus importants, en termes de fréquence, de coût et de personnes déplacées. La BDC estime que les coûts des catastrophes naturelles se sont élevés à 35 milliards de dollars (en dollars canadiens de 2019) pour 300 des 645 catastrophes liées aux conditions météorologiques enregistrées depuis 1970. Les inondations sont les catastrophes météorologiques les plus fréquemment signalées, avec 40 % du nombre total de catastrophes naturelles, suivies par les orages violents (18 %), les feux de forêt (15 %) et les tempêtes hivernales (9 %). La grêle, le vent et le verglas sont inclus dans ces catégories. Le nombre annuel de catastrophes dans la BDC n’a cessé d’augmenter depuis les années 1970, fluctuant entre un minimum de huit au début des années 1970 et un maximum de 27 par an en 2016. En plus de cette augmentation du nombre de catastrophes naturelles, les coûts par catastrophes ont aussi augmenté, passant d’une moyenne de 8,3 millions de dollars (2019 CAD) par événement dans les années 1970 à une moyenne de 112 millions de dollars (2019 CAD) par événement dans les années 2010. Ce changement représente une augmentation de 1 250 % en quatre décennies et demie^{référence 1}.

Au rythme actuel de 0,2 °C par décennie, le réchauffement climatique atteindra 1,5 °C entre 2030 et 2052. Compte tenu des incidences du changement climatique associées à un réchauffement planétaire atteignant déjà 1,0 °C par rapport aux niveaux préindustriels, une augmentation à court terme du réchauffement planétaire atteignant 1,5 °C entraînerait une augmentation inévitable de multiples dangers et présenterait des risques pour les écosystèmes et les êtres humains au-delà de la capacité d’adaptation. Les mesures à court terme qui permettraient de limiter le réchauffement planétaire à 1,5 °C réduiraient considérablement les risques futurs par rapport à des niveaux de réchauffement plus élevés. Les effets du changement climatique généralisé sont déjà évidents dans de nombreuses régions du Canada et devraient s’intensifier à l’avenir. Outre les pertes environnementales importantes, notamment la disparition accélérée d’habitats et d’espèces, ce phénomène aura des répercussions négatives sur la vie sociale (par exemple, les effets sur la santé humaine), culturelle et économique du Canada et de ses habitants.

Selon l’Agence internationale de l’énergie^{référence 8}, les émissions annuelles mondiales de GES ont augmenté de 60 %, passant de 21,4 gigatonnes (Gt)^{référence 9} en 1990 à 34,2 Gt en 2020. Au cours de la même période, les émissions du Canada^{référence 10} ont augmenté de 13 %, passant de 595 mégatonnes (Mt) à 672 Mt. Bien que la contribution du Canada aux totaux mondiaux puisse sembler relativement faible, le Canada se classe au 7^e rang mondial des émetteurs de GES par habitant^{référence 11}.

Le Canada s’est efforcé de réduire les émissions de GES tant au niveau national qu’international

Au niveau international

En 2015, le Canada et 194 autres pays ont conclu les négociations sur l’Accord de Paris; dans l’Accord, le Canada fixe un objectif de réduction de ses émissions de GES de 30 % par rapport au niveau de 2005 pour 2030, que le Canada a modifié en 2021 pour se fixer un objectif de réduction des émissions de GES en 2030 de 40 à 45 % par rapport au niveau de 2005.
En 2021, le Canada a rejoint plus de 120 pays en s’engageant à devenir une économie carboneutre d’ici 2050.
Le 11 mai 2023, l’Environmental Protection Agency des États-Unis a publié des normes et directives sur les gaz à effet de serre pour les centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles.

Au niveau national

En 2016, le Cadre pancanadien sur la croissance propre et le changement climatique (CPC) : Plan canadien de lutte contre les changements climatiques et de croissance économique (PDF) a été publié et comprenait plus de 50 mesures visant à réduire les émissions de GES du Canada, à aider à renforcer la résilience dans tout le pays et à soutenir l’innovation climatique pour une croissance économique propre. Le CPC a été élaboré en collaboration avec les provinces et les territoires du Canada et en consultation avec les organisations autochtones nationales, les parties intéressées et les Canadiens.
La loi fédérale sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPGES) est entrée en vigueur le 21 juin 2018. La LTPGES établit le cadre du système fédéral de soutien à la tarification de la pollution par le carbone (mettre un prix sur les GES) qui comprend deux parties : une redevance réglementaire sur les combustibles fossiles comme l’essence et le gaz naturel, la redevance sur les carburants, en vertu de la partie 1 de la LTPGES, et un système d’échange réglementaire pour l’industrie connu sous le nom de Système de tarification fondé sur le rendement (STFR), en vertu de la partie 2 de la LPPCG. Le STFR est conçu pour attribuer un prix à la pollution par le carbone, en incitant les installations industrielles des secteurs présentant un risque important de fuite de carbone et de répercussions sur la compétitivité à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre par unité de production. Dans le cadre de l’approche du gouvernement du Canada en matière de tarification de la pollution par le carbone, les provinces et les territoires ont la possibilité de mettre en œuvre un système de tarification du carbone adapté à leur situation, à condition que le système réponde aux critères de rigueur nationaux minimaux (le point de référence fédéral). Depuis 2019, toutes les juridictions du Canada ont mis en place un prix sur la pollution par le carbone.
En 2020, le plan Un environnement sain et une économie saine (PDF), le plan climatique renforcé du Canada pour créer des emplois et soutenir la population, les communautés et la planète a été publié. Il s’appuie sur le CPC et comprend 64 politiques, programmes et investissements fédéraux, nouveaux ou renforcés, visant à réduire la pollution par le carbone et à bâtir une économie plus forte, plus propre, plus résiliente et plus inclusive.
En 2021, la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité (LCRMC) a été promulguée. Cette loi officialise l’objectif du Canada de parvenir à la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici à 2050. Elle fixe une série d’objectifs intermédiaires de réduction des émissions de GES à des étapes quinquennales et exige une série de plans et de rapports pour aider le Canada à franchir ces étapes sur la voie de cet objectif. Conformément à la LCRMC, le Groupe consultatif pour la carboneutralité (GCPC) a été créé et a pour mandat de fournir des conseils indépendants sur la réalisation de l’objectif canadien d’émissions nettes de GES à l’échelle de l’économie d’ici 2050^{référence 12}.
En mars 2022, le Plan de réduction des émissions pour 2030 (PRÉ 2030) : Prochaines étapes du Canada pour un air pur et une économie forte (PDF) a été publié. Le PRÉ 2030 comprend les principales mesures que le gouvernement du Canada entend prendre pour atteindre l’objectif de 2030 (réduction des émissions de GES de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2005), un objectif intérimaire de réduction des émissions de GES pour 2026, une vue d’ensemble des stratégies sectorielles pertinentes et un calendrier prévisionnel de mise en œuvre de ces mesures. Le PRÉ 2030 constitue une feuille de route pour parvenir à une économie carboneutre d’ici 2050.

Stratégie du Canada en matière de changement climatique pour la production d’électricité

Selon le Rapport d’inventaire national 2022 du Canada (RIN 2022),^{référence 13} partie 3, en 2020, le Canada a produit 575 000 gigawattheures (GWh)^{référence 14} d’électricité et a émis 62 Mt d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂), abrégé en CO₂ e,^{référence 15} (9,2 % des émissions nationales totales de GES). Sur l’électricité produite cette année-là, 16 % provenaient de sources d’électricité émettrices utilisant des combustibles fossiles (charbon, gaz naturel, autres combustibles tels que les produits pétroliers raffinés) pendant que 84 % provenaient de sources d’électricité peu et non émettrices utilisant des sources d’énergie renouvelable (nucléaire et autres telles que l’hydroélectricité, l’éolienne et le solaire. Le tableau 1 présente une répartition de la production d’électricité par sources d’électricité émettrices, peu émettrices et non émettrices et des émissions de CO₂e par région en 2020.

Tableau 1. Production d’électricité (GWh) par des sources d’électricité émettrices, peu et non émettrices, et émissions de CO₂e (kt) par région en 2020.
Région	Production d’électricité (GWh)	% de production à partir de sources d’électricité peu et non émettrices	% de la production provenant de sources émettrices	Émissions de CO₂e (kt) provenant de la production d’électricité émettrice
T.-N.-L.	39 800	97 %	3 %	950
Î.-P.-É.	660	100 %	0 %	0,3
N.-É.	9 420	21 %	79 %	6 340
N.-B.	12 000	70 %	30 %	3 470
Qué.	188 000	99%	1%	290
Ont.	149 000	94 %	6 %	3 710
Man.	37 200	100%	0%	28
Sask.	24 000	22 %	78 %	13 900
Alb.	55 800	15 %	85 %	32 700
C.-B.	58 400	97 %	3 %	420
Yn.	530	83 %	17 %	54
T.N.-O.	350	74 %	26 %	62
Nt.	200	0 %	100 %	150
Canada	575 000	84 %	16 %	62 100

Le RIN 2022 montre que les émissions de GES provenant de production d’électricité émettrice ont été réduites de plus de moitié, passant de 132 Mt de CO₂e en 2000 à 62 Mt de CO₂e en 2020, alors que la production d’électricité, qui était de 539 000 GWh en 2000, n’a pas fluctué de manière significative. Le tableau 2 présente une répartition par sources de production d’électricité émettrices, peu émettrices, et non émettrices en 2000 et 2020 au Canada.

Tableau 2. Production d’électricité (GWh) par sources de production d’électricité émettrices (Charbon, Gaz naturel, autres carburants), peu et non émettrices (nucléaire, hydro, autres renouvelables) pour le Canada en 2000 et 2020.
Génération d’électricité (GWh) par carburant	Charbon	Gaz naturel	Autres carburants	Nucléaire	Hydro	Autres renouvelables	Génération d’électricité totale (GWh)	Émissions de CO₂e (kt) provenant de génération d’électricité émettrice
2000	106 440	26 616	13 250	68 650	323 130	260	538 346	132 044
% total de génération d’électricité	20 %	5 %	2 %	13 %	60 %	0,05 %	100 %	-.
2020	35 940	47 978	7 346	92 590	354 980	36 180	575 013	62 197
% total de génération d’électricité	6 %	8 %	1 %	16 %	62 %	6 %	100 %	-.

Le tableau 2 montre que les réductions d’émissions de GES de 2000 à 2020 étaient principalement dues à une diminution significative de l’utilisation du charbon comme combustible pour produire de l’électricité (de 20 % en 2000 à 6 % en 2020) et à l’adoption de sources de production d’électricité peu émettrices et non émettrices (de 73 % en 2000 à 84 % en 2020).

Actions fédérales (réglementaires et non réglementaires) visant à soutenir la réduction des émissions de GES du secteur émetteur de la production d’électricité

Le Canada continue de chercher activement à réduire les émissions de GES du secteur de la production d’électricité, notamment par des mesures réglementaires et non réglementaires au niveau fédéral, incluant :

Mesures réglementaires

La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE ou la Loi) vise à prévenir la pollution et à protéger l’environnement et la santé humaine. Elle fixe des règles pour la prévention et la réglementation des substances toxiques, y compris les GES (par exemple, le dioxyde de carbone et le méthane), et confère au gouverneur en conseil le pouvoir d’adopter des règlements pour gérer la pollution au Canada. Les pouvoirs réglementaires conférés par la LCPE et la LTPGES ont été utilisés pour réduire les émissions de GES du secteur de l’électricité.
En 2012, le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon a été publié dans le but d’établir un régime réglementaire visant à réduire les émissions de CO₂ résultant de la production d’électricité conventionnelle au charbon.
En 2018, le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon a été publié pour accélérer la réduction des émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité conventionnelle au charbon d’ici 2030 afin d’aider le Canada à respecter son engagement de réduction des émissions de GES dans le cadre de l’Accord de Paris.
En 2018, le gouvernement a publié le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel afin de limiter les émissions de CO₂ provenant de l’utilisation du gaz naturel comme combustible pour produire de l’électricité au Canada.
Depuis 2019, le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone est en place dans les juridictions qui en ont fait la demande ou qui ne disposent pas d’un système répondant aux critères nationaux minimaux de rigueur (le point de référence fédéral). La tarification du carbone s’applique aux secteurs industriels, y compris le secteur de l’électricité, par l’intermédiaire du système de tarification fondé sur le rendement (STFR) ou d’un système provincial de tarification du carbone applicable^{référence 16}. Ces systèmes, y compris le STFR, sont conçus pour inciter les entreprises à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre et à stimuler l’innovation tout en maintenant la compétitivité et en protégeant contre les fuites de carbone. Dans le cadre du STFR, les installations industrielles sont soumises à un prix du carbone sur la part de leurs émissions de GES qui dépassent la limite d’émissions de l’installation qui est déterminée en fonction des normes de rendement applicables. À partir de 2030, les capacités de production d’électricité à partir de combustibles gazeux répondant à des critères spécifiques et mises en place à partir du 1^er janvier 2021, qu’il s’agisse d’installations existantes ou nouvelles, seront entièrement exposées au prix du carbone. Toute capacité de production d’électricité existant avant 2021 ne serait soumise au prix du carbone que pour la partie des émissions de GES dépassant une norme de rendement de 370 t/GWh.

Mesures non réglementaires

Depuis 2016, le gouvernement du Canada a dirigé plus de 50 milliards de dollars d’investissements ciblés vers la construction de réseaux électriques carboneutre au Canada. Cela comprend des programmes tels que le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (ÉRITE), un programme de 1,57 milliard de dollars, dont 600 millions de dollars annoncés dans le budget 2022, qui fournit un soutien aux projets d’énergie renouvelable intelligente et de modernisation du réseau électrique, y compris les projets qui soutiennent le renforcement des capacités. De décembre 2021 à février 2023, l’ÉRITE a fourni un financement d’environ 164,5 millions de dollars^{référence 17}. Dans le budget 2023, le gouvernement du Canada a annoncé une augmentation du financement de 3 milliards de dollars pour l’ÉRITE.
Le gouvernement du Canada fournit un financement à faible taux d’intérêt aux projets d’électricité propre par le biais de divers mécanismes, y compris les investissements et le financement de la Banque de l’infrastructure du Canada et du Fonds stratégique pour l’innovation, ainsi que des incitations fiscales fédérales. Ces initiatives totalisent plus de 20 milliards de dollars. Cela comprend :
- Le Fonds de Croissance du Canada Inc. (15 milliards de dollars pour financer des investissements en faveur d’une économie à zéro émission de gaz à effet de serre); et
- Le budget de 2023 a annoncé une nouvelle cible d’investissement pour la Banque de l’infrastructure du Canada d’au moins 10 milliards de dollars par le biais du domaine prioritaire de l’énergie propre pour la construction d’importantes sources d’électricité propre.

Malgré ces mesures et le fait qu’en 2020, seulement 16 % de l’électricité produite au Canada provenait de sources d’électricité émettrices, l’analyse montre que le secteur canadien de la production d’électricité émettrice n’est pas sur la voie d’une transformation significative de ses émissions d’ici 2035. Pour que le Canada atteigne son objectif de carboneutralité pour l’ensemble de l’économie d’ici 2050, une croissance significative de l’offre d’électricité propre est nécessaire. Les chercheurs s’entendent généralement pour dire que l’utilisation accrue des technologies électriques (p. ex. le transport électrique, le chauffage et la climatisation des bâtiments et les solutions pour divers procédés industriels) pourrait, en l’absence d’une norme sur l’électricité propre, entraîner une augmentation importante des émissions de GES provenant de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles (voir la section sur l’analyse de sensibilité).

Technologies actuelles et émergentes du réseau électrique nécessaires pour parvenir à la carboneutralité

Un large éventail de technologies de production d’électricité sont disponibles au Canada pour former le réseau électrique (tel que décrit dans le tableau 3).

Tableau 3. Technologies du réseau électrique et résumé des spécifications en 2022 (moyenne canadienne, dollars constants de 2022)^{tableau note a3 *} .
Technologie	Description	Coût du capital ($/kW)	Coût fixe d’exploitation et de maintenance ($/kW)	Coût variable d’exploitation et de maintenance ($/MWh)	Coût moyen du combustible ($/MWh)	Durée de vie estimée (années)
TCPG	Turbine à combustion de pétrole/gaz (semblable au cycle de Brayton)	1 625	20	6	61	45
CCPG	Turbine à combustion pétrole/gaz équipée d’un système de récupération de la chaleur perdue et d’une turbine à vapeur (semblable au cycle de Brayton + cycle de Rankine)	1 571	26	4	61	45
Petit CCPG	Similaire à l’OGCC, mais avec une capacité de production plus faible	1 737	33	4	61	45
GN CSC	Turbine à combustion au gaz naturel (généralement OGCC, mais OGCT possible), équipée d’une technologie de capture et de stockage du carbone.	3 310	51	11	61	45
Vapeur PG	Turbine à vapeur (apparentée au cycle de Rankine) générée à partir de la combustion de pétrole/gaz	5 239	135	9	56	45
Charbon	Production d’une turbine à vapeur à partir de la combustion du charbon	3 825	47	3	13	45
Charbon CSC	Production d’une turbine à vapeur à partir de la combustion du charbon, équipée d’une technologie de capture et de stockage du carbone	8 111	95	11	13	45
Biomasse	Production thermique utilisant la biomasse comme combustible	5 634	138	10	3	45
Biomasse CSC	Production thermique utilisant la biomasse comme combustible, équipée d’une technologie de stockage et séquestration du carbone	10 485	192	18	3	45
Déchets	Production thermique utilisant des déchets comme combustible	2 085	27	8	13	45
Nucléaire	Production de turbines à vapeur utilisant la fission nucléaire comme source de chaleur	9 120	167	4	-	60
Hydro, charge de base	Projets hydroélectriques avec peu ou pas de stockage (au fil de l’eau)	7 071	137	-	-	100
Hydro en période de pointe	Projets hydroélectriques avec réservoirs associés, capables de produire de l’électricité pendant les périodes de pointe de la demande	7 200	49	2	-	100
Hydroélectricité par pompage	Projets hydroélectriques capables de stocker l’énergie en vue d’une utilisation ultérieure	7 200	49	2	-	100
Petites centrales hydroélectriques	Similaire à l’hydroélectricité de base, mais avec une capacité de production plus faible	4 362	49	2	-	100
Éolien terrestre	Éoliennes terrestres	2 117	51	-	-	30
L’énergie éolienne en mer	Éoliennes en mer	6 370	148	-	-	30
PV solaire	Panneaux solaires photovoltaïques	1 825	18	-	-	30
Géothermie	Production thermique utilisant l’énergie géothermique pour produire de la vapeur	11 712	224	7	-	30
Vague	Processus qui utilise le mouvement des vagues pour produire de l’énergie	8 905	439	-	-	20
Stockage	Technologies variables capables de consommer de l’énergie à un moment donné et de la restituer à un autre moment, avec une perte d’efficacité associée.	1 409	11	1	-	15
Autres	Autres technologies non couvertes ci-dessus	5 462	172	7	32	45
Note(s) du tableau a3 Note * du tableau a3 Toutes les estimations de coûts figurant dans ce tableau ont été calculées à l’aide du modèle ministériel E3MC. Pour plus d’informations sur ce modèle, voir la section Avantages et coûts. Retour à la note * du tableau a3 Note du tableau a3 Le CSC représente le captage et le stockage du carbone des émissions. Retour à la note du tableau a3

D’une manière générale, les technologies des réseaux électriques présentées dans le tableau 3 peuvent être classées dans les catégories suivantes : production d’électricité sans dispositif de réduction des émissions, production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions, production d’électricité non émettrice et stockage. Certaines technologies de production d’émissions sans dispositif de réduction des émissions sont capables d’atteindre des profils d’émissions plus faibles en utilisant des « combustibles propres » tels que le gaz naturel renouvelable ou l’hydrogène. Les technologies de production peu émettrices atteignent des profils d’émissions plus faibles en déployant des technologies de réduction telles que le captage et le stockage du carbone (CSC), qui peuvent être construites sur mesure ou installées dans certaines installations existantes.

Il existe également des technologies émergentes pour les réseaux électriques qui pourraient devenir plus largement disponibles au Canada au fur et à mesure de leur développement. Par exemple, les piles à combustible pourraient offrir un stockage d’énergie à plus long terme que les batteries (des mois ou des années contre des jours ou des semaines), mais elles sont actuellement sous-utilisées, car la technologie des piles à combustible n’est pas encore suffisamment efficace par rapport aux batteries. Certaines technologies avancées de production d’énergie renouvelable variable, telles que l’éolien en mer et la géothermie, devraient devenir davantage disponibles à moyen terme (bien que soumises à des contraintes géologiques), tout comme les petits réacteurs nucléaires modulaires, qui sont conçus pour être plus largement déployables que le nucléaire conventionnel en raison de leur taille compacte. La production avec dispositif de réduction des émissions, la production sans émissions et le stockage devraient tous contribuer de manière significative au futur réseau électrique carboneutre du Canada, bien qu’un certain degré de développement technologique soit nécessaire pour y parvenir.

Objectif

Les objectifs du projet de règlement sont les suivants :

Aider le Canada à respecter ses engagements en matière de changement climatique visant à atteindre la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050, en limitant les émissions provenant de la production d’énergie thermique sans dispositif de réduction des émissions. Cette transition soutiendra les efforts mondiaux pour lutter contre le changement climatique et contribuera à limiter les dommages associés;
réduire les émissions de GES (c’est-à-dire de CO₂) provenant de la production d’électricité à partir de 2035.

Description

Le projet de règlement permettrait de réduire les émissions en appliquant, aux groupes de production d’électricité, une norme de rendement annuelle en matière d’émissions de 30 tonnes de CO₂ par GWh d’électricité produite (30 t/GWh), avec des exceptions limitées.

Le projet de règlement s’applique à tous les groupes de production d’électricité qui répondent aux critères d’applicabilité. Un groupe est un ensemble d’équipements qui fonctionnent ensemble pour produire de l’électricité et doit comprendre au moins une chaudière ou un moteur à combustion, et peut inclure des systèmes de CSC.

De plus amples informations sur la raison d’être de la réglementation figurent à l’annexe 1.

Application

Le projet de règlement s’applique à tout groupe qui répond aux trois critères suivants :

Utilise n’importe quelle quantité de combustibles fossiles pour produire de l’électricité;
A une capacité de 25 MW ou plus;
Est connecté à un réseau électrique soumis aux normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC).

Inscription

Le projet de règlement exigerait que tous les groupes qui répondent aux critères d’applicabilité s’enregistrent auprès du ministre de l’Environnement d’ici la fin de l’année 2025 ou, pour les groupes mis en service après le 1^er janvier 2025, dans les 60 jours suivants la mise en service.

Normes de rendement en matière d’émissions

La norme de rendement de 30 t/GWh s’appliquerait à partir du :

1^er janvier 2035, pour les groupes qui brûlent du charbon ou du coke de pétrole;
1^er janvier 2035, pour tous groupes mis en service le ou après le 1^er janvier 2025;
1^er janvier 2035, pour un groupe qui a augmenté sa capacité de production d’électricité de 10 % ou plus depuis l’enregistrement de celui-ci;
1^er janvier 2035 ou du 1^er janvier de l’année au cours de laquelle l’interdiction prévue au paragraphe 4(2) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel^{référence 18} commence à s’appliquer à un groupe chaudière ayant subi une modification majeure, c’est-à-dire un groupe qui a cessé de brûler du charbon, selon la plus tardive de ces deux dates;
Pour tous les autres groupes, la date la plus tardive entre le 1^er janvier 2035 ou 20 ans suivant la date de mise en service.

Seuls les groupes qui ont un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours d’une année civile donnée sont soumis à la norme de rendement pour cette année-là. Les groupes ayant un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure produisent de l’électricité qui est fournie à un réseau d’électricité réglementé par la NERC et, parfois, demandent de l’électricité à ce réseau. Par conséquent, la norme de rendement ne s’applique qu’aux groupes qui fournissent plus d’électricité à un réseau électrique réglementé par la NERC qu’ils n’en demandent.

Exceptions au respect de la norme de rendement annuelle de 30 t/GWh

Au cours d’une année civile donnée, un groupe pourrait se conformer au règlement proposé en utilisant l’une des exceptions suivantes à la norme de rendement annuelle de 30 t/GWh si toutes les conditions liées à ces exceptions sont remplies :

Un groupe, autre qu’un groupe alimenté au charbon, qui fonctionne jusqu’à un maximum de 450 heures par année (450 h/an) ne peut pas émettre plus de 150 kilotonnes de CO₂/an (150 kt/an); où, par souci de clarté, 450 heures/an correspondant à un fonctionnement 24 heures/jour pendant 18,75 jours/an;
Un groupe utilisant le CSC peut émettre au maximum une moyenne annuelle de 40 t/GWh s’il est démontré que ce groupe est capable de fonctionner à 30 t/GWh (c’est-à-dire, pouvant démontrer, documentation à l’appui, que le groupe a fonctionné à 30 t/GWh ou moins pendant 2 périodes d’au moins 12 heures consécutives, avec au moins 4 mois entre ces 2 périodes, au cours d’une année civile donnée). Cette exception n’est possible que jusqu’à 7 ans après la mise en service d’un système de captage et de stockage du carbone (CSC) ou jusqu’au 31 décembre 2039, selon la première éventualité.

Si toutes les conditions liées aux exceptions ne sont pas remplies au cours d’une année civile donnée, la norme de rendement de 30 t/GWh en moyenne annuelle doit être respectée au cours de cette année.

En outre, le projet de règlement permettrait à tous groupes assujettis au règlement de fonctionner pendant toutes périodes de circonstances d’urgences accordées par le ministre sans être tenus de respecter la norme de rendement pendant ces périodes de l’année civile. En général, une situation d’urgence est une situation qui survient à la suite d’un événement extraordinaire, imprévu et inévitable.

Quantification

Le projet de règlement définit la manière de déterminer la conformité à la norme de rendement au cours d’une année civile. En général, pour chaque groupe, l’exploitant devra déterminer l’intensité des émissions du groupe, c’est-à-dire les émissions totales du groupe divisées par sa production totale. Les exigences de quantification s’appliquent à chaque groupe, chaque année, à compter de l’année civile au cours de laquelle l’interdiction s’applique pour la première fois au groupe, que le groupe soit ou non soumis à l’interdiction au cours d’une année civile.

La production totale du groupe est la quantité d’électricité qu’il a produit au cours d’une année, mesurée sur une base brute.

Les émissions totales du groupe, qui peuvent être déterminées à l’aide d’une méthode basée sur les combustibles ou d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE), comprennent, selon le cas, les éléments suivants :

La quantité d’émissions produites par la combustion de combustibles fossiles pour la production d’électricité;
La quantité d’émissions associées à la production d’hydrogène ou de vapeur utilisée par le groupe pour produire de l’électricité, quel que soit le lieu où est situé le fournisseur.

Par souci de clarté, lorsque l’hydrogène est utilisé comme combustible dans le groupe de production d’électricité, la combustion de cet hydrogène ne produit pas directement d’émissions de CO₂; par conséquent, toutes les émissions de CO₂ associées à la production d’hydrogène doivent également être quantifiées et incluses dans les émissions totales du groupe.

Comme le prévoit le projet de règlement, les émissions totales du groupe peuvent exclure la quantité d’émissions captées par son système de CSC uniquement si ces émissions sont stockées de manière permanente dans un projet de stockage répondant aux critères prescrits.

Rapports

Le projet de règlement exigerait que tous les groupes qui répondent aux critères d’applicabilité soumettent un rapport d’enregistrement comprenant des informations telles que l’identification de la personne responsable, l’emplacement et le nom du groupe, un diagramme de processus du groupe, y compris la date de mise en service de chaque chaudière ou moteur à combustion, la date de mise en service du groupe et la capacité de production d’électricité du groupe.

Sur une base annuelle, le projet de règlement exigerait que tous les groupes qui ont un solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure vers un réseau électrique sujet aux normes de la NERC soumettent un rapport comprenant des informations telles que l’intensité moyenne annuelle des émissions du groupe et, le cas échéant, dans le cas des groupes dotés d’un système de CSC installé au cours des 7 dernières années, la documentation démontrant que le groupe a fonctionné à 30 t/GWh ou moins pendant 2 périodes d’au moins 12 heures continues au cours de l’année de déclaration, la production brute, les émissions et les heures d’exploitation.

Une déclaration d’absence de solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure peut être fournie pour un groupe qui ne prévoit pas de solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure à partir du moment où la norme de rendement commencerait à s’appliquer à ce groupe, ce qui réduirait ses exigences en matière de rapports. Si ces groupes n’ont jamais un solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure vers le réseau électrique, ils resteront exemptés à la fois de l’interdiction et des exigences de quantification prévues par le projet de règlement.

Tous les groupes seraient tenus de suivre leur solde exportateur, car la norme de rendement s’appliquerait à partir de l’année applicable (à partir de 2035) pour ce groupe s’il y a un solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure cette année-là. Ces groupes seraient également soumis aux règles de quantification à partir de l’année applicable.

Le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) serait modifié afin d’y inclure le projet de règlement et de rendre sa violation des règles applicables passible de sanctions appropriées, telles que des amendes plus élevées et des peines d’emprisonnement.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le ministère de l’Environnement (le ministère) a débuté les consultations avec les parties intéressées par le projet de règlement en mars 2022. Les parties intéressées comprennent les entreprises de services publics, les gouvernements provinciaux et territoriaux, les groupes autochtones, les associations industrielles, les organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), les syndicats et les organisations syndicales, les chercheurs et les universitaires dans le domaine du changement climatique ou de l’énergie, ainsi que le grand public.

Tout d’abord, le document de travail sur la norme sur l’électricité propre a présenté la proposition initiale du ministère sur la manière de réaliser une transition vers une électricité carboneutre et introduit les éléments clés que toute politique de ce type devrait intégrer, à savoir les réductions d’émissions, l’abordabilité de l’électricité, et la fiabilité du réseau électrique. Dans sa proposition, le ministère a indiqué que la mise en œuvre du projet de règlement nécessiterait un équilibre entre ces trois critères, étant donné que la maximisation des résultats pour l’un des critères pourrait compromettre la réalisation de l’un des deux autres. Par exemple, maximiser l’accessibilité financière pourrait compromettre les réductions d’émissions, car l’option la moins chère pour maintenir le réseau électrique en fonctionnement dans de nombreux endroits est de continuer à utiliser la production existante à base de gaz naturel. De la même manière, maximiser la fiabilité peut entraver les réductions d’émissions, car la fiabilité dans le statu quo exige de disposer d’une production suffisante de gaz naturel. Un réseau électrique qui n’est ni abordable ni fiable pourrait décourager la transition vers une production d’électricité propre nécessaire pour atteindre l’objectif de carboneutralité dans l’ensemble de l’économie en 2050.

Engagement des parties intéressées

Le 15 mars 2022, les parties intéressées ont été invitées à soumettre leurs commentaires sur le document de travail sur la norme sur l’électricité propre, qui présente l’approche du projet de règlement pour soutenir la carboneutralité dans le secteur de l’électricité d’ici 2035.
Les 23 et 24 mars 2022, les parties intéressées ont été invitées à participer à un webinaire d’information, intitulé « Ouvrir la boucle », sur le document de travail. Plus de 160 soumissions ont été reçues, un webinaire a été organisé par la suite les 21 et 22 juillet 2022, avec un accent particulier sur ces commentaires.
Un deuxième cycle d’engagement et de consultation a débuté le 26 juillet 2022, avec la publication du Cadre réglementaire proposé pour le règlement sur l’électricité propre - Canada.ca (« le cadre réglementaire ») qui a fourni plus de détails sur l’approche réglementaire proposée. Plus de 120 soumissions ont été reçues en lien avec ce cadre réglementaire.
Un troisième webinaire a été organisé les 13 et 14 septembre 2022, avec un accent sur les hypothèses de modélisation. Un certain nombre de sessions de modélisation bilatérales ont été organisées avec diverses provinces pour s’assurer que les hypothèses utilisées dans la modélisation fédérale étaient adéquates.
Le 3 octobre 2022, une séance d’information a été organisée à l’intention des autochtones, avec la participation de représentants des Premières Nations, ou de leurs représentants.

En date de décembre 2022, près de 100 réunions bilatérales ont eu lieu avec les parties intéressées afin de poursuivre les discussions et de fournir un retour d’information sur l’approche du projet de règlement.

À la suite de ces consultations, plus de 330 soumissions sur la proposition ont été reçues. Les parties intéressées ont formulé des commentaires sur les points suivants :

Le rôle de la production d’électricité à partir de gaz naturel ou de combustibles liquides après 2035 pour garantir la fiabilité des réseaux ;
Le traitement des formes de production d’électricité industrielle émettrice ;
La possibilité d’effets négatifs sur les tarifs de l’électricité ;
La capacité des nouvelles technologies non émettrices à fournir une électricité fiable d’ici à 2035, en particulier la disponibilité des technologies de production et de stockage.

Les parties intéressées ont également exprimé leur soutien général à la décarbonisation^{référence 19} du réseau électrique et leur volonté de participer à l’élaboration du projet de règlement afin de s’assurer qu’il permettrait d’atteindre les réductions d’émissions nécessaires tout en maintenant l’abordabilité et la fiabilité.

En général, les commentaires sur le Cadre réglementaire proposé pour le règlement sur l’électricité propre (26 juillet 2022) ont été positifs, dans la mesure où de nombreuses parties intéressées considèrent le cadre réglementaire proposé comme une approche réalisable pour atteindre la carboneutralité. Cependant, les parties intéressées ont soulevé des préoccupations spécifiques, discutées ci-dessous, que le ministère a examinées en profondeur lors de l’élaboration du projet de règlement.

Préoccupations des parties intéressées

La production d’électricité alimentée au gaz naturel et aux combustibles liquides après 2035

De nombreuses entreprises de services publics se sont inquiétées du fait que les opérateurs de réseaux électriques ne seraient pas en mesure de maintenir la fiabilité sans au moins un certain fonctionnement après 2035 des types de production qui sont actuellement alimentés au gaz naturel ou aux combustibles liquides parce qu’ils sont flexibles et hautement contrôlables. Beaucoup ont exprimé leur soutien à une exemption qui permettrait aux exploitants de réseaux d’utiliser ces générateurs pour maintenir la fiabilité, à condition que ce soit sur une base de temps et d’émissions limitées.

Les ONGE, les producteurs d’électricité non émetteurs et les représentants de l’industrie durable ont fait valoir que le rôle du gaz naturel et des combustibles liquides dans la production d’électricité devrait être minime après 2035 et qu’une exigence qui limiterait l’utilisation du gaz naturel réduirait les émissions à un niveau aussi près que possible de zéro.

Pour répondre aux préoccupations des parties intéressées, le ministère a intégré dans le projet de règlement des flexibilités en matière de limites d’émissions pour la production d’électricité alimenté au gaz naturel et aux combustibles liquides :

Introduire progressivement la norme de rendement pour les groupes existants en appliquant la norme à un groupe donnée 20 ans après sa date de mise en service, appelée fin de vie réglementaire du groupe^{référence 20} (FdVR);
Permettre aux groupes assujettis de fonctionner en cas de situations d’urgence sans avoir à respecter la norme de rendement ;
Permettre aux groupes assujettis de fonctionner pendant des périodes de pointe en dessous d’un seuil d’émissions totales (plutôt que d’une intensité d’émissions) et d’une limite de temps totale au cours d’une année donnée, sans avoir à respecter la norme de rendement ; et
Fixer la norme de rendement à un niveau (c’est-à-dire 30 t/GWh) qui peut être atteint par les groupes alimentés au gaz naturel avec CSC, de sorte que ces groupes puissent fournir au réseau électrique une production flexible et hautement contrôlable.
- En outre, le projet de règlement permettrait aux groupes assujettis qui utilisent le CSC dans le cadre d’une stratégie de conformité de respecter une intensité d’émission moyenne annuelle de 40 t/GWh pendant les sept premières années suivant la mise en service du système de captage, ou jusqu’au 31 décembre 2039, selon la première éventualité.

Quelques entreprises de services publics ont mis en garde contre une trop grande flexibilité associée à la production d’électricité au gaz naturel, qui pourrait décourager le déploiement de la production non émettrice et du stockage de l’énergie. En outre, les ONGE se sont inquiétées du fait que tout rôle de la production d’électricité non urgente alimenté au gaz naturel devrait être fortement limité après 2035. Ces parties ont mis en garde contre une sous-estimation de la capacité des technologies telles que le stockage de l’énergie, l’hydrogène, le CSC, le nucléaire et d’autres technologies émergentes peu ou non émettrices à assurer la fiabilité du réseau électrique d’ici à 2035.

Les délais incorporés dans les quatre flexibilités de conformité susmentionnées pourraient limiter l’utilisation du gaz naturel et des combustibles liquides sans dispositif de réduction des émissions pour la production d’électricité au cours de la période postérieure à 2035. On s’attend à ce que cela conduise à un recours accru à des sources de production peu ou non émettrice.

Les provinces plus émettrices, les services publics, les exploitants de réseaux et les producteurs d’électricité ont demandé une certaine flexibilité dans l’application de la norme de rendement. Plus précisément, ils ont fait part de leur inquiétude quant au fait que, sans flexibilité, la capacité de production alimentée au gaz naturel serait insuffisante pour soutenir les énergies renouvelables variables (par exemple l’éolien et le solaire) et que les groupes en construction aujourd’hui pourraient ne pas être mis en service à temps (d’ici 2025) pour bénéficier de la FdVR pour les groupes existants décrite ci-dessus.

Pour répondre à cette préoccupation, le projet de règlement prévoit des flexibilités qui :

permettent aux groupes assujettis de fonctionner en cas d’urgence ;
permettent aux groupes assujettis de fonctionner s’ils respectent à la fois un seuil d’émissions totales et une limite temporelle totale au cours d’une année donnée (par exemple, exception basée sur la masse à la norme de rendement de 30 t/GWh).

Les ONGE et l’industrie opérant dans le domaine des technologies propres cherchaient des signaux clairs indiquant que le projet de règlement exigerait des opérateurs de réseaux électriques qu’ils répartissent les sources sans émission avant les sources émettrices. En tenant compte de ces commentaires, le ministère a noté que la fiabilité des réseaux électriques est d’une importance cruciale pour les provinces et les territoires, car ceux-ci sont responsables de la conception et de l’exploitation des réseaux. Le projet de règlement fixe une norme de rendement stricte, mais maintient la neutralité technologique, ce qui permet aux provinces et territoires, ou aux opérateurs de réseaux électriques de choisir les types de production à développer.

De nombreuses ONGE ont demandé l’inclusion de normes provisoires (c’est-à-dire l’application d’une norme avant 2035) afin d’éviter l’accumulation de nouvelles centrales alimentées au gaz naturel avant l’application de la norme de rendement en 2035. Le projet de règlement ne propose pas de normes intermédiaires pour les raisons suivantes^{référence 21} :

Étant donné que les nouveaux groupes alimentés au gaz naturel représentent un investissement substantiel qui ne peut être amorti qu’après 10 ans ou plus d’opérations, le ministère s’attend qu’en fixant une norme de rendement de 30 t/GWh à partir de 2035, les nouveaux groupes construits avant 2035 seront néanmoins conçus pour répondre à la norme de rendement de 30 t/GWh afin qu’ils puissent continuer à fonctionner après 2035.
La plupart des groupes alimentés au gaz naturel qui seront mis en service avant 2025 ont été planifiés avant l’annonce du projet de règlement. Peu de groupes pourraient être conçus et construits avant le 1^er janvier 2025, la date à laquelle les groupes sont considérés comme « nouveaux » en vertu du projet de règlement et ne peuvent donc pas bénéficier de la FdVR de 20 ans.
Au lieu de se conformer à la norme de rendement de 30 t/GWh, les groupes peuvent fonctionner à n’importe quelle intensité d’émission pendant un maximum de 450 heures par an, avec une limite de 150 kt/an, pour fournir une capacité d’appoint ou de pointe. Il pourrait être possible de mettre en service, après 2025, un nouveau groupe sans dispositif de réduction des émissions qui pourrait fonctionner selon ces dispositions. Cela présente des avantages pour les régions géographiques du Canada qui n’ont pas accès au stockage géologique profond nécessaire à l’installation des technologies de CSC. Toutefois, on s’attend à ce qu’il soit moins avantageux financièrement d’exploiter un nouveau groupe de façon aussi limité, ce qui limiterait à cette fin la mise en service de nouveaux groupes sans dispositif de réduction des émissions. En outre, les émissions totales de ces groupes seraient inférieures à celles qu’ils produiraient s’ils étaient exploités dans le cadre du plafond de 30 t/GWh.

Traitement de la production industrielle d’électricité émettrice

De nombreuses ONGE et certains services publics ont fait part de leur inquiétude quant à la possibilité d’un développement important de la production industrielle d’électricité « à l’intérieur des limites d’une installation^{référence 22} » afin d’éviter le projet de règlement, étant donné que les groupes d’électricité qui ne sont pas connectés à un réseau électrique réglementé par la NERC ne seraient pas assujettis au projet de règlement.

Après un examen, le ministère a constaté ce qui suit :

Le projet de règlement est conçu pour cibler les émissions du secteur de l’électricité. Les émissions industrielles sont soumises à d’autres politiques, telles que la tarification du carbone.
Le projet de règlement s’appliquerait à tous les groupes de production connectés à un réseau électrique réglementé par la NERC, que ces groupes soient ou non physiquement situés « à l’intérieur des limites d’une installation », c’est-à-dire sur un site industriel.
Au cours d’une année de conformité donnée, les groupes industriels qui ont un solde exportateur vers un réseau électrique réglementé par la NERC supérieur à 0 GWh (c’est-à-dire qu’ils vendent plus d’électricité qu’ils en achètent) devraient respecter la norme de rendement du projet de règlement au cours de cette année. Cela créera un co-bénéfice, car même l’électricité produite par des groupes ayant un solde exportateur supérieur à 0 GWh, mais utilisé pour répondre à la demande d’électricité sur site, devra respecter la norme de rendement de 30 t/GWh. Cela signifie que seuls les groupes qui n’ont pas un solde exportateur d’électricité vers le réseau supérieur à 0 GWh n’auraient pas à respecter la norme de rendement.
Les émissions des installations de production d’électricité sont assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (RSTFR) ou par le système provincial ou territorial de tarification du carbone applicable. Cela signifie que les émissions des groupes qui n’ont pas un solde exportateur vers un réseau électrique réglementé par la NERC supérieur à 0 GWh au cours d’une année donnée seront toujours exposées à un signal de prix visant à réduire les émissions.
À l’heure actuelle, il n’existe pas d’alternatives suffisantes, rentables, et peu ou non émettrices de gaz à effet de serre pour la production entièrement « à l’intérieur des limites d’une installation ». Dans ce contexte, couvrir les groupes de production d’électricité à base de combustibles fossiles « à l’intérieur des limites d’une installation » en vertu du projet de règlement lorsque ces groupes n’ont pas de solde exportateur d’électricité supérieure à 0 GWh vers un réseau électrique réglementé par la NERC aurait des effets négatifs sur l’industrie qui ne se produiraient pas dans le cadre des autres politiques décrites ci-dessus (par exemple la tarification du carbone). En outre, les groupes « à l’intérieur des limites d’une installation » devraient être pris en compte à mesure que le Canada se dirige vers la carboneutralité en 2050.
Dans certains cas, les combustibles utilisés pour la production « à l’intérieur des limites d’une installation » devraient être brûlés à la torche sur le site^{référence 23} s’ils n’étaient pas utilisés pour la production d’électricité. Ainsi, si le projet de règlement devait couvrir les groupes « à l’intérieur des limites d’une installation », il est probable que de nombreux groupes choisiraient d’éviter la couverture réglementaire en cessant de produire de l’électricité à partir de ces combustibles et en les brûlant à la torche. Dans de tels scénarios, les émissions augmenteraient du fait de l’activité de torchage sans que la combustion apporte de bénéfice (c’est-à-dire de production d’électricité).

Pour les raisons susmentionnées, le projet de règlement ne s’appliquerait pas aux groupes situés « à l’intérieur des limites d’une installation » qui n’ont pas un solde exportateur supérieur à 0 GWh.

Incidences négatives potentielles sur les tarifs de l’électricité

Certaines provinces et certains services publics ont fait part de leurs préoccupations concernant les coûts de mise en conformité avec le projet de règlement et les incidences potentielles sur l’abordabilité des tarifs pour les ménages, les entreprises et l’industrie. Ils ont fait remarquer que les réseaux électriques dépendant des combustibles fossiles supporteraient des coûts plus élevés lors de la transition vers la carboneutralité que les réseaux disposant d’importantes ressources sans émission, par exemple l’éolien. Ces parties intéressées ont demandé des programmes de financement, des mesures fiscales et d’autres incitatifs pour minimiser les coûts à court terme de la transition. En particulier, les gouvernements provinciaux du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse ont souligné que ces provinces souffrent d’un taux plus élevé de pauvreté énergétique^{référence 24} dans le pays, et ont fait part de leur inquiétude quant au fait que le projet de règlement pourrait exacerber ce problème.

Le ministère note ce qui suit :

Des consultations spécifiques ont eu lieu concernant l’analyse de l’effet attendu sur les tarifs résidentiels.
Indépendamment du projet de règlement et de ses objectifs, le gouvernement du Canada a annoncé, élaboré, et mis en œuvre des mesures complémentaires, y compris des fonds, pour aider à soutenir la transition ver la carboneutralité, réduisant ainsi indirectement les répercussions du projet de règlement sur les tarifs de l’électricité.
Le projet de règlement inclurait des flexibilités qui aideraient les services publics à gérer les répercussions des coûts de leur réseau électrique tout en maintenant la fiabilité.
Le ministère a collaboré avec un certain nombre d’universitaires spécialisés en économie des réseaux électriques pour comprendre les répercussions potentielles du projet de règlement sur l’abordabilité de l’électricité, ce qui a permis d’établir les normes réglementaires et les marges de manœuvre dans le projet de règlement. Cette collaboration se poursuivra au fur et à mesure que le ministère examinera les commentaires reçus au cours de la période précédant la publication finale.

Capacité des nouvelles technologies non émettrices à fournir une électricité fiable d’ici à 2035

Quelques services publics, ONGE, entreprises actives dans le domaine des technologies propres et quelques universitaires ont mis en garde contre une trop grande flexibilité pour la production de l’électricité alimentée au gaz naturel, car cela pourrait décourager le déploiement de la production sans émission et du stockage de l’énergie. Ces parties ont mis en garde contre une sous-estimation de la capacité des technologies telles que le stockage de l’énergie, les turbines à gaz prêtes pour l’hydrogène, le CSC, le nucléaire et d’autres technologies émergentes peu ou non émettrices pour assurer la fiabilité du réseau électrique d’ici à 2035.

Plusieurs provinces et territoires ont indiqué que le CSC n’était pas une option de décarbonisation pour eux, car leur géologie ne permet pas le stockage du carbone. Plusieurs provinces et territoires ont exprimé leur inquiétude quant à l’état de préparation des technologies clés de décarbonisation telles que le CSC, les petits réacteurs nucléaires modulaires, et le stockage de l’énergie, notant que leurs coûts seront très élevés même lorsqu’elles seront prêtes à être déployées à grande échelle. Les experts en technologie de CSC ont noté que si la norme de rendement de 30 t/GWh peut être atteinte par ces systèmes, il peut y avoir des périodes au cours des premières années de déploiement de ces systèmes où certains ajustements aux systèmes peuvent être nécessaires pour qu’ils atteignent la norme de rendement de manière cohérente.

Le ministère note ce qui suit :

De nouveaux investissements dans le développement et le déploiement de technologies émergentes telles que le CSC, le stockage de l’énergie et les petits réacteurs modulaires sont prévus.
Les flexibilités en matière de conformité, telles que la durée de vie réglementaire pour les groupes mis en service avant le 1^er janvier 2025 ou l’exception relative à la durée et aux émissions basées sur la masse permettent l’utilisation des groupes alimentés au gaz naturel et aux liquides au cours de ces périodes.
Le projet de règlement contient une exception qui permet à un groupe assujetti doté d’une technologie de CSC de fonctionner à une intensité d’émission moyenne de 40 t/GWh si le groupe peut prouver qu’il est capable de fonctionner à 30 t/GWh (c’est-à-dire fournir de la documentation démontrant que le groupe a fonctionné à 30 t/GWh ou moins pendant deux périodes d’au moins 12 heures consécutives, avec au moins 4 mois entre ces deux périodes au cours d’une année de conformité donnée) et que :
- Le groupe ne peut utiliser l’exception que pendant les sept années suivant la date de mise en service du système CSC ou jusqu’au 31 décembre 2039, selon la première éventualité.
- Pendant cette période de 7 ans, un groupe dont le système de CSC ne permet pas d’atteindre 30 t/GWh en moyenne annuelle peut continuer à fonctionner pendant que la personne responsable du groupe prend les mesures nécessaires pour améliorer le rendement des émissions du groupe afin qu’il atteigne la norme de rendement de 30 t/GWh en moyenne annuelle. Ces mesures peuvent comprendre plusieurs séries d’essais d’émissions, l’évaluation des défauts de performance du système de CSC, la conception d’une solution permettant un fonctionnement à 30 t/GWh, la construction/mise en œuvre de la solution et sa mise en service. Sur la base des délais associés aux rénovations majeures des groupes de production d’électricité, on estime que 7 ans suffiraient amplement pour prendre les mesures nécessaires à l’amélioration des performances du système de CSC. D’ici à 2040, les systèmes de CSC devraient s’être améliorés au point que cette flexibilité ne sera plus nécessaire.
- L’exception CSC garantit que les systèmes CSC soient conçus pour atteindre un taux de captage du carbone ambitieux, tout en permettant une certaine flexibilité au cas où des circonstances opérationnelles rendraient difficile l’atteinte initiale de ce taux de manière cohérente.

Obligations découlant des traités modernes et consultation des populations autochtones

Comme l’exige la Directive du cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation des implications des traités modernes a été réalisée pour le projet de règlement. L’évaluation a porté sur le champ d’application géographique et l’objet du projet de règlement par rapport aux traités modernes en vigueur. L’évaluation n’a pas mis en évidence de conséquences ou d’obligations découlant de traités modernes.

Le ministère a adopté une approche de consultation basée sur les distinctions avec les peuples autochtones :

en invitant des représentants d’organisations nationales autochtones (ONA) à des webinaires d’information;
en ayant des réunions bilatérales avec les ONA et une offre de poursuivre les réunions sur une base bilatérale;
en organisant un webinaire spécifique pour les Premières Nations afin d’engager une conversation sur le projet de règlement.

Les parties intéressées autochtones ont indiqué que l’abordabilité de l’énergie était une préoccupation de plus en plus aiguë et ont recommandé que la conception du projet de règlement protège l’abordabilité de l’électricité. Certaines ont également indiqué que les autochtones sont très sensibilisés aux risques pour la santé liés à l’utilisation de combustibles fossiles et qu’ils souhaitent comprendre les avantages de la réduction des polluants atmosphériques que le projet de règlement pourrait entraîner.

Le ministère note que :

indépendamment du projet de règlement et de ses objectifs, le gouvernement du Canada a annoncé, élaboré et mis en œuvre des mesures complémentaires pour faciliter la transition, notamment du financement destiné à des projets menés par des autochtones ou accessibles à des projets menés par des autochtones, ce qui réduit indirectement les répercussions du projet de règlement sur les tarifs;
le projet de règlement comprendrait des flexibilités qui aideraient les services publics à gérer les répercussions des coûts de leur réseau électrique tout en maintenant la fiabilité;
le ministère s’est engagé avec des organisations dirigées par des autochtones ayant connaissance de l’abordabilité de l’énergie dans les communautés autochtones afin de comprendre les répercussions potentielles du Règlement sur l’abordabilité de l’électricité. Cet engagement se poursuivra tout au long de l’élaboration du Règlement;
les avantages potentiels pour la santé découlant du projet de règlement sont examinés plus en détail dans le présent Résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR).

Le ministère a également entendu parler des intersections entre le projet de règlement et les préoccupations plus générales concernant la réconciliation économique et la participation des peuples autochtones à la transition vers l’énergie propre, en particulier par le biais de la participation économique.

Outre les considérations ci-dessus, le ministère a examiné toutes les questions et tous les commentaires reçus de la part des parties autochtones intéressées et continuera à les prendre en compte dans l’élaboration du projet de règlement. Certaines questions soulevées, notamment le point de vue des communautés autochtones sur la transition énergétique et la participation économique, présentent un intérêt non seulement dans le contexte du projet de règlement, mais aussi dans celui plus large de la transition vers l’électricité propre.

Choix de l’instrument

La Directive du Cabinet sur la réglementation (DCR) exige des ministères et des agences qu’ils évaluent l’ensemble des instruments disponibles (réglementaires et non réglementaires) en vertu des lois et règlements fédéraux afin de sélectionner l’instrument ou la combinaison d’instruments le plus efficace et le plus approprié pour traiter une question de politique générale. Compte tenu de l’urgence de la lutte contre le changement climatique et des objectifs du Canada en la matière, à savoir devenir une économie carboneutre d’ici 2050, un changement transformationnel sera nécessaire dans tous les secteurs de l’économie canadienne, y compris le secteur de la production d’électricité.

La transformation des réseaux électriques doit intervenir bien avant 2050, car elle nécessite une croissance de l’offre d’électricité pour soutenir l’utilisation accrue de technologies électriques, telles que le transport électrique, le chauffage et la climatisation des bâtiments, les solutions pour divers processus industriels, et que l’électricité produite entraîne des émissions carboneutres. Si cette transformation n’est pas engagée d’ici 2035, le Canada risque de ne pas atteindre ses objectifs en matière de changement climatique, à savoir devenir une économie carboneutre d’ici 2050.

Pour déterminer l’instrument ou le mélange d’instruments le plus efficace et le plus approprié qui garantirait que le secteur de la production d’électricité est sur la bonne voie pour réaliser la transformation requise d’ici 2035, le ministère a pris en compte le régime réglementaire fédéral actuel qui affecte le secteur dans le scénario de référence (statu quo), y compris les actions non réglementaires. Il a été déterminé que le régime réglementaire fédéral actuel ne garantit pas que le secteur atteindrait la transformation requise d’ici 2035 et que, par conséquent, une réglementation fédérale est nécessaire. Un résumé de cette évaluation est présenté ci-dessous :

Scénario de référence/aucun nouveau contrôle

L’approche du scénario de référence implique le maintien des restrictions existantes sur les émissions de l’électricité produite à partir du charbon, telles que définies dans le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, qui fixe généralement une norme de rendement de 420 t/GWh. En outre, l’approche du scénario de référence implique le maintien des restrictions existantes sur les émissions de la production d’électricité à partir de gaz naturel définies dans le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. Celui-ci fixe une norme de rendement de 420 t/GWh pour les chaudières à gaz naturel ou les moteurs à combustion de 150 MW et plus, et une norme de rendement de 550 t/GWh pour les moteurs à combustion de moins de 150 MW.

À partir de 2030, la capacité de production d’électricité à partir de combustibles gazeux qui répond à des critères précis et qui a été mise en place le 1^er janvier 2021 ou après cette date, qu’il s’agisse d’une installation existante ou d’une nouvelle installation, serait entièrement exposée au prix du carbone. Toute capacité de production d’électricité existant avant 2021 ne serait soumise au prix du carbone que pour la partie des émissions de GES dépassant une norme de rendement de 370 t/GWh. Dans le scénario de référence, la production au gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions, ainsi que les GES associés, devrait augmenter dans les années à venir, à mesure que davantage de technologies électriques seront mises en œuvre (par exemple le transport électrique) au Canada. Cela limiterait la capacité du Canada à atteindre la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050. La plupart des installations de production d’électricité sont soumises à la tarification de la pollution par le carbone en vertu du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (RSTFR), ou en vertu de systèmes provinciaux ou territoriaux qui satisfont au critère de référence fédéral (c’est-à-dire le critère national de rigueur minimale que tous les systèmes de tarification du carbone au Canada doivent respecter). En vertu du RSTFR, les installations de production d’électricité couvertes par le système fédéral doivent fournir une compensation pour les émissions de GES qui dépassent la limite d’émissions de l’installation. La compensation peut se faire en payant la redevance sur les émissions excédentaires (65 $/tonne de CO₂ e en 2023, puis 170 $/tonne de CO₂ e en 2030) ou en fournissant une unité de conformité (crédit excédentaire, crédit compensatoire ou crédit compensatoire provincial reconnu) pour chaque tonne d’émissions dépassant leur limite. Si les émissions sont inférieures à leur limite, les installations reçoivent des crédits excédentaires pour la quantité entre les émissions réelles et la limite d’émissions, qui peuvent être vendus ou mis en réserve pour satisfaire aux obligations de conformité futures.

Dans le cadre du RSTFR, les limites d’émissions sont calculées en multipliant la production d’une installation par la norme de rendement associée à l’activité, qui peut être considérée comme une allocation gratuite. La production d’électricité est soumise à différentes normes basées sur la production en fonction du type de combustible. Pour les combustibles solides, la norme de rendement a commencé à 800 t/GWh en 2019, et diminuera jusqu’à 370 t/GWh en 2030. Pour les combustibles liquides, la norme de rendement est de 500 t/GWh et pour les combustibles gazeux, la norme de rendement est de 370 t/GWh. En outre, les installations de production d’électricité alimentée par les combustibles gazeux qui commencent à produire de l’électricité le 1^er janvier 2021 ou après cette date et qui répondent à certaines exigences en matière de taille et de conception ont une norme de rendement de 370 t/GWh en 2021, norme qui diminue jusqu’à 0 t/GWh en 2030. Cela signifie qu’en 2030, les nouvelles installations de production d’électricité alimentées par les combustibles gazeux ne bénéficieront d’aucune allocation gratuite et devront donc payer 100 % des émissions de GES émises par l’installation. La modélisation effectuée par le ministère indique que les émissions du secteur de l’électricité ne diminueraient pas suffisamment pour atteindre les objectifs du projet de règlement et pourraient en fait augmenter de manière significative au cours des prochaines décennies.

Le gouvernement du Canada dispose de programmes d’investissement dans les infrastructures de base qui se concentrent sur l’infrastructure de réseaux d’énergie propre, avec des investissements combinés totaux de près de 10 milliards de dollars. Cela comprend des programmes tels que le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (ÉRITE) de Ressources naturelles Canada, un programme de 1,57 milliard de dollars, dont 600 millions de dollars annoncés dans le budget 2022, qui fournit un soutien aux projets d’énergie renouvelable intelligente et de modernisation du réseau électrique, y compris les projets qui soutiennent le renforcement des capacités. De décembre 2021 à février 2023, le ÉRITE a fourni un financement d’environ 164,5 millions de dollars^{référence 17}. Dans le budget 2023, le gouvernement du Canada a annoncé une augmentation du financement de 3 milliards de dollars pour le ÉRITE.

Le gouvernement du Canada fournit un financement à faible taux d’intérêt aux projets d’électricité propre par le biais de divers mécanismes, y compris les investissements et le financement de la Banque de l’infrastructure du Canada (BIC) et du Fonds stratégique pour l’innovation, ainsi que des incitations fiscales fédérales. Ces initiatives totalisent plus de 20 milliards de dollars. Cela comprend le Fonds de Croissance du Canada Inc. (15 milliards de dollars pour financer des investissements à l’appui d’une économie à zéro émission de GES) et le financement du secteur de l’énergie propre annoncé dans le budget 2023 par l’intermédiaire de la Banque de l’infrastructure du Canada (10 milliards de dollars dans le cadre du domaine prioritaire de l’énergie propre pour la construction d’importantes centrales électriques propres).

Le gouvernement du Canada s’attend à ce que ces programmes d’investissement soient d’une importance cruciale, car ils fonctionneraient en tandem avec le projet de règlement pour aider à atteindre les objectifs du Canada en transformant le réseau électrique avant 2035 pour aider à atteindre une économie carboneutre d’ici 2050.

Utiliser le système de tarification du carbone pour réduire les émissions du secteur de l’électricité

Actuellement, les critères nationaux minimaux de rigueur pour les systèmes de tarification du carbone (la référence fédérale) exigent que les systèmes explicites basés sur le prix du carbone, tels que le système fédéral de tarification basé sur la production, soient conçus de manière à ce que le signal de prix marginal soit égal au prix de référence, mais permettent aux systèmes d’appliquer des coûts moyens du carbone plus faibles aux installations industrielles afin d’atténuer les risques de fuite de carbone et de compétitivité qui peuvent survenir en raison de la tarification du carbone. Pour ce faire, les systèmes exigent des installations qu’elles paient le prix du carbone pour les émissions qui dépassent une limite d’émission et délivrent des crédits négociables aux installations qui émettent moins que cette limite. Cette approche crée un signal de prix au prix de référence pour chaque tonne d’émissions, mais comme les installations n’ont pas à payer le prix du carbone pour toutes leurs émissions, elle réduit les coûts moyens du carbone et le risque de fuite de carbone et d’effets négatifs sur la compétitivité.

La réduction des émissions de GES provenant du secteur de l’électricité pourrait être obtenue en veillant à ce qu’un prix du carbone élevé soit payé pour chaque tonne d’émissions de l’électricité. Si les producteurs d’électricité devaient payer le prix du carbone pour chaque tonne d’émissions, leur coût moyen du carbone augmenterait. Le ministère a effectué plusieurs exercices de modélisation et a déterminé qu’un prix du carbone de 170 $/tonne appliqué à chaque tonne d’émissions du secteur de l’électricité ne permettrait pas au secteur de se rapprocher suffisamment de l’objectif de carboneutralité d’ici 2035. En outre, dans un scénario de modélisation à forte demande, un prix du carbone de 170 $/tonne n’a pas été jugé suffisamment élevé pour rendre les technologies de production d’électricité peu émettrices nettement plus compétitives que les technologies émettrices ; si les technologies de production peu et non émettrices ne sont pas les options les plus compétitives en termes de coûts, on s’attend à ce que les émissions du secteur augmentent. Par conséquent, si le fait d’exiger que le prix du carbone soit payé pour chaque tonne d’émissions provenant de la production d’électricité devait permettre d’obtenir des réductions d’émissions supplémentaires, cela ne permettrait pas d’obtenir les réductions nécessaires pour atteindre l’objectif de carboneutralité d’ici 2035.

En outre, les systèmes de tarification de la pollution par le carbone au Canada sont un outil économique qui incite fortement à réduire les émissions de la manière la plus rentable possible pour toutes les sources d’émissions qu’il couvre. Cette forte incitation est due à sa conception, qui ne fixe pas de limites spécifiques pour les émissions des différents secteurs. Elles ne garantissent pas un certain niveau de réduction dans un secteur spécifique et ne sont donc pas l’outil approprié pour garantir la réalisation de l’objectif d’un secteur de l’électricité carboneutre.

En l’absence de norme réglementée, il sera probablement plus économique pour les services publics (i) de continuer à utiliser du gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions pour produire une énergie de base fiable et de payer un prix plus élevé pour la pollution, ou (ii) d’acquérir et de transférer des crédits excédentaires ou compensatoires. En l’absence d’autres contraintes, c’est le choix que feraient probablement les producteurs plutôt que de transformer leur équipement de production pour produire de l’électricité fiable à émissions quasi nulles grâce à des solutions technologiques telles que l’énergie éolienne ou solaire associée au stockage de l’énergie ou le gaz naturel associé à une technologie moderne de captage et de stockage du carbone (CSC). Dans l’ensemble, l’analyse du ministère indique que le fait d’exiger des producteurs d’électricité qu’ils paient un prix du carbone élevé sur toutes leurs émissions ne serait pas suffisant en soi pour garantir que le secteur de l’électricité réalise d’ici 2035 la transformation nécessaire pour soutenir l’objectif du Canada en matière de changement climatique, à savoir devenir une économie carboneutre d’ici 2050.

L’approche réglementaire proposée

La réduction des émissions de GES pour parvenir à un réseau électrique carboneutre et pour soutenir une économie carboneutre d’ici 2050 nécessiterait une transition planifiée et permanente vers l’abandon de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles. Le projet de règlement s’appuie sur le cadre réglementaire existant pour le secteur de l’électricité afin de poursuivre la transition permanente de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles vers des sources de production peu ou non émettrices. Des progrès significatifs dans cette direction pourraient être accomplis grâce à l’application de normes de rendement strictes à l’horizon 2035. La norme réglementaire exigerait la production d’électricité au gaz naturel à avoir des dispositifs de réduction des émissions afin de fournir une production de base. Cette approche fournirait également un point de référence réglementaire clair qui définirait ce qui constitue de l’électricité propre, tout en fournissant aux producteurs d’électricité des délais suffisants pour adapter leurs plans d’investissement. Toutefois, étant donné que la norme de rendement proposée serait fixée à une valeur non nulle et que l’approche réglementaire proposée inclurait plusieurs flexibilités en matière de conformité, le secteur de la production d’électricité continuerait à avoir de faibles niveaux d’émissions résiduelles. Des actions supplémentaires seraient nécessaires avant que le secteur de la production d’électricité ne parvienne à la carboneutralité.

Dans le cadre de l’approche du projet de règlement, le ministère a envisagé plusieurs options pour les paramètres clés, notamment la norme de rendement en matière d’émissions, les marges de manœuvre en matière de conformité, le seuil de capacité, la couverture de la production industrielle et la fin de la vie réglementaire. Les effets de la variation de ces paramètres sont évalués dans la section du REIR consacrée à l’analyse de sensibilité.

Analyse réglementaire

Avantages et coûts

Sources de données et paramètres analytiques

Une analyse coûts-avantages (ACA) est réalisée pour déterminer les répercussions supplémentaires (coûts et avantages) d’un scénario réglementaire par rapport à ceux d’un scénario de référence. Pour ce projet de règlement, l’ACA compare les répercussions d’un scénario avec le projet de règlement à ceux d’un scénario sans celui-ci. Le principal facteur de répercussions différentielles pour le projet de règlement est la composition du réseau électrique modélisé dans le scénario de référence par rapport à celui modélisé dans le scénario réglementaire. Dans l’ACA, la composition du réseau électrique fait référence à l’ensemble des infrastructures qui composent le réseau électrique (p. ex. production sans émission, production émettrice avec dispositif de réduction des émissions, production émettrice, stockage, lignes de transmission reliant les réseaux de services publics d’électricité), aux spécifications techniques de ces infrastructures (p. ex. capacité, production, utilisation de combustibles, intensité des émissions, facteurs d’opération et de maintenance) et à l’utilisation de ces infrastructures (p. ex. réseau électrique seulement, production, production industrielle, production d’appoint ou d’urgence). En vertu du projet de règlement, la composition du réseau électrique du Canada évoluerait vers des sources de production d’électricité peu ou non émettrices plus rapidement et dans une plus grande mesure que dans le scénario de référence, et il y aurait plus d’investissement dans le stockage et la transmission.

La composition du réseau électrique et les facteurs connexes qui pourraient être réalisés dans le cadre d’un scénario de référence par rapport à un scénario réglementaire ont été projetés par deux modèles ministériels. Le premier modèle, NextGrid, est un modèle d’expansion de la capacité qui identifie les décisions optimales d’investissement et d’exploitation dans le réseau électrique canadien, en minimisant les coûts à l’échelle du réseau (national) afin de satisfaire la demande, sous réserve de plusieurs contraintes telles que les paramètres des politiques, la fiabilité du réseau et la disponibilité des ressources (ex. : contraintes géologiques). Le deuxième modèle est le modèle Énergie, émissions et économie du Canada (E3MC), qui comprend lui-même deux composantes. La première composante du modèle E3MC est Énergie 2020 (E2020), un modèle nord-américain intégré, multirégional et multisectoriel qui simule l’offre, le prix et la demande de tous les combustibles. E2020 estime la production et les prix de l’énergie pour chaque secteur sur les marchés réglementés et non réglementés, et simule la manière dont les prix de l’énergie et les mesures gouvernementales peuvent affecter les choix des consommateurs et des entreprises lorsqu’ils achètent et utilisent de l’énergie. Les résultats d’E2020 comprennent des changements dans la consommation d’énergie, les prix de l’énergie, les émissions de gaz à effet de serre, les émissions de polluants atmosphériques, les coûts d’investissement et les économies possibles grâce aux mesures, qui sont utilisées pour identifier les effets directs des mesures visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Les économies et les investissements résultant d’E2020 sont ensuite utilisés comme intrants dans la deuxième composante d’E3MC, le modèle Informetrica (TIM). Le TIM est utilisé pour examiner les décisions de consommation, d’investissement, de production et de commerce dans l’ensemble de l’économie. Il saisit les interactions entre les industries, ainsi que les implications des changements dans les prix à la production, les prix finaux relatifs et les revenus. Il tient également compte des soldes budgétaires des gouvernements, des flux monétaires et des taux d’intérêt et de change. TIM projette les répercussions directes sur la demande finale, la production, l’emploi, la formation des prix et le revenu sectoriel de l’économie qui résultent des différents choix politiques. Ceux-ci permettent à leur tour d’estimer l’effet des politiques en lien avec le changement climatique et des répercussions connexes sur l’économie nationale^{référence 25}.

NextGrid et E3MC sont capables de modéliser la composition des réseaux électriques au Canada jusqu’en 2050 et fondent leurs résultats sur des algorithmes d’optimisation et des contraintes qui sont distinctes pour chaque modèle, en utilisant des données provenant d’une multitude de sources, y compris Statistique Canada et une collaboration continue avec les provinces et les services publics. Dans la mesure du possible et le cas échéant, les hypothèses sous-jacentes et l’application du projet de règlement ont été harmonisées entre E3MC et NextGrid afin de produire des résultats à partir des deux modèles qui peuvent être utilisés en tandem tout au long de l’ACA. Dans l’ACA, la composition du réseau électrique dans le scénario de référence a été modélisée par E3MC, tandis que la composition du réseau électrique dans le scénario de référence a été modélisée par NextGrid et E3MC. Plus précisément, NextGrid a modélisé les décisions que peuvent prendre les groupes existants qui ne respectent pas la limite d’intensité des émissions de CO₂ à partir de 2035 (c.-à-d. mise hors service anticipée, mise à niveau avec systèmes de CSC, changement du régime d’exploitation pour opérer selon la flexibilité basée sur les heures d’opérations et la masse d’émissions), tandis que E3MC a modélisé les décisions que peuvent prendre tous les autres groupes. NextGrid a également été utilisé pour modéliser et chiffrer les nouvelles lignes de transmission interprovinciales qui pourraient être construites dans le cadre du scénario réglementaire. Hormis ces lignes de transmissions, tous les autres coûts du réseau électrique et de l’ensemble de l’économie utilisés dans l’ACA ont été calculés par E3MC. L’ACA utilise les résultats d’E3MC et de NextGrid pour présenter une distribution des impacts jugés attribuables au projet de règlement, tout en reconnaissant une variété de changements économiques et environnementaux externes qui peuvent se produire au cours de la période d’analyse en utilisant des hypothèses conservatrices le cas échéant et en testant des paramètres alternatifs dans l’analyse de sensibilité.

Il est important de noter que le projet de règlement ne prescrit aucune voie de conformité particulière pour un groupe particulier qui ne respecte pas la limite d’intensité des émissions de CO₂ à partir de 2035. Tous les résultats présentés dans le résumé de l’étude d’impact de la réglementation représentent un scénario modélisé indiquant ce qui pourrait se produire en réponse au projet de règlement sur la base de contraintes et d’hypothèses raisonnables (c’est-à-dire la modélisation du cas central). Ce scénario central ne représente pas la seule voie que le secteur de la production d’électricité pourrait emprunter pour se conformer aux exigences réglementaires et ne doit pas être interprété comme étant plus probable que d’autres voies potentielles. De même, il est important de reconnaître le vaste degré d’incertitude lors de la modélisation des changements structurels associés à la décarbonisation de l’économie sur une longue période. Un large éventail de résultats est finalement possible, qui pourrait être déterminé par des développements technologiques nouveaux ou imprévus, ainsi que par des facteurs macroéconomiques, des changements démographiques et des paysages politiques à tous les niveaux de gouvernement, qui pourraient modifier fondamentalement la modélisation de base.

En vertu du projet de règlement, certains coûts administratifs pour l’industrie commenceraient en 2024 dès l’enregistrement anticipé du règlement. Les résultats d’E3MC indiquent que les changements apportés à la composition du réseau électrique du Canada et les changements associés aux coûts du réseau pourraient commencer dès 2026 en prévision de l’entrée en vigueur de la limite d’intensité des émissions de CO₂ à partir de 2035. Pour cette raison, et compte tenu de l’objectif du Canada de parvenir à des émissions nettes nulles d’ici 2050, la période d’analyse choisie pour l’ACA s’étend de 2024 à 2050 (soit une période de 27 ans). Sauf indication contraire, tous les coûts et avantages monétaires sont présentés en dollars constants de 2022, actualisés à l’année de référence 2023 à un taux d’actualisation de 2 %. Il s’agit du taux d’actualisation à court terme de Ramsey actuellement utilisé par le gouvernement du Canada pour monétiser les réductions de GES, sur la base de l’état le plus récent de la science du climat (de plus amples informations sur cette approche sont présentées dans la sous-section sur les avantages). Dans tous les tableaux qui suivent, les totaux peuvent ne pas correspondre à la somme des composantes en raison des arrondissements.

Principales hypothèses de modélisation de l’ACA

Certains groupes de production d’électricité produisent de l’électricité à des fins industrielles dans les limites de l’installation (c’est-à-dire au sein d’une installation industrielle). Un sous-ensemble de ces groupes industriels de production vend une partie de l’électricité qu’il produit à un réseau électrique réglementé par la NERC. En vertu du projet de règlement, tout groupe d’une capacité supérieure ou égale à 25 MW qui est connecté à un réseau électrique réglementé par la NERC et qui a un solde exportateur d’électricité supérieur à zéro gigawattheure à partir de 2035 (ou de l’année de conformité pertinente) doit se conformer à la norme de rendement de 30 t/GWh d’émissions de CO₂ sauf s’il remplit toutes les conditions liées à l’une des exceptions. La modélisation de l’ACA suppose que tous les groupes de production industrielle qui ont un solde exportateur d’électricité vers un réseau électrique supérieur à zéro gigawattheure dans le scénario de référence entreprendraient les investissements liés à la réduction des émissions nécessaires pour continuer à vendre une partie de l’électricité qu’elles produisent au réseau électrique dans le scénario réglementaire. Par extension, la proportion d’électricité que ces groupes industriels produisent pour une utilisation dans les limites de celle-ci respecterait également la norme de rendement des émissions de CO₂. Dans l’ACA, les réductions d’émissions attribuables à la production vendue au réseau électrique (par les compagnies d’électricité et les groupes de production industrielle) sont considérées comme des bénéfices principaux, tandis que les réductions d’émissions attribuables à la production utilisée dans les limites de l’installation sont considérées comme des co-bénéfices. En revanche, l’ACA ne fait aucune distinction entre les coûts encourus par les compagnies d’électricité et ceux encourus par la production industrielle. En reconnaissance du fait que tout investissement qui serait entrepris afin de respecter la norme de rendement des émissions de CO₂ est considéré comme un coût direct du projet de règlement, quel que soit l’endroit où l’électricité produite est utilisée. Les groupes industriels qui ne sont pas connectés à un réseau électrique réglementé par la NERC et qui produisent uniquement de l’électricité pour une utilisation dans les limites de celle-ci ne sont pas soumis au projet de règlement et sont donc hors du champ d’application de l’ACA.

Aux fins de l’analyse, le ministère a modélisé dans le scénario de référence les lignes de transport interprovinciales (ou interconnexions), y compris celles qui n’ont pas encore été construites (par exemple, la boucle de l’Atlantique). Les interconnexions régionales sont considérées comme une stratégie de conformité clé pour les provinces tributaires du charbon afin de satisfaire aux exigences du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique, tel qu’il a été modifié en 2018, et ne sont pas considérées comme des éléments supplémentaires liés au projet de règlement. La modélisation indique que les interconnexions régionales dans la région de l’Atlantique constituent l’option la moins coûteuse pour se conformer au projet de règlement.

Le scénario de référence inclut également les politiques et programmes de financement fédéraux liés aux investissements dans l’infrastructure du réseau électrique. Plus précisément, le scénario de référence tient compte d’une abstraction du crédit d’impôt à l’investissement (CII^{référence 26}) pour les technologies propres qui a été annoncé dans l’exposé économique de l’automne 2022, en réduisant le coût marginal du capital de la construction de nouvelles installations (par MW) de technologies admissibles de 30 % en 2023 jusqu’en 2031, puis en supprimant les crédits de façon linéaire de 2032 à 2035. Le CII modélisé affecte le coût relatif auquel l’industrie doit faire face pour construire des technologies du réseau électrique non émettrices qualifiées par rapport aux technologies du réseau électrique émettrices, augmentant ainsi l’attractivité des investissements dans la capacité non émettrice dans le scénario de référence par rapport à ce qu’elle a été historiquement. Le CII modélisé a été appliqué au nucléaire, à l’hydroélectricité par pompage, à la petite hydroélectricité, à l’éolien terrestre, à l’éolien en mer, au solaire photovoltaïque, à l’énergie houlomotrice et au stockage, mais pas aux technologies émettrices qui mettent en œuvre un système de captage et de stockage du carbone. La modélisation du cas central n’a pas intégré l’ensemble des aides fédérales qui seront mises à la disposition du secteur de la production d’électricité au Canada. Au fur et à mesure que les détails concernant le nouveau CII pour l’électricité propre et son application deviennent disponibles, ainsi que les nouvelles mesures supplémentaires annoncées dans le budget de 2023, la conception finale du CII pour les technologies propres, le CII pour le CCS et toute décision de financement fédéral future (par exemple Fond stratégique pour l’innovation, Initiative Accélérateur net zéro), la modélisation future du scénario central serait ajustée pour s’aligner sur ce traitement. Ces décisions de financement fédéral devraient réduire l’ampleur des impacts différentiels évalués pour le projet de règlement (c’est-à-dire des coûts et des avantages moindres), étant donné que des mesures supplémentaires visant à réduire les émissions de GES dans le secteur de la production d’électricité devraient être prises dans le cadre du scénario de référence.

Les tarifs en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick devraient augmenter à l’avenir dans le cadre du scénario de référence. En plus des mesures incluses dans l’Énoncé économique de l’automne 2022 et le budget de 2023 qui soutiennent la décarbonisation de l’électricité, le gouvernement fédéral a offert un financement pour construire des lignes de transmission qui contribueront aux efforts visant à atténuer les impacts sur les tarifs d’électricité dans la région. La réduction des augmentations de tarifs prévues dans le scénario de base diminue également l’impact global du projet de règlement sur les tarifs.

Du point de vue de l’analyse coûts-avantages, il convient de noter que toute dépense publique relative aux incitatifs financiers fédéraux constituerait un transfert de coûts de l’industrie (et, par extension, des consommateurs d’électricité) vers l’assiette fiscale générale. La modélisation du cas central tient compte de l’absorption progressive du financement fédéral en projetant d’abord la combinaison de systèmes électriques qui serait construite dans les scénarios de référence et de réglementation avec le CII modélisé en place, puis en déterminant les dépenses publiques supplémentaires associées à ces investissements.

Composition du réseau électrique

La composition du réseau électrique canadien peut être caractérisée sur deux bases : la capacité et la production. La capacité électrique représente la capacité maximale d’un groupe à produire de l’électricité (exprimée en MW), tandis que la production électrique est la quantité réelle d’électricité produite par un groupe sur une période donnée (exprimée en GWh). Les groupes de production ne fonctionnent pas toujours à plein rendement. Par exemple, un groupe d’éolienne produirait en dessous de sa capacité lorsque la vitesse du vent est faible et un groupe d’appoint ne produirait à plein rendement que lorsque cela est nécessaire pour la fiabilité. La modélisation d’E3MC indique que le secteur des services publics d’électricité du Canada (à l’exclusion de tout groupe de production industrielle) adopterait les caractéristiques de capacité suivantes dans le scénario de référence (tableau 4) par rapport au scénario réglementaire (tableau 5) :

Tableau 4. Composition du réseau électrique par type de technologie (en fonction de la capacité), scénario de référence
Type de technologie	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice^{note * du tableau c1}	17,9 %	16,4 %	14,1 %	13,4 %	12,9 %	12,6 %
Émettrice avec CSC	0,1 %	0,1 %	0,3 %	0,4 %	0,5 %	0,5 %
Nucléaire	8,8 %	6,1 %	5,1 %	4,8 %	4,6 %	4,3 %
Hydroélectricité	53,1 %	43,1 %	39,2 %	37,7 %	37,0 %	36,7 %
Autres non émettrices^{note * du tableau c1}	20,1 %	34,3 %	41,3 %	43,7 %	45,1 %	45,9 %
Capacité totale (%)	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %
Capacité totale (MW)	149 244	183 907	220 858	234 536	243 420	258 442
Stockage (MW)	2 701	4 877	6 607	7 285	7 832	9 021
Note(s) du tableau c1 Note * du tableau c1 Pour les tableaux 4 à 7, " Émettrice " fait référence aux technologies suivantes : TCPG, CCPG, petit CCPG, PG à la vapeur, Charbon, Biomasse et déchet, ce qui peut être différent de ce qui constitue une technologie émettrice dans le RIN. Retour à la note * du tableau c1 Note du tableau c1 Pour les tableaux 4 à 7, " Autres non émettrices " fait référence aux technologies suivantes : éolien terrestre, éolien en mer, PV solaire, géothermie et turbine marémotrice. Retour à la note du tableau c1

Tableau 5. Composition du réseau électrique par type de technologie (en fonction de la capacité), scénario réglementaire
Type de technologie	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice	17,9 %	15,6 %	9,0 %	8,0 %	6,7 %	6,5 %
Émettrice avec CSC	0,1 %	0,9 %	3,8 %	4,2 %	4,9 %	4,8 %
Nucléaire	8,8 %	6,2 %	5,4 %	5,0 %	5,1 %	5,1 %
Hydroélectricité	53,1 %	43,1 %	39,6 %	38,0 %	37,6 %	37,6 %
Autres non émettrices	20,1 %	34,3 %	42,2 %	44,8 %	45,6 %	46,0 %
Capacité totale (%)	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %
Capacité totale (MW)	149 244	183 725	219 876	240 008	247 801	260 301
Stockage (MW)	2 701	5 052	6 887	7 745	8 658	9 931

De même, E3MC suggère que le secteur des services publics d’électricité du Canada (à l’exclusion de tout groupe de production industrielle) adopterait les caractéristiques de production suivantes dans le scénario de référence (tableau 6) par rapport au scénario réglementaire (tableau 7).

Tableau 6. Composition du réseau électrique par type de technologie (base de production), scénario de référence
Type de technologie	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice	14,3 %	9,9 %	7,1 %	6,9 %	6,3 %	6,2 %^{note * du tableau c3}
Émettrice avec CSC	0,1 %	0,1 %	0,1 %	0,1 %	0,1 %	0,1 %
Nucléaire	10,9 %	9,7 %	9,7 %	9,0 %	8,7 %	8,3 %
Hydroélectricité	62,0 %	56,4 %	52,9 %	51,5 %	50,7 %	49,9 %
Autres non émettrices	12,6 %	23,8 %	30,2 %	32,5 %	34,1 %	35,6 %
Production totale (%)	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %
Production totale (GWh)	620 300	685 808	772 314	807 363	836 810	885 514
Note(s) du tableau c3 Note * du tableau c3 Sur cette proportion, 9 % de la production d’émissions en 2050 est attribuable à la biomasse et aux déchets. Retour à la note * du tableau c3

Tableau 7. Composition du réseau électrique par type de technologie (base de production), scénario réglementaire
Type de technologie	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice	14,3 %	9,7 %	3,8 %	1,7 %	0,8 %	1,1 %^{note * du tableau c4}
Émettrice avec CSC	0,1 %	0,3 %	1,1 %	0,8 %	1,2 %	1,1 %
Nucléaire	10,9 %	9,7 %	10,1 %	9,5 %	9,2 %	9,3 %
Hydroélectricité	62,0 %	56,4 %	54,0 %	53,5 %	53,5 %	52,5 %
Autres non émettrices	12,6 %	23,8 %	31,1 %	34,5 %	35,3 %	36,1 %
Production totale (%)	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %	100 %
Production totale (GWh)	620 300	685 689	774 404	810 726	838 254	886 766
Note(s) du tableau c4 Note * du tableau c4 Sur cette proportion, 42 % de la production d’émissions en 2050 est attribuable à la biomasse et aux déchets. Retour à la note * du tableau c4

En l’absence du projet de règlement (tableau 6), il aurait été anticipé que le réseau électrique canadien réduise la production provenant de technologie émettrice de 14,3 % en 2025 à 6,2 % en 2050 et qu’il augmente la production provenant de technologie non émettrice de 85,5 % en 2025 à 93,7 % en 2050. En revanche, en vertu du projet de règlement (tableau 7), il est anticipé que le réseau électrique canadien réduise la production provenant de technologie émettrice de 14,3 % en 2025 à 1,1 % en 2050 et augmente la production provenant de technologie non émettrice de 85,5 % en 2025 à 97,9 % en 2050.

Avantages

Le projet de règlement réduirait la quantité de GES émis par les groupes de production d’électricité au Canada, sous forme de dioxyde de carbone (CO₂), de méthane (CH₄) et d’oxyde nitreux (N₂O), le CO₂ étant le plus important. La réduction des émissions de ces gaz permettrait d’éviter les dommages causés par le changement climatique à l’échelle mondiale. Le projet de règlement réduirait également la quantité de polluants atmosphériques émis par les groupes de production d’électricité, notamment les oxydes d’azote (NO_X), les oxydes de soufre (SO_X), les particules primaires d’une largeur inférieure à 2,5 microns (PM_2,5) et le mercure (Hg). La réduction de ces polluants atmosphériques pourrait entraîner une amélioration de la qualité de l’air au niveau local, en fonction des caractéristiques géographiques et météorologiques des sites d’émission, ce qui pourrait avoir des effets bénéfiques sur la santé et l’environnement.

Étant donné que les sources de production d’électricité émettrices sont remplacées par des sources peu ou non émettrices, le projet de règlement permettrait également au secteur de l’électricité de réaliser des économies au fil du temps, sous la forme d’une utilisation évitée des combustibles, d’opération et de maintenance, et de remise en état.

Chacun de ces avantages est décrit en détail dans les sous-sections ci-dessous.

Dommages évités au niveau mondial en raison du changement climatique

En utilisant les résultats du modèle E3MC, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait la réduction de 272 Mt de GES (exprimés en CO₂e) provenant de la production d’électricité vendue à un réseau électrique réglementé par la NERC, ainsi que la réduction de 70 Mt de GES provenant de la production d’électricité utilisée dans les limites de l’installation, pour des réductions totales de près de 342 Mt au cours de la période d’analyse de 27 ans (2024 à 2050) [tableau 8].

Tableau 8. Réductions supplémentaires de GES (exprimées en kilotonnes de CO₂ e^{note * du tableau c5} )
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle (n=27)
CO₂ (réseau électrique)	−1 112	13 024	75 308	87 058	93 811	268 088	9 929
CH₄ (réseau électrique)	−5	124	643	577	568	1 907	71
N₂O (réseau électrique)	−12	83	539	566	589	1 765	65
CO₂ (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	2 293	5 508	20 492	20 689	20 544	69 527	2 575
CH₄ (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	1	31	126	54	26	238	9
N₂O (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	12	28	106	104	101	350	13
Principaux avantages : Réductions de GES attribuables à la production d’électricité vendue au réseau électrique^{note ** du tableau c5}	−1 129	13 231	76 490	88 201	94 968	271 761	10 065
Co-bénéfices : Réductions de GES attribuables à la production d’électricité utilisée " à l’intérieur des limites d’une installation "^{note *** du tableau c5}	2 306	5 567	20 725	20 847	20 671	70 116	2 597
Réductions totales de GES	1 177	18 798	97 215	109 048	115 640	341 877	12 662
Note(s) du tableau c5 Note * du tableau c5 CH₄ et N₂O ont été convertis en CO₂e en utilisant des facteurs de potentiel de réchauffement planétaire de 25 et 298, respectivement. Retour à la note * du tableau c5 Note du tableau c5 Ce sous-total représente la somme du CO₂ (réseau électrique), du CH₄ (réseau électrique) et du N₂O (réseau électrique). Retour à la note du tableau c5 Note * du tableau c5 Ce sous-total représente la somme de CO₂ (" à l’intérieur des limites d’une installation "), CH₄ (" à l’intérieur des limites d’une installation ") et N₂O (" à l’intérieur des limites d’une installation "). Retour à la note * du tableau c5

Les dommages évités au niveau mondial provenant des changements climatiques associés à ces réductions de GES peuvent être monétisés à l’aide d’estimations du coût social de chaque polluant. En novembre 2022, l’Agence américaine de protection de l’environnement (US EPA) a publié la version préliminaire d’un rapport [« Report on the Social Cost of Greenhouse Gases: Estimates Incorporating Recent Scientific Advances (disponible en anglais seulement) »] dans laquelle les méthodologies et les valeurs du coût social (CS) ont été mises à jour et présentées pour le CO₂, le CH₄ et le N₂O. Au cours du mois d’avril 2023, le ministère a publié un projet d’orientation sur les CS pour le Canada, en accord avec les valeurs des CS-GES proposées par l’EPA. Un sous-ensemble de valeurs canadiennes CS-GES tirées de ce document d’orientation est présenté dans le tableau 9.

Tableau 9. Valeurs annuelles CS-CO₂, CS-CH₄ et CS-N₂O pour certaines années (2021 $ CA, $/t, actualisé à l’année d’indice pertinente à 2 %)^{note * du tableau c6}
Année de l’indice	CS-CO₂	CS-CH₄	CS-N₂O
2020	247 $	2 107 $	69 230 $
2025	271 $	2 589 $	77 066 $
2030	294 $	3 073 $	84 903 $
2035	317 $	3 634 $	92 894 $
2040	341 $	4 194 $	100 886 $
2045	367 $	4 803 $	109 902 $
2050	394 $	5 410 $	118 919 $
Note(s) du tableau c6 Note * du tableau c6 Les valeurs CS pour CH₄ et N₂O intègrent leur propre concept de potentiel de réchauffement planétaire dans les calculs. Ainsi, pour utiliser ces valeurs CS dans l’ACA, elles doivent être multipliées par les réductions de tonnage de CH₄ et de N₂O, et non par les réductions de tonnage de ces polluants exprimées en CO₂e. Retour à la note * du tableau c6

Les valeurs canadiennes du CS-GES du tableau 9 reflètent l’état le plus récent de la science du climat. Comme l’explique la version préliminaire du rapport de l’EPA, les valeurs CS-GHG actualisées sont le fruit de l’interaction de quatre modules : socio-économique et émissions, climatique, dommages, et actualisation. Le module socio-économique et émissions repose sur un nouvel ensemble de projections probabilistes de la population, des revenus et des émissions de GES élaborées dans le cadre de l’initiative « Resources for the Future Social Cost of Carbon » (coût social du carbone). Le module climatique s’appuie sur le modèle « Finite Amplitude Impulse Response » (un modèle du système terrestre largement utilisé et recommandé par les « National Academies »), qui saisit les relations entre les émissions de GES, les concentrations atmosphériques de GES et la température moyenne à la surface du globe. Les projections socio-économiques et les résultats du module climatique sont utilisés comme données d’entrée dans le module des dommages pour estimer les dommages futurs monétisés résultant des changements de température. Le module d’actualisation actualise le flux des futurs dommages climatiques en remontant jusqu’à l’année des émissions à l’aide d’un ensemble de taux d’actualisation dynamiques qui comportent une grande part d’incertitude. Comme indiqué dans la version préliminaire du rapport de l’EPA, les modules utilisent des hypothèses méthodologiques prudentes et sont donc susceptibles de sous-estimer les dommages marginaux dus à la pollution par les GES.

L’ACA a converti les valeurs CS-GES canadiennes présentées au tableau 9 en dollars constants de 2022 en utilisant un facteur de conversion de 1,068 98 (dérivé des estimations de l’Indice des prix à la consommation dans E3MC), puis a multiplié ces valeurs par les réductions de tonnage de chaque polluant (pas en termes de CO₂e) résumées dans le tableau 8, avant d’actualiser les résultats à l’année de référence 2023 à 2 %. Comme le montre le tableau 10, le projet de règlement permettrait d’éviter plus de 87,5 milliards de dollars de dommages mondiaux causés par les changements climatiques au cours de la période d’analyse de 27 ans, dont 69,45 milliards de dollars seraient attribuables à la production d’électricité vendue au réseau électrique.

Tableau 10. Dommages évités au niveau mondial en raison du changement climatique (millions de dollars)
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
CO₂ (réseau électrique)	−306	3 477	19 809	22 347	23 440	68 767	3 321
CH₄ (réseau électrique)	−1	15	81	76	76	248	12
N₂O (réseau électrique)	−3	22	140	145	148	453	22
CO₂ (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	632	1 478	5 392	5 313	5 134	17 949	867
CH₄ (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	0,1	4	16	7	4	30	1
N₂O (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	3	7	28	27	26	90	4
Principaux avantages : Avantages en matière de changement climatique attribuables à la production d’électricité vendue au réseau électrique^{note * du tableau c7}	−310	3 514	20 030	22 568	23 665	69 468	3 355
Co-bénéfices : Bénéfices liés au changement climatique attribuable à la production d’électricité utilisée " à l’intérieur des limites d’une installation "^{note ** du tableau c7}	635	1 489	5 436	5 346	5 163	18 069	873
Total des bénéfices liés au changement climatique	325	5 003	25 466	27 914	28 828	87 537	4 227
Note(s) du tableau c7 Note * du tableau c7 Ce sous-total représente la somme du CO₂ (réseau électrique), du CH₄ (réseau électrique) et du N₂O (réseau électrique). Retour à la note * du tableau c7 Note du tableau c7 Ce sous-total représente la somme de CO₂ (" à l’intérieur des limites d’une installation "), CH₄ (" à l’intérieur des limites d’une installation ") et N₂O (" à l’intérieur des limites d’une installation "). Retour à la note du tableau c7

Comme indiqué dans la description du REIR, une marge de manœuvre serait disponible jusqu’en 2040 pour tout groupe qui met en service un système de CSC, ce qui permettrait à ces groupes de fonctionner jusqu’à 40 t/GWh pendant sept ans ou jusqu’au 31 décembre 2039, selon la première éventualité, à condition que le groupe ait démontré qu’il peut fonctionner à 30 t/GWh ou moins pendant deux périodes déterminées au cours d’une année. La modélisation de l’ACA part du principe que ces groupes seront en mesure d’atteindre 30 t/GWh d’ici 2035 et ne modélise donc pas l’utilisation de cette flexibilité de conformité. Il convient de noter qu’en fonction de l’utilisation de la flexibilité de conformité par les groupes équipés d’un système de CSC, les réductions de GES et les avantages monétaires associés, les économies de combustible et les coûts variables d’exploitation et d’entretien pour ces groupes peuvent être légèrement surestimés dans les années précédant 2040. Toutefois, étant donné que la limite d’intensité des émissions pour les groupes au gaz naturel (la majorité des utilisateurs de CSC) dans le scénario de référence est de 420 à 550 t/GWh selon le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, le fait de passer de ces limites d’intensité des émissions à 40 t/GWh dans le scénario réglementaire (plutôt qu’à 30 t/GWh) pour un nombre limité d’années ne devrait pas réduire de façon significative les avantages marginaux liés aux changements climatiques décrits dans le tableau 10.

Avantages potentiels pour la santé

En utilisant les résultats de l’E3MC, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait des réductions des émissions de polluants atmosphériques provenant de la production d’électricité vendue au réseau électrique ainsi que de la production d’électricité utilisée «à l’intérieur des limites d’une installation ». Le tableau 11 présente une répartition de ces réductions par polluant sur la période analytique de 27 ans.

Tableau 11. Réductions supplémentaires des émissions de polluants atmosphériques, par polluant (tonnes)
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle (n=27)
NO_X (réseau électrique)	2 154	25 140	131 363	95 244	90 705	344 605	12 763
SO_X (réseau électrique)	9 277	6 942	42 663	18 965	18 835	96 682	3 581
P_2,5 (réseau électrique)	44	1 695	8 557	7 858	7 983	26 138	968
Hg (réseau électrique)	0,010 8	0,062 5	0,313 7	0,314 0	0,313 8	1,014 9	0,037 6
NO_X (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	1 750	3 891	17 863	28 040	27 952	79 496	2 944
SO_X (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	2 033	2 315	8 186	23 445	23 220	59 200	2 193
PM_2,5 (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	14	17	158	544	534	1 268	47
Hg (" à l’intérieur des limites d’une installation ")	0,000 3	0,001 1	0,004 2	0,004 3	0,004 3	0,014 2	0,000 5

La répartition de ces réductions supplémentaires d’émissions de polluants atmosphériques par province au cours de la période d’analyse est présentée dans le tableau 12.

Tableau 12. Réductions supplémentaires des émissions de polluants atmosphériques entre 2024 et 2050, par province (en tonnes)^{note * du tableau c7}
Province	NO_X	SO_X	PM_2,5	Hg
T.-N.-L.	591	63	7	0,000 0
Î.-P.-É.	146	185	9,5	0,000 0
N.-É.	27 816	15 039	−224	0,015 4
N.-B.	4 112	29 004	65	0,000 0
Qc	0,0	0,0	0,0	0,0000
Ont.	225 718	−55	24 412	0,000 1
Man.	0,0	0,0	0,0	0,0000
Sask.	50 821	68 513	1 900	0,836 3
Alb.	103 914	41 712	1 064	0,015 0
C.-B.	10 978	1 421	172	0,162 1
Yn	0,6	0	0	0,000 0
T.N.-O.	3,7	0	0,1	0,000 0
Nun.	2	0	0	0,000 0
Total	424 101	155 882	27 406	1,029 0
Note(s) du tableau c9 Note * du tableau c9 E3MC tient compte des émissions de polluants atmosphériques provenant de la production d’électricité ainsi que d’une quantité relativement faible d’émissions de polluants atmosphériques provenant des processus opérationnels, y compris la distribution. Il est possible que certains types de technologie soient associés à des émissions de polluants atmosphériques nulles pour la production d’électricité, mais positives pour les processus opérationnels. Les totaux présentés dans ce tableau représentent la somme des deux sources d’émissions de polluants atmosphériques. Retour à la note * du tableau c9

Comme le montre le tableau 12, l’Alberta, la Saskatchewan, l’Ontario, la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick sont les provinces qui subiraient les plus fortes réductions d’émissions de polluants atmosphériques, en grande partie attribuables à l’abandon des centrales au gaz naturel au profit de sources de production d’électricité peu ou non émettrices. Dépendamment de la localisation de ces réductions d’émissions de polluants atmosphériques, il est attendu que le projet de règlement améliorerait la qualité de l’air au niveau local. Il convient de noter que la biomasse, la biomasse avec les systèmes de CSC et le gaz naturel avec CSC sont associés à des émissions de polluants atmosphériques provenant de la production d’électricité. Par conséquent, les provinces où ces technologies sont mises en place de façon progressive et importante pourraient connaître des réductions différentielles globales de polluants atmosphériques moins importantes que les provinces qui misent davantage sur des types de technologies sans émission.

La pollution de l’air est reconnue mondialement comme un facteur majeur de développement de maladies et de décès prématurés et constitue un facteur de risque environnemental clé pour la santé humaine au Canada. L’exposition à la pollution atmosphérique augmente le risque de mortalité prématurée par cardiopathie, accident vasculaire cérébral et cancer du poumon, ainsi que le risque de maladies respiratoires et cardiovasculaires. Les enfants, les personnes âgées et les personnes souffrant de problèmes de santé sous-jacents sont particulièrement vulnérables aux effets néfastes de la pollution atmosphérique. Par ailleurs, les preuves scientifiques montrent que les effets néfastes sur la santé se produisent à des concentrations très faibles pour de nombreux polluants, sans indication d’un seuil en dessous duquel il n’y a pas de risques. Par conséquent, une légère diminution de la pollution atmosphérique est associée à une réduction du risque d’effets néfastes sur la santé pour les populations exposées. En 2015, le ministère de la Santé a estimé que la pollution atmosphérique provenant des groupes de production d’électricité contribue à environ 150 décès prématurés par an au Canada, ainsi qu’à de nombreuses conséquences non fatales, pour un coût total de 1,2 milliard de dollars par an (dollars constants de 2015)^{référence 27}. Alors que les effets négatifs sur la santé devraient être considérablement atténués par le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, le projet de règlement devrait également réduire les effets négatifs sur la santé.

Le projet de règlement permettrait également de réduire les émissions de mercure de 1 029 kg, dont la majeure partie se situerait dans le sud de la Saskatchewan. L’exposition au mercure est associée à un large éventail d’effets néfastes sur la santé humaine (notamment, le système nerveux est sensible à la toxicité du mercure), les fœtus et les enfants en développement étant les plus sensibles à ces effets néfastes sur la santé.

Les répercussions sur la qualité de l’air et les bénéfices sanitaires associés n’ont pas été quantifiés ni monétisés dans cette analyse. Cependant, les réductions des émissions de polluants atmosphériques associées au projet de règlement devraient réduire le risque d’effets néfastes sur la santé des populations concernées, ce qui se répercuterait comme un bénéfice économique dans l’avenir.

Avantages potentiels pour l’environnement

Dans la mesure où les réductions de la pollution atmosphérique décrites dans le tableau 12 améliorent la qualité de l’air au niveau local, le projet de règlement peut également réduire les nuisances environnementales en améliorant la visibilité, en évitant les coûts de nettoyage des surfaces, en améliorant le rendement des cultures, en améliorant la santé des écosystèmes forestiers et en réduisant le risque de maladie ou de décès prématuré chez les populations sensibles d’animaux sauvages ou d’élevage, en fonction de ce qui se trouve à proximité du site d’émission. Comme pour les avantages potentiels pour la santé, les répercussions sur la qualité de l’air et les bénéfices environnementaux associés n’ont pas été quantifiés ni monétisés dans cette analyse.

Économies de carburant

Les centrales émettrices ont besoin d’une source de combustible pour produire de l’électricité (gaz naturel, mazout lourd, mazout léger, gaz de pétrole liquéfié, biomasse, déchets, etc.) En revanche, les groupes non émetteurs utilisent des sources d’énergie renouvelables telles que l’eau, le vent, la chaleur ou le soleil pour produire de l’électricité, qui sont toutes fournies par l’environnement naturel. À l’exception des centrales qui mettent en œuvre le CSC^{référence 28}, le passage des types de centrales émettrices à des types de centrales à peu ou non émettrices en vertu du projet de règlement réduirait considérablement les coûts opérationnels du secteur de la production d’électricité en ce qui concerne les carburants. En utilisant les résultats du modèle E3MC, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait des économies totales de 13,5 milliards de dollars en carburant pour les groupes de production d’électricité au cours de la période d’analyse de 27 ans. La répartition de ces économies par province est présentée au tableau 13.

Tableau 13. Économies différentielles de carburant par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	54	237	103	48	442	21
Î.-P.-É.	0	4	8	1	0	13	1
N.-É.	-5	147	651	661	532	1 986	96
N.-B.	4	81	279	64	130	558	27
Qué.	0	6	28	26	24	84	4
Ont.	-23	245	1 484	1 798	1 353	4 858	235
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	-2	100	632	718	701	2 148	104
Alb.	2	135	899	1 035	1 141	3 211	155
C.-B.	0	13	74	69	66	222	11
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	-25	785	4 292	4 475	3 994	13 522	653
Note(s) du tableau c10 Note * du tableau c10 Les dépenses en combustibles augmentent au cours des premières années de la période d’analyse en raison de l’évolution de la production par rapport aux importations, ainsi que de l’utilisation de combustibles provenant des nouvelles technologies du réseau électrique dont la construction est modélisée au cours de cette période (c’est-à-dire la production d’électricité au gaz naturel avec système de CSC, et la production d’électricité avec de la biomasse). Cette observation vaut également pour les coûts variables d’exploitation et d’entretien. Retour à la note * du tableau c10

Un exemple détaillé de la manière dont les économies de carburant ont été calculées sera fourni sur demande par le département dans les mois à venir.

Économies sur les coûts variables d’opération et de maintenance

Si l’on considère tous les types de centrales peu ou non émettrices, le coût moyen d’opération et de maintenance de ces groupes sur une base variable (par MWh de production) est inférieur à celui des types de centrales émettrices. Ainsi, le passage de types de centrales émettrices à des types de centrales peu ou non émettrices dans le cadre du projet de règlement tendrait à réduire les coûts variables d’opération et de maintenance (VOM) pour le secteur de l’électricité. En utilisant les résultats du modèle E3MC, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait des économies totales de 1,4 milliard de dollars en coûts VOM au cours de la période d’analyse de 27 ans. La répartition de ces économies par province est présentée au tableau 14.

Tableau 14. Économies différentielles sur les coûts variables d’opération et de maintenance par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	2	9	3	2	16	1
Î.-P.-É.	0	0	1	1	1	3	0
N.-É.	0	8	26	30	29	93	4
N.-B.	1	10	26	10	19	67	3
Qué.	0	0	-1	-1	0	-2	0
Ont.	-3	32	147	166	140	482	23
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	0	17	85	63	40	205	10
Alb.	-5	23	264	185	182	650	31
C.-B.	-1	-8	-25	-32	-45	-111	-5
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	-7	83	531	426	368	1 402	68

Un exemple détaillé de la manière dont les économies de coûts variables d’opération et de maintenance ont été calculées sera fourni sur demande par le département dans les mois à venir.

Réduction des coûts de mise à neuf

Les coûts de mise à neuf sont des coûts d’investissement périodiques entrepris à la fin de la durée de vie opérationnelle d’un groupe, dépensés pour remettre un groupe dans un état similaire à celui de sa mise en service initiale. Le modèle E3MC n’applique pas le concept de durée de vie opérationnelle d’un groupe et, par conséquent, le modèle assume que de nombreux groupes continuent à fonctionner, quel que soit leur âge. Pour s’assurer que les coûts de mise à neuf périodique sont pris en compte dans l’analyse, l’ACA applique un coût supplémentaire aux groupes l’année où ils atteignent la fin de leur durée de vie utile. Une fois ce surcoût appliqué, l’ACA modélise ce groupe pour une autre durée de vie utile, après laquelle le surcoût serait à nouveau encouru. Ce cycle se répète de la date de mise en service d’un groupe jusqu’à la fin de la période d’analyse en 2050.

L’ACA conçoit le coût de mise à neuf comme étant celui associé au remplacement d’un ancien groupe sur le même site. Ce coût type de remplacement utilise l’infrastructure d’un ancien groupe comme base, ce qui est beaucoup moins coûteux que la construction d’un nouveau groupe dans une nouvelle zone. La différence de coût la plus importante entre la construction d’un nouveau groupe sur un site existant et celle d’un nouveau groupe sur un nouveau site est la présence de lignes d’alimentation en combustible et de lignes de transmission d’électricité qui relient les groupes en amont et en aval. L’ACA part de l’hypothèse prudente que le coût de la construction d’une nouvelle centrale sur un site existant est d’un tiers de celui de la construction d’une nouvelle centrale sur un nouveau site, quel que soit le type de centrale. Cette hypothèse prudente sous-estime probablement l’ampleur des économies qui seraient réalisées.

En vertu du projet de règlement, les provinces ayant une grande quantité de capacité émettrice dans le scénario de référence devraient voir les coûts de mise à neuf réduits dans le scénario réglementaire à mesure que les groupes sont retirés, à deux exceptions près. La première exception concerne les groupes au gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions qui se convertissent au gaz naturel avec CSC, qu’on suppose respecter leur calendrier de remise en état initial, mais dont les coûts de mise à neuf seraient désormais plus élevés à la fin de leur durée de vie utile. La deuxième exception concerne le stockage de l’électricité, dont la durée de vie est plus courte que celle des autres infrastructures du réseau électrique. Dans l’ensemble, la modélisation de l’ACA estime que le projet de règlement permettrait de réaliser des économies supplémentaires de 55 millions de dollars sur les coûts de remise à neuf au cours de la période d’analyse de 27 ans. La distribution des économies de coûts de remise à neuf par province est présentée au tableau 15.

Tableau 15. Économies différentielles liées à la remise à neuf par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	0	11	29	0	41	2
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	-24	0	0	-24	-1
N.-B.	0	0	0	0	0	0	0
Qué.	0	30	-6	3	0	27	1
Ont.	0	48	101	0	0	149	7
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	0	0	-5	-85	0	-90	-4
Alb.	99	0	0	-219	-78	-198	-10
C.-B.	0	0	111	-9	49	151	7
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	99	77	189	-281	-28	55	3

Coûts

À mesure que les sources de production d’électricité émettrices sont remplacées par des sources peu ou non émettrices, le projet de règlement entraînerait des coûts supplémentaires liés à la construction de nouvelles capacités de production et de stockage, à la construction de nouvelles lignes de transmission, aux opérations fixes et à la maintenance, à la valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée et à l’augmentation des dépenses nettes d’importation ainsi que l’augmentation des coûts administratifs et gouvernementaux.

Chacun de ces coûts est décrit en détail dans les sous-sections ci-dessous.

Coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique

La nouvelle capacité du réseau électrique désigne l’augmentation d’une année à l’autre de la capacité de production et de stockage requise à la fois dans le scénario de référence et dans le scénario réglementaire pour répondre à la demande d’énergie et à d’autres contraintes. Le projet de règlement entraînerait une diminution des nouveaux investissements dans les types de centrales émettrices et une augmentation des nouveaux investissements dans les types de centrales peu ou non émettrices. La plupart des types de centrales non émettrices ont un coût d’investissement par MW de capacité plus élevée que leurs homologues émettrices. Les types de centrales émettrices dotées d’un système de captage et de stockage du carbone ont également un coût d’investissement par MW de capacité plus élevée que leurs homologues sans dispositif de réduction d’émissions. Par conséquent, les économies associées à l’abandon de nouvelles capacités émettrices sont généralement inférieures aux coûts associés à la mise en chantier de nouvelles capacités peu ou non émettrices.

En utilisant les résultats du modèle E3MC, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait un total de 53,7 milliards de dollars en coûts d’investissement différentiels dans le secteur de la production d’électricité pour la nouvelle capacité du réseau électrique au cours de la période d’analyse de 27 ans. Ces coûts d’infrastructure sont répartis par province, comme le montre le tableau 16, et par type de technologie, comme le montre le tableau 17. Le coût en capital total réparti par province est présenté au tableau 16, et le coût en capital moyen annualisé par type de technologie et province est présenté au tableau 17.

Tableau 16. Coût d’investissement différentiel pour la nouvelle capacité du réseau électrique par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	0	780	210	1 235	2 225	107
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	1 648	3 730	642	743	-623	6 140	297
N.-B.	0	0	1 405	4 340	0	5 745	277
Qué.	2	294	64	0	-79	281	14
Ont.	-63	3 900	10 251	-1 225	217	13 081	632
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	340	1 241	2 467	30	2 628	6 707	324
Alb.	2 607	14 606	683	357	-1 340	16 914	817
C.-B.	0	1 626	953	88	-93	2 574	124
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	4 534	25 398	17 246	4 543	1 946	53 667	2 592

Tableau 17. Coût en capital moyen annualisé (n=27) pour les nouvelles capacités de production d’électricité par type de technologie et province (millions de dollars)
	T.-N.-L.	N.-É.	N.-B.	Qué.	Ont.	Sask.	Alb.	C.-B.	Total
TCPG	0	43	-13	0	-2	-19	-43	0	-34
CCPG	0	0	-25	0	-4	-36	-82	0	-147
Petit CCPG	0	-14	-28	0	-4	-40	-90	0	-177
GN CSC^{table d2 note *}	0	0	0	0	0	181	820	0	1,001
Nucléaire	0	0	281	0	0	204	196	0	681
Hydro, charge de base	26	27	38	0	0	4	55	1	151
Hydro, de pointe	0	0	0	14	452	0	0	94	560
Petites centrales hydroélectriques	21	0	0	-3	95	7	-84	10	45
Biomasse	12	138	25	0	10	3	48	2	238
Biomasse CSC	0	40	0	0	105	9	12	11	138
Éolien terrestre	18	73	-0,1	2	-25	4	-24	5	52
Énergie éolienne en mer	27	19	-0,04	0	0	0	0	0	46
PV solaire	-0,1	2	0	-0,01	4	8	5	0,1	19
Stockage	4	8	0	1	2	-1	4	2	19
Total	107	297	277	14	632	324	817	124	2,592
Note(s) du tableau d2 Note * du tableau d2 Les dépenses en immobilisations liées au captage et stockage du carbone à partir du gaz naturel comportent deux volets : la construction de nouveaux systèmes de captage et de stockage et la mise à niveau des groupes existants alimentés au gaz naturel pour déployer les systèmes de captage et stockage du carbone. Retour à la note * du tableau d2

Comme le montre le tableau 16, l’Île-du-Prince-Édouard, le Manitoba, le Yukon, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut ne devraient pas entreprendre d’importants développements de technologies sur le réseau électrique en réponse au projet de règlement, tandis que de nouveaux investissements importants sont attendus en Alberta, en Ontario, en Saskatchewan, Nouvelle-Écosse et Nouveau-Brunswick. Comme le montre le tableau 17, la majorité des coûts en capital pour ces provinces seraient attribuables à la construction de centrales utilisant la biomasse en Nouvelle-Écosse, de centrales nucléaires au Nouveau-Brunswick, de l’hydroélectricité de pointe en Ontario, de centrales nucléaires en Saskatchewan et du CSC associé à la production d’électricité au gaz naturel en Alberta. Dans l’ensemble, le projet de règlement entraînerait une diminution de la construction de nouveaux capitaux pour les technologies de production d’électricité sans dispositif de réduction des émissions (TCPG, CCPG et petit CCPG), jumelé à une augmentation de la construction de tous les autres types de technologies de réseaux électriques.

Un exemple détaillé de la manière dont les coûts d’investissement pour les nouvelles capacités de production d’électricité ont été calculés sera fourni sur demande par le département dans les mois à venir. Le coût pour le gouvernement de l’adoption progressive de l’ITC modélisé associé aux coûts d’investissement pour le secteur de la production d’électricité indiqués dans le tableau 16 est présenté dans la sous-section consacrée aux coûts pour le gouvernement.

Coût du capital pour les nouvelles lignes de transmission

La modélisation faite avec le modèle NextGrid indique que minimiser les coûts du projet de règlement à l’échelle nationale, tout en assurant sa fiabilité, impliquerait que les provinces construisent certaines interconnexions pour faciliter le mouvement de l’électricité produite au pays. En utilisant les résultats du modèle NextGrid, l’ACA estime que le projet de règlement entraînerait un total de 6,7 milliards de dollars de coûts d’immobilisation supplémentaires pour de nouvelles lignes de transmission interprovinciales au cours de la période d’analyse de 27 ans. L’ACA suppose que le coût en capital de toutes les nouvelles lignes de transmission serait partagé également entre les deux provinces que la ligne relie. La répartition de ces coûts d’infrastructure par province est présentée au tableau 18.

Tableau 18. Coût d’immobilisation différentiel pour les nouvelles lignes de transport par province (millions de dollars)
Province	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	79	0	0	0	79	4
N.-É.	0	0	0	0	0	0
N.-B.	79	0	0	0	79	4
Qué.	0	558	0	0	558	27
Ont.	443	597	52	291	1 383	67
Man.	443	38	70	486	1 038	50
Sask.	437	0	18	196	651	31
Alb.	1 132	0	374	146	1 653	80
C.-B.	694	0	374	146	1 215	59
Yn.	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0
Total	3 309	1 193	889	1 265	6 656	321

Étant donné que le développement et la mise en œuvre d’une nouvelle ligne de transport interprovinciale nécessitent de nombreuses années avant que celle-ci soit opérationnelle, toutes les interconnexions qui seraient mises en service entre 2024 et 2030 sont déjà planifiées et, par conséquent, ne sont pas considérées comme des coûts supplémentaires par rapport au projet de règlement. Les coûts du tableau 18 ont été calculés en multipliant la capacité de transport modélisée (MW) par le coût marginal en capital du transport estimé ($/MW), comme indiqué dans le tableau 19. La variation du coût marginal du capital de transport est attribuable aux différentes distances des lignes (kilomètres) ainsi qu’aux différences provinciales en matière de géographie et de permis.

Tableau 19. Capacité de transmission différentielle et coût marginal estimé du capital de transmission
Provinces connectées	Capacité de transmission modélisée (MW)	Coût marginal moyen du capital de transmission ($/MW, millions de dollars, dollars constants de 2022, non actualisés)
N.-B. — Î.-P.-É.	125	1,6
Ont. — Qué.	2 000	0,8
Man. — Ont.	666	3,6
Man. — Sask.	110	3,3
Sask. — Man.	108	3,3
Alb. — Sask.	300	3,7
C.-B. — Alb.	2 100	1,6

Le projet de règlement ne devrait pas inciter à étendre les interconnexions aux territoires, car la plupart des groupes de production dans les territoires ont une capacité inférieure à 25 MW et ne sont pas branchés à un réseau électrique réglementé par la NERC, ce qui les exclut du champ d’application du projet de règlement. Il convient de noter que l’analyse coûts-avantages ne tient pas compte des nouvelles lignes de transport intraprovinciales qui pourraient être nécessaires pour relier les nouvelles infrastructures au réseau électrique, étant donné que l’on suppose que les nouvelles infrastructures utiliseront les lignes de transport intraprovinciales existantes.

Coûts fixes d’opération et de maintenance

Si l’on considère tous les types de centrales à peu ou non émettrices, le coût moyen d’opération et de maintenance sur une base fixe (par MW de capacité) est plus élevé que celui des types de centrales sans dispositif de réduction des émissions. Ainsi, le passage de types de centrales émettrices à des types de centrales peu ou non émettrices dans le cadre du projet de règlement aurait tendance à augmenter les coûts fixes d’opération et de maintenance pour le secteur de l’électricité. E3MC suggère que le projet de règlement entraînerait un total de 6,4 milliards de dollars en coûts fixes d’opération et de maintenance au cours de la période d’analyse de 27 ans. La répartition de ces coûts par province est présentée dans le tableau 20.

Tableau 20. Coûts fixes différentiels de O&M par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	-4	28	68	165	257	12
Î.-P.-É.	0	0	-2	-2	-2	-6	0
N.-É.	30	60	146	219	178	633	31
N.-B.	0	0	26	511	463	1 001	48
Qué.	0	3	19	12	6	40	2
Ont.	-3	-38	200	159	31	350	17
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	5	62	182	253	301	802	39
Alb.	57	490	1 045	966	799	3 357	162
C.-B.	0	-16	-24	-7	-10	-57	-3
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	-2	-2	-2	-6	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	89	556	1 619	2 179	1 930	6 372	308

Un exemple détaillé de la manière dont les coûts fixes d’opération et de maintenance ont été calculés sera fourni sur demande par le ministère dans les mois à venir.

Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée

Comme indiqué précédemment, le projet de règlement ne prescrit aucune voie de conformité particulière pour un groupe particulier qui ne respecterait pas la limite d’intensité des émissions de CO₂ à partir de 2035, et tous les résultats présentés dans l’analyse coûts-avantages représentent un scénario modélisé indiquant ce qui pourrait se produire en réponse au projet de règlement dans le cadre d’un scénario central. Dans ce cas central, le modèle NextGrid a modélisé les décisions qui pourraient être prises concernant les groupes existants qui ne respectent pas la limite d’intensité des émissions de CO₂ à partir de 2035 (c’est-à-dire mise hors service anticipée, mise à niveau avec système de CSC ou changement du régime d’exploitation pour opérer selon la flexibilité basée sur les heures d’opérations et la masse d’émissions), tandis que le modèle E3MC a modélisé les décisions qui pourraient être prises par tous les autres groupes.

Selon la modélisation du cas central, la majorité des groupes émetteurs sans dispositif de réduction des émissions (56 %) continueraient à fonctionner de manière limitée dans le cadre de la flexibilité basée sur les heures d’opérations et la masse d’émissions à partir de l’année où la limite d’intensité des émissions de CO₂ commence à s’appliquer à ces groupes, afin de fournir une capacité d’appoint au réseau électrique à des fins de fiabilité. Une autre proportion de groupes émetteurs sans dispositif de réduction des émissions (35 %) continuerait à fonctionner en mettant en œuvre un système de captage et de stockage du carbone pour respecter la limite d’intensité des émissions de CO₂. Une minorité de groupes émetteurs concernés (9 %) se retireraient plus tôt qu’ils ne l’auraient fait en l’absence du projet de règlement.

En utilisant les résultats du modèle E3MC pour monétiser les mises hors service anticipées établies par le modèle NextGrid comme voie de conformité, l’ACA estime que la valeur résiduelle du capital de celles-ci totaliserait 1,3 milliard de dollars au cours de la période analytique de 27 ans (ou une moyenne annualisée de 65 millions de dollars sur 27 ans), dont la totalité devrait se produire en 2035. Ces coûts ont été estimés en multipliant d’abord la capacité (kW) de chaque groupe mis hors service en 2034 (c’est-à-dire leur dernière année de pleine production) par le coût marginal du capital de la capacité de production ($/kW) de ces groupes en 2035. Cela représente le coût de la construction d’un nouveau groupe d’une capacité équivalente au cours de l’année de mise hors service. Pour transformer cette valeur totale en valeur résiduelle du capital mis hors service, ces nouveaux coûts ont ensuite été multipliés par la fraction de la durée de vie restante de chaque groupe, sur la base de leur date de mise en ligne, qui est une approximation de leur date de mise en service.

Dans la mesure où d’autres capitaux devraient être constitués (ou les importations devraient augmenter) pour remplacer la production fournie par les groupes qui feraient l’objet d’une mise hors service anticipée, l’attribution d’un coût à la mise hors service anticipée peut constituer un double comptage du point de vue de l’ACA. Cependant, ce coût est conservé dans l’ACA pour tenir compte des coûts des industries qui peuvent découler du service de la dette impayée sur les actifs qui cessent de fonctionner.

Augmentation des dépenses d’importations nettes internationales

À l’aide des résultats du modèle E3MC, l’ACA estime que les recettes d’exportation internationales supplémentaires diminueraient de 5,6 milliards de dollars (diminution de 2 % par rapport au scénario de référence), tandis que les dépenses d’importation supplémentaires augmenteraient de 6 millions de dollars (augmentation de 0,01 % par rapport au scénario de référence). En conséquence, les dépenses nettes d’importation (dépenses d’importation moins recettes d’exportation) provenant du commerce international augmenteraient de 5,6 milliards de dollars sur la période d’analyse de 27 ans. La répartition des dépenses d’importation nettes différentielles par province est présentée dans le tableau 21.

Tableau 21. Dépenses différentielles d’importations nettes internationales par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-B.	-12	-41	-85	-118	-54	-309	-15
Qué.	69	449	-1 274	998	1 758	2 000	97
Ont.	-41	534	-972	-686	-202	-1 365	-66
Man.	12	390	1 296	1 488	752	3 938	190
Sask.	0	5	5	-58	-54	-103	-5
Alb.	0	3	21	26	20	70	3
C.-B.	13	17	-110	303	1 127	1 350	65
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	41	1 357	-1 118	1 953	3 348	5 581	270

Un exemple détaillé de la manière dont les recettes nettes d’exportation de combustible ont été calculées sera fourni sur demande par le département dans les mois à venir. L’ACA suppose qu’il n’y aurait pas de différence significative dans l’intensité moyenne des émissions de l’électricité produite au Canada par rapport à celle produite aux États-Unis aux fins du commerce bilatéral. Les fuites de carbone ne devraient pas constituer un risque pour la réalisation des dommages évités liés au changement climatique présentés dans la sous-section sur les avantages.

L’ACA considère que les répercussions que le projet de règlement pourrait avoir sur les dépenses d’importations nettes nationales sont transférées et sont donc analysées dans la section de l’analyse distributive. Il convient de noter que, sous réserve de certaines contraintes, le commerce est une alternative à la constitution de capital et serait choisi lorsque cette dernière est relativement plus coûteuse. Ainsi, les provinces qui devraient augmenter leurs importations nettes internationales ou intérieures éviteraient également une augmentation des coûts en capital pour la nouvelle capacité de production d’électricité. En d’autres termes, si les répercussions estimées sur le commerce ne se produisaient pas comme prévu par le modèle, le coût en capital supplémentaire pour la nouvelle capacité du réseau électrique décrit dans le tableau 16 augmenterait proportionnellement pour les provinces dépendantes des importations.

Frais administratifs

Comme indiqué dans la section Description, les exigences administratives prévues par le projet de règlement s’appliqueraient à tout groupe de production d’électricité à partir de combustibles fossiles d’une capacité supérieure ou égale à 25 MW qui est connectée à un réseau électrique réglementé par la NERC, tandis que les exigences de conformité (c’est-à-dire le respect de la norme de rendement de 30 t/GWh ou une exception appropriée) s’appliqueraient à tout groupe qui produit de l’électricité à partir de combustibles fossiles, d’une capacité supérieure ou égale à 25 MW, et qui a un solde exportateur vers un réseau électrique réglementé par la NERC supérieur à zéro gigawattheure. Conformément à la modélisation effectuée avec le modèle NextGrid, l’ACA estime que 125 installations seraient soumises à des exigences administratives,^{référence 29} dont 124 devraient soumettre des rapports annuels complets. Bien que certaines installations puissent être composées de plusieurs groupes de production d’électricité, l’ACA suppose que les mêmes coûts administratifs « par événement » seraient encourus pour chaque installation, quel que soit le nombre de groupes contenus dans chacune d’entre elles. Les hypothèses utilisées pour évaluer les coûts administratifs sont présentées dans le tableau 22.

Tableau 22. Hypothèses de coûts administratifs, par activité administrative (dollars constants de 2022, non actualisés)
Activité administrative	Calendrier	Nombre d’installations (en 2024)	Catégorie professionnelle	Heures consacrées	Taux de salaire horaire (y compris les frais généraux)	Coût approximatif par événement
Familiarisation avec les exigences administratives	2024	125	Professions des sciences naturelles et appliquées	12,0	53,38 $	641 $
Familiarisation avec les exigences administratives	2024	125	Professions juridiques et services sociaux, communautaires et gouvernementaux	8,0	53,43 $	427 $
Familiarisation avec les exigences administratives	2024	125	Professions d’encadrement supérieur	4,0	76,77 $	307 $
Rapport d’enregistrement — informations sur le groupe et diagramme de flux	2024	125	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	4,0	53,38 $	214 $
Attribution du numéro d’enregistrement	2024	125	Personnel de bureau	0,5	31,19 $	16 $
Rapport annuel — recherche et saisie des données, échantillonnage et analyse, calculs (émissions de CO₂, production d’électricité, solde exportateur), envoi du rapport.	À partir de 2035	124	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	20,0	53,38 $	1 068 $
Rapport annuel succinct — calculer le solde exportateur, envoyer le rapport	À partir de 2035	1	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	3,0	53,38 $	160 $
Rapport annuel — calcul de l’énergie thermique nette produite	À partir de 2035	75	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	4,0	53,38 $	214 $
Rapport annuel — Émissions captées par le système CSC	À partir de 2035	19	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	4,0	53,38 $	214 $
Rapport annuel — Émissions de CO₂ associées à l’hydrogène ou à la vapeur achetée	À partir de 2035	19	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	1,0	53,38 $	53 $
Rapport annuel — approbation	À partir de 2035	124	Professions gestionnaires supérieures	2,0	76,77 $	154 $
Rapport annuel succinct — approbation	À partir de 2035	1	Professions gestionnaires supérieures	0,5	76,77 $	38 $
Rapport annuel — enregistrement des données associées	À partir de 2035	125	Personnel de bureau	1,0	31,19 $	31 $

Dans le cadre du scénario réglementaire, la modélisation effectuée avec le modèle NextGrid estime que la capacité totale de tous les groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles diminuerait de 8,53 % au total entre 2024 et 2050, soit une diminution moyenne de 0,34 % par an. Cette diminution annuelle moyenne de la capacité a été utilisée comme approximation de la croissance négative du nombre d’installations touchées au cours de la période d’analyse. En utilisant les données du tableau 22 et le taux de croissance négatif des installations concernées, le projet de règlement devrait entraîner des coûts administratifs supplémentaires de 2,0 millions de dollars pour l’industrie au cours de la période d’analyse de 27 ans.

Coûts pour le gouvernement

Le projet de règlement devrait entraîner un total de 104 millions de dollars en coûts gouvernementaux supplémentaires au cours de la période d’analyse de 27 ans. De ce total, la modélisation du cas central estime que le gouvernement dépenserait 55 millions de dollars en financement fédéral supplémentaire dans le cadre du CII modélisé associé à l’expansion progressive des technologies admissibles indiquées dans le tableau 16. Le gouvernement dépenserait également 48 millions de dollars pour l’administration du programme, principalement sous forme de nouveaux salaires pour le ministère, qui commenceraient à être versés en 2024, lorsque l’on propose d’enregistrer le règlement. Les coûts associés à la promotion de la conformité (c’est-à-dire les coûts liés à l’élaboration, à l’affichage et à la distribution de matériel promotionnel) devraient être minimes, car le bassin de parties touchées est limité et connu.

En outre, le ministère devrait engager 1 million de dollars de coûts supplémentaires liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures prises en cas d’infractions présumées, ainsi qu’aux activités de mise en conformité et de promotion. Un coût unique de 58 192 $ serait également nécessaire pour la formation des agents de contrôle, ainsi qu’un coût unique de 84 195 $ pour le travail d’évaluation des renseignements stratégiques (en dollars de 2022, non actualisés). L’ACA suppose que ces coûts surviendraient en 2034, un an avant l’année où les limites d’intensité des émissions commenceront à s’appliquer aux groupes touchés. Des coûts récurrents (annuels) de 32 912 $ seraient nécessaires pour l’administration, la coordination et l’analyse afin de soutenir les activités d’application, ainsi que 94 743 $ pour l’application, répartis comme suit : 15 259 $ pour les inspections (qui comprennent les coûts d’opération et de maintenance, les coûts de transport et d’échantillonnage) et les mesures prises en cas d’infractions présumées (y compris les avertissements, les ordres de conformité en matière de protection de l’environnement et les injonctions), 1 073 $ pour les enquêtes, 2 378 $ pour les poursuites et 43 121 $ pour l’acquisition continue de renseignement (en dollars de 2022, non actualisés). L’ACA suppose que ces coûts commenceraient en 2035, année où les limites d’intensité des émissions commenceront à s’appliquer aux groupes touchés.

Déclaration coûts-avantages

Nombre d’années : 27 ans (2024 à 2050)
Année de référence pour le calcul des coûts : 2022
Valeur actuelle de l’année de référence : 2023
Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 23. Résumé des avantages différentiels totaux (en millions de dollars, sauf indication contraire)
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
Principal avantage : atténuation du changement climatique	-310	3 514	20 030	22 568	23 665	69 468	3 355
Co-bénéfice : atténuation du changement climatique	635	1 489	5 436	5 346	5 163	18 069	873
Réduction des coûts pour l’industrie	67	946	5 013	4 619	4 334	14 979	723
Total des avantages monétaires	392	5 949	30 479	32 534	33 162	102 516	4 951
Principal avantage : réduction de la pollution atmosphérique (en kilotonnes)	11	34	183	122	118	467	17
Co-bénéfice : réduction de la pollution atmosphérique (en kilotonnes)	4	6	26	52	52	140	5
Avantages quantifiés totaux (en kilotonnes)	15	40	209	174	169	607	22

Tableau 24. Résumé des coûts différentiels totaux (en millions de dollars)
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
Coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique	4 534	25 398	17 246	4 543	1 946	53 667	2 592
Coûts d’investissement pour les nouvelles lignes de transmission	0	3 309	1 193	889	1 265	6 656	321
Coûts fixes d’opération et de maintenance	89	556	1 619	2 179	1 930	6 372	308
Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée	0	1 263	0	0	0	1 263	61
Coût net des importations internationales	41	1 357	-1 118	1 953	3 348	5 581	270
Frais administratifs	0,2	0,1	0,6	0,6	0,5	2	0,1
Coûts pour le Gouvernement	66	26	5	4	4	104	8
Coûts totaux	4 731	31 910	18 945	9 568	8 492	73 647	3 557

Tableau 25. Déclaration des coûts et avantages du projet de règlement (millions de dollars)
Description	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
Total des avantages monétaires^{note * du tableau d10}	392	5 949	30 479	32 534	33 162	102 516	4 951
Total des coûts monétisés	4 731	31 910	18 945	9 568	8 492	73 647	3 557
Bénéfices nets totaux	-4 339	-25 961	11 533	22 966	24 670	28 869	1 394
Note(s) du tableau d10 Note * du tableau d10 Les avantages totaux sont probablement sous-estimés, car les avantages potentiels pour la santé et l’environnement qui résulteraient au fil du temps de la réduction des émissions de polluants atmosphériques n’ont pas été monétisés dans l’analyse coûts-avantages. Retour à la note * du tableau d10

Comme le montre le tableau 25, on estime que le projet de règlement se traduira par un total de 28,9 milliards de dollars d’avantages nets monétisés pour la société au cours de la période d’analyse de 27 ans, soit 1,4 milliard de dollars d’avantages nets par an sur une base annualisée.

Analyse de la répartition

Coûts et économies par province

On s’attend à ce que le projet de règlement entraîne une augmentation importante des échanges interprovinciaux d’électricité, grandement facilitée par les nouvelles interconnexions provinciales modélisées à l’aide du modèle NextGrid afin de minimiser les coûts de conformité à l’échelle du réseau. Avec les interconnexions modélisées à l’aide du modèle NextGrid en place, les résultats du modèle E3MC ont été utilisés pour estimer que le commerce intérieur augmenterait de 43 milliards de dollars en valeur économique au cours de la période d’analyse de 27 ans (augmentation de 17 % par rapport au scénario de référence). Étant donné que le commerce intérieur constitue un transfert entre les entités canadiennes, l’augmentation des dépenses intérieures nettes d’importation (dépenses d’importation moins revenue d’exportation) découlant du projet de règlement serait nulle dans le cadre de l’ACA, bien que des répercussions commerciales importantes et variables soient ressenties d’une province à l’autre, comme l’indique le tableau 26.

Tableau 26. Dépenses intérieures nettes supplémentaires d’importation par province (millions de dollars)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	2	-31	-825	-770	-1 445	-3 068	-148
Î.-P.-É.	-0	5	61	171	118	355	17
N.-É.	-10	-52	-448	-342	-690	-1 542	-74
N.-B.	65	584	945	115	777	2 486	120
Qué.	-67	-540	337	-1 562	-2 139	-3 971	-192
Ont.	21	430	1 552	4 143	4 613	10 759	520
Man.	-11	-408	-1 621	-1 673	-910	-4 623	-223
Sask.	-1	370	1 745	1 608	1 271	4 993	241
Alb.	73	917	3 475	4 342	7 538	16 344	789
C.-B.	-72	-1 276	-5 222	-6 033	-9 134	-21 737	-1 050
Yn.	-0	0	1	1	1	3	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	0	0	0	0	0	0
Total	0	0	0	0	0	0	0

Pour avoir une idée de la répercussion globale du projet de règlement sur les coûts de chaque province, les économies totales pour les provinces (consommation de combustible évitée, coûts variables d’opération et de maintenance évités et mises à niveau évitées) ont été soustraites des coûts totaux pour les provinces (coûts en capital pour la nouvelle capacité du réseau électrique, coûts en capital pour les nouvelles lignes de transmission, coûts fixes d’opération et de maintenance, valeur résiduelle du capital sur les mises hors service anticipées, importations internationales nettes, importations nationales nettes et coûts administratifs) pour obtenir les coûts nets totaux par province (tableau 27). Les valeurs positives représentent les coûts nets supplémentaires pour les provinces, tandis que les valeurs négatives représentent les économies nettes supplémentaires pour les provinces. Normalisées par le PIB provincial, les provinces qui subiraient les coûts nets les plus élevés sont le Nouveau-Brunswick, la Saskatchewan et l’Alberta, tandis que les provinces qui réaliseraient les économies nettes les plus importantes sont la Colombie-Britannique et Terre-Neuve-et-Labrador.

Tableau 27. Coûts différentiels nets des économies différentielles par province (en millions)
Province	2024-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)	Mesure du coût relatif en fonction de la taille de l’économie^{note * du tableau d12}
T.-N.-L.	2	28	-273	-627	-95	-964	-47	-1 190
Î.-P.-É.	0,0	80	50	167	116	412	20	2 419
N.-É.	1 672	3 584	-313	-71	-1 695	3 177	153	3 089
N.-B.	49,1	531	1 986	4 774	1 037	8 377	405	9 910
Qué.	4	176	-318	-579	-478	-1 194	-58	-118
Ont.	-60	5 579	9 896	481	3 457	19 353	935	968
Man.	1	425	-286	-115	329	353	17	210
Sask.	346	2 416	3 687	1 155	3 600	11 204	541	5 292
Alb.	2 642	17 010	4 061	5 064	5 918	34 694	1 675	3 906
C.-B.	-58,2	1 109	-4 562	-5 303	-8 034	-16 848	-814	-2 404
Yn.	0	0	1	1	1	3	0	31
T.N.-O.	0	0	-2	-2	-2	-6	0	-51
Nt.	0	0	0	0	0	0	0	-0,4
Total	4 598	30 938	13 928	4 944	4 154	58 561	2 828	s.o.
Note(s) du tableau d12 Note * du tableau d12 Les valeurs de cette colonne ont été calculées en divisant les coûts nets moyens annualisés pour les provinces (en dollars) par la contribution projetée de chaque province au PIB du Canada (en millions de dollars) en 2023 (l’année de base de l’actualisation dans l’ACA), comme estimée par E3MC. Les valeurs dans les colonnes n’ont de sens que lorsqu’elles sont comparées les unes aux autres pour indiquer un positionnement relatif, mais n’ont pas d’interprétation réelle si elles sont considérées en isolation. Retour à la note * du tableau d12

Analyse des tarifs d’électricité

De façon générale, les tarifs d’électricité résidentiels se composent d’une partie fixe et d’une partie variable. La partie fixe prend en compte l’investissement en capital tandis que la partie variable prend en compte les coûts de production. Aux fins de l’ACA, on suppose que la majorité des coûts encourus par les compagnies d’électricité seront finalement répercutés sur les consommateurs par le biais de ce mécanisme de tarification, d’une manière qui est spécifique à chaque province (étant donné que les tarifs d’électricité relèvent de la politique provinciale et sont déterminés au niveau provincial). Dans la plupart des cas, on s’attend à ce que les investissements dans des technologies de production peu ou non émettrices augmentent la partie fixe de la facture d’électricité d’un ménage et diminuent la partie variable. Lorsque, selon les approches de tarification déterminées par la province, les augmentations des tarifs fixes sont appliquées de manière égale à tous les consommateurs, quelle que soit leur consommation d’électricité, les ménages à faible revenu paieraient une proportion plus élevée de leur revenu pour couvrir ces coûts par rapport aux ménages à revenu plus élevé.

En vertu du projet de règlement, bien que les coûts variables de production diminueraient pour plusieurs provinces, la plupart des provinces devraient d’abordes entreprendre d’importants investissements en capital pour construire de nouvelles capacités de production d’électricité peu ou non émettrices et de nouvelles lignes de transmission. Comme ce serait généralement le cas pour couvrir les coûts des immobilisations, ces investissements seraient financés et remboursés aux prêteurs, répartissant ainsi les paiements effectués sur ce capital au fil du temps.

Le modèle E3MC a été utilisé pour modéliser l’impact que le projet de règlements pourrait avoir sur les tarifs d’électricité pour différents segments de l’économie au fil du temps. Ces tarifs sont générés par le modèle E3MC de manière endogène, à l’aide d’une formule complexe qui utilise les résultats d’autres variables modélisées telles que les achats, les ventes, les importations, les exportations, les crédits et les taxes liés à l’énergie, ainsi que les coûts non liés à l’électricité. Il convient de noter que les tarifs d’électricité résidentiels générés par le modèle E3MC ne prennent pas en compte les formules de fixation des tarifs propres à chaque province, comme les plafonds tarifaires qui peuvent exister dans certaines provinces. Ainsi, les impacts tarifaires modélisés par le modèle E3MC peuvent éventuellement surestimer l’amplitude des augmentations ou des baisses de tarifs. En fin de compte, le coût du réseau électrique dans chaque province et l’impact de ce réseau sur les tarifs seront le reflet des décisions prises au niveau provincial en réponse au projet de règlement, qui peuvent varier par rapport aux impacts modélisés par le modèle E3MC. Il est également important de noter que la modélisation des tarifs dans le modèle E3MC ne fait pas la différence entre les changements apportés à la partie à taux fixe d’une facture d’électricité et ceux apportés à la partie à taux variable. Par conséquent, les augmentations de tarifs modélisées par le modèle E3MC représentent les augmentations moyennes des factures d’électricité dans les deux dimensions, présentées par kWh.

Dans le scénario de référence, la construction de nouvelles infrastructures (et l’exploitation de ce réseau électrique modélisé) aurait été associée à des augmentations moyennes des tarifs réels de l’électricité résidentielle de 43 % entre 2025 et 2050 cumulés. En revanche, dans le scénario réglementaire, la construction de nouvelles infrastructures (et l’exploitation de ce réseau électrique modélisé) serait associée à des augmentations moyennes des tarifs réels d’électricité résidentielle de 45 % entre 2025 et 2050 cumulés. La variation différentielle des tarifs réels de l’électricité résidentielle (c’est-à-dire la variation des tarifs attribuable au projet de règlement) n’est que la différence de tarifs entre le scénario de référence et le scénario réglementaire. Les répercussions alternatives sur les tarifs suivant une méthodologie différente de celle du cas central sont explorées dans l’analyse de sensibilité. L’analyse de sensibilité explore les coûts ayant une incidence sur les taux qui découlent d’une approche de modélisation différente de celle utilisée dans le cadre de la modélisation du cas central.

En vertu du projet de règlement, la modélisation à l’aide du modèle E3MC estime que les tarifs résidentiels moyens nationaux (en dollars constants non actualisés de 2022) augmenteraient par rapport au scénario de référence de 0,08 cent le kWh en 2035 (augmentation de 0,35 %), de 0,49 cent le kWh en 2040 (augmentation de 1,9 %), de 0,35 cent le kWh en 2045 (augmentation de 1,2 %) et 0,26 cent le kWh en 2050 (augmentation de 0,89 %). La majorité des provinces et des territoires devraient connaître des augmentations de taux bien inférieures à la moyenne nationale, certains affichant des réductions de taux par rapport au niveau de référence. Cependant, pour les provinces qui comptent actuellement davantage sur les technologies émettrices pour produire de l’électricité, des augmentations tarifaires supplémentaires plus importantes sont prévues. Par exemple, en 2040, la modélisation à l’aide du modèle E3MC estime que les tarifs résidentiels augmenteraient par rapport au scénario de référence de 3,9 cents le kWh en Nouvelle-Écosse (augmentation de 15 %), de 1,2 cents le kWh en Alberta (augmentation de 5 %), de 0,9 cent le kWh en Saskatchewan (augmentation de 3 %) et de 0,4 cent le kWh au Nouveau-Brunswick (augmentation de 2 %). La modélisation à l’aide du modèle E3MC suggère que d’ici 2050, les impacts différentiels des tarifs diminueront à l’échelle nationale par rapport au sommet atteint en 2040. Par exemple, en 2050, la modélisation à l’aide du modèle E3MC estime que les tarifs résidentiels augmenteraient de 2,6 cents le kWh par rapport au scénario de référence en Nouvelle-Écosse (augmentation de 9 %), 1,2 cent le kWh en Alberta (augmentation de 4 %) et 1,1 cents le kWh en Saskatchewan (augmentation de 3 %), tandis que les tarifs résidentiels diminueraient par rapport au scénario de référence de 1,2 cents le kWh (diminution de 4 %) au Nouveau-Brunswick.

Pour mettre en contexte ces changements de tarifs résidentiels modélisés, la maison individuelle moyenne a consommé 12 555 kWh d’électricité en 2019, tandis que l’appartement moyen dans une tour d’habitation a consommé 7 222 kWh d’électricité^{référence 30}. En maintenant ces utilisations constantes et en les utilisant pour former une fourchette illustrative, les paiements annuels moyens nationaux d’électricité au niveau résidentiel pourraient culminer à une augmentation de 35 $ à 61 $ par ménage en 2040. Cependant, par rapport au niveau de référence, les paiements annuels moyens nationaux d’électricité ne devraient être que de 19 $ à 33 $ de plus par ménage en 2050. Il est important de noter que de tels changements dans les paiements nationaux moyens annuels d’électricité s’ajouteraient aux autres augmentations prévues dans le scénario de référence. Comme c’est le cas avec les taux différentiels indiqués ci-dessus, les provinces qui dépendent actuellement davantage des technologies émettrices pour produire de l’électricité devraient connaître des augmentations plus importantes des paiements annuels d’électricité par rapport au niveau de référence, qui culmineraient en 2040, mais diminueraient quelque peu pour la plupart des provinces d’ici 2050. Par exemple, les paiements d’électricité supplémentaires annuels moyens au niveau résidentiel pourraient être de 279 $ à 485 $ plus élevés en Nouvelle-Écosse en 2040 par rapport au niveau de référence, mais seulement de 185 $ à 322 $ plus élevés en 2050. En 2040, alors que ces paiements devraient être de 88 $ à 154 $ de plus en Alberta par rapport au niveau de référence, mais seulement de 86 $ à 149 $ de plus en 2050. En 2040, ces paiements devraient être de 32 $ à 55 $ plus élevés au Nouveau-Brunswick par rapport au niveau de référence (conformément à la moyenne nationale), mais seraient de 88 $ à 153 $ de moins que le niveau de référence en 2050. En 2040, ces paiements devraient être supérieurs de 64 $ à 111 $ par rapport au niveau de référence en Saskatchewan et de 79 $ à 137 $ de plus en 2050.

La modélisation à l’aide du modèle E3MC estime que les changements aux tarifs commerciaux et industriels dans chaque province suivraient un schéma et une ampleur similaires à ceux des tarifs résidentiels (c’est-à-dire une augmentation de 2,2 % pour les tarifs commerciaux et de 2,8 % pour les tarifs industriels en 2040, et une augmentation de 1,1 % pour les tarifs commerciaux et de 1,3 % pour les tarifs industriels en 2050).

Alors que le projet de règlement devrait entraîner une augmentation des tarifs de l’électricité par rapport au scénario de référence, ces augmentations doivent être comprises dans le contexte des budgets énergétiques globaux, qui devraient être considérablement influencés par l’ensemble des mesures mises en place pour soutenir l’électrification propre de l’économie. Par exemple, bien que les ménages puissent subir des augmentations de tarifs d’électricité, ils devraient également réaliser des économies et bénéficier d’une plus grande certitude en matière de prix lorsqu’ils passeront de combustibles fossiles de plus en plus coûteux à de l’électricité propre pour chauffer et climatiser leurs maisons et pour faire fonctionner leurs véhicules. Comme le souligne le Canadian Climate Institute : l’augmentation de la consommation d’électricité des ménages correspondra à une diminution de la consommation d’essence, de gaz naturel et d’autres combustibles fossiles. Alors que les dépenses en électricité augmenteront probablement, les dépenses totales en énergie diminueront.^{référence 31} Bien que l’évaluation de l’impact d’une série complète de mesures sur les budgets énergétiques globaux des ménages soit hors de portée de l’ACA, cet aspect est exploré dans la section Analyse comparative entre les sexes plus.

Analyse de la demande d’électricité des ménages

La demande d’électricité des ménages et, par extension, le rythme auquel les ménages sont censés s’électrifier, peuvent être affectés par les modifications des tarifs de l’électricité résidentielle induites par le projet de règlement. En réponse à des prix de l’électricité plus élevés, les consommateurs peuvent modifier leur comportement au fil du temps pour réduire la quantité d’électricité qu’ils utilisent. Par exemple, certains ménages peuvent réagir en investissant dans des technologies et des maisons plus efficaces sur le plan énergétique. D’autres ménages peuvent réagir en remplaçant l’électricité par d’autres sources d’énergie. Certains ménages peuvent également réagir en réduisant la quantité d’activités dépendantes de l’électricité auxquelles ils participent (ou en réduisant le nombre d’heures consacrées à ces activités). Les changements de comportement particuliers qu’un ménage entreprendrait dépendent de nombreux facteurs tels que l’élasticité de la demande par rapport au prix (la sensibilité de la consommation d’électricité des ménages au prix), le prix et la disponibilité de sources d’énergie de substitution et les préférences individuelles.

Les résultats du modèle E3MC ont été utilisés pour évaluer les répercussions potentielles du projet de règlements sur la demande d’électricité des ménages et l’électrification. Le tableau 28 présente la demande totale d’électricité résidentielle en tant que proportion de la demande totale d’énergie résidentielle dans le scénario de référence par rapport au scénario réglementaire pour certaines années.

Tableau 28. Demande totale d’électricité résidentielle en proportion de la demande totale d’énergie résidentielle, scénario de référence par rapport au scénario réglementaire pour certaines années
Province	Proportion du scénario de référence (2025)	Proportion du scénario réglementaire (2025)	Proportion du scénario de référence (2050)	Proportion du scénario réglementaire (2050)
T.-N.-L.	30,0 %	30,0 %	37,2 %	37,2 %
Î.-P.-É.	12,1 %	12,1 %	33,6 %	33,7 %
N.-É.	25,7 %	25,7 %	52,1 %	51,0 %
N.-B.	34,9 %	34,9 %	50,3 %	50,6 %
Qué.	42.7%	42.7%	75.1%	75.0%
Ont.	16,9 %	16,9 %	29,5 %	29,4 %
Man.	30.5%	30.5%	44.9%	44.8%
Sask.	10,9 %	10,9 %	14,9 %	14,7 %
Alb.	12,8 %	12,8 %	22,5 %	22,0 %
C.-B.	23,8 %	23,8 %	44,5 %	44,4 %
Yn.	19,7 %	19,7 %	50,3 %	50,3 %
T.N.-O.	7,7 %	7,7 %	11,4 %	11,4 %
Nt.	6,5 %	6,5 %	9,2 %	9,2 %
Moyenne	21,1 %	21,1 %	36,6 %	36,4 %

Comme le montre le tableau 28, l’électrification au niveau des ménages devrait être importante dans le scénario de référence, on s’attend à ce que la demande en électricité des ménages double par rapport à la demande totale d’énergie entre 2025 et 2050 dans plusieurs provinces. Ces proportions sont presque identiques entre le scénario de référence et le scénario réglementaire, ce qui indique que le projet de règlement n’aurait pas de répercussions significatives sur le rythme auquel les ménages devraient s’électrifier. En effet, dans le cadre du projet de règlement, le modèle E3MC estime que la demande nationale d’électricité résidentielle ne diminuerait que d’environ 1 000 GWh en 2050 (soit une baisse d’environ 0,4 % par rapport à la demande d’électricité de référence cette année-là). Ainsi, la substitution n’est pas considérée comme une source de préoccupation dans l’analyse et toutes répercussions potentielles sur le bien-être des consommateurs et les émissions de GES qui pourraient être associées à ces changements mineurs de comportement n’ont pas été évaluées dans l’ACA.

Analyse de sensibilité

Le ministère a effectué une analyse de sensibilité en deux parties sur le projet de règlement en utilisant son modèle NextGrid, ainsi qu’une troisième partie comparant les principaux coûts d’entrée utilisés entre NextGrid et E3MC. La première partie évalue les répercussions qu’une demande d’électricité plus élevée aurait sur les combinaisons de réseaux électriques provinciaux, les émissions et les coûts totaux. La deuxième partie étudie l’effet de la modification de divers aspects de la conception du REP, notamment le niveau de la norme de rendement, les dispositions relatives à la flexibilité en fonction de la masse et de la durée, le seuil de capacité de production d’électricité, l’inclusion des groupes industriels et la fin de vie réglementaire. Dans tous les cas, le scénario réglementaire est comparé à un scénario de référence qui inclut une augmentation de la demande de 1,4 fois par rapport à la demande actuelle d’ici 2050 et toutes les politiques annoncées, à l’exception de celles annoncées dans le budget 2023, pour le secteur de l’électricité (le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel et la tarification de la pollution par le carbone telle qu’elle s’applique à la production d’électricité par le biais du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, ou STFR). La comparaison est effectuée pour le scénario de faible demande, modélisé comme une augmentation de 1,4 fois (« 1,4 X ») par rapport à la demande actuelle d’ici 2050 et utilisé dans l’ACA, et pour le scénario de forte demande, modélisé comme une augmentation de 2,5 fois (« 2,5 X ») par rapport à la demande actuelle d’ici 2050. Étant donné que cette analyse de sensibilité sur le projet de règlement a été réalisée à l’aide du modèle NextGrid, ces résultats ne peuvent pas être combinés avec les résultats présentés dans l’ACA, qui utilise le modèle E3MC.

Partie 1

Changements dans la combinaison des technologies déployées pour répondre à la demande

Le Canadian Climate Institute a récemment passé en revue une série d’études qui estiment que la réalisation d’une économie carboneutre nécessitera une augmentation de la production globale d’électricité de 1,6 à 2,1 fois d’ici 2050 par rapport au niveau de 2020. D’autres études avaient précédemment estimé que la demande d’électricité triplerait d’ici 2050. Compte tenu de la difficulté de prévoir avec précision l’augmentation future de la demande d’électricité, le ministère a choisi d’évaluer les sensibilités à l’aide d’une approche « à deux volets » qui évalue les résultats pour un scénario de demande faible et un scénario de demande élevée, conformément à ces travaux indépendants. Dans ce contexte, l’augmentation de la demande de 2,5 (« 2,5 X ») représente une estimation prudente et élevée qui vise à saisir toute l’augmentation de la demande d’électricité qui serait observée dans le cadre d’une économie carboneutre. À l’inverse, le scénario de faible demande (« 1,4 X ») suppose une croissance modeste de l’électrification d’autres secteurs, ce qui signifie qu’une plus grande part de l’approvisionnement énergétique dans le cadre de la décarbonisation provient de sources autres que l’électricité, par exemple l’hydrogène. L’augmentation réelle de la demande au Canada dépendra de la mesure dans laquelle les Canadiens finiront par compter sur l’électricité propre pour la décarbonisation de l’ensemble de l’économie d’ici à 2050. Une forte dépendance à l’égard de l’électricité propre, c’est-à-dire une augmentation élevée de la demande, entraînera un besoin accru de capacités de production d’électricité non émettrice d’ici 2050, tandis qu’une faible dépendance à l’égard de l’électricité propre, c’est-à-dire une faible croissance de la demande, entraînera probablement un déploiement relativement moins important de capacités non émettrices. Cela aurait non seulement des répercussions sur la capacité et le mix de production dans le secteur de l’électricité en 2050, mais aussi sur les coûts qui en résulteraient pour les producteurs et les consommateurs. Ces répercussions devraient donc être examinées dans le cadre de cette analyse des impacts du REP.

Le modèle NextGrid a été utilisé pour projeter la combinaison des options d’approvisionnement qui seraient déployées d’ici 2050 pour répondre au scénario de croissance de la charge utilisé dans l’analyse coûts-avantages (c’est-à-dire 1,4 fois la demande actuelle) et l’a comparée à la combinaison qui résulterait d’un scénario de 2,5 fois la demande, qui est similaire aux projections de croissance de la demande figurant dans la littérature récente^{référence 32}. Cette évaluation de la composition du réseau électrique a été réalisée pour l’ensemble du Canada, ainsi que pour l’Alberta, la Saskatchewan, l’Ontario, la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick, car ce sont les provinces qui disposent actuellement d’une importante capacité de production d’électricité à partir de combustibles fossiles qui serait assujettie au projet de règlement. En comparant les combinaisons de réseaux électriques du scénario 2,5 X à celles du scénario 1,4 X, il semblerait qu’en vertu du projet de règlement, les mêmes technologies seraient, en général, déployées quel que soit le scénario de demande, mais qu’une plus grande capacité serait déployée dans le scénario de charge plus élevée. Il en résulte un réseau électrique plus propre par MWh, car les nouveaux déploiements sont en grande partie des groupes peu ou non émetteurs. C’est le résultat attendu, car NextGrid optimise le coût le plus bas sur la base des technologies déployées (c’est-à-dire que la solution optimale des technologies déployées s’adapte à l’échelle des besoins pour les mêmes technologies). La même relation est observée pour la production.

Changements dans les émissions totales

En passant d’un scénario dans lequel le projet de règlement réglemente les émissions liées à la satisfaction d’une demande de 1,4 fois la demande actuelle à un scénario dans lequel la demande est de 2,5 fois la demande actuelle, on s’attendrait à voir plus d’émissions dans le scénario 2,5 fois la demande actuelle. C’est le résultat attendu puisque, même si le projet de règlement réduit considérablement les émissions de chaque groupe, un plus grand nombre de groupes est nécessaire pour répondre à une plus grande demande et, par conséquent, il y a plus d’émissions au niveau juridictionnel. Cette tendance attendue est généralement observée dans l’analyse de sensibilité, résumée dans le tableau 29. Dans l’ensemble, on s’attend à ce que le projet de règlement soit aussi efficace dans un scénario 2,5 X qu’il le serait dans un scénario 1,4 X. Cela s’explique en grande partie par le fait que le modèle NextGrid prévoit que la demande accrue serait principalement satisfaite par une production non émettrice dont la nature variable est stabilisée par une combinaison d’échanges interprovinciaux accrus d’électricité, de stockage d’énergie, de réponse à la demande et de production à base de combustibles fossiles rarement utilisée. Des différences sont toutefois observées au niveau provincial. Notamment, le Québec et la Nouvelle-Écosse verraient des réductions plus importantes dans le cadre d’un scénario 2,5 X que dans le cadre d’un scénario 1,4 X. Étant donné que cette analyse de sensibilité sur le projet de règlement a été réalisée à l’aide du modèle NextGrid, ces résultats ne peuvent pas être combinés avec les résultats présentés dans l’ACA, qui utilise le modèle E3MC. Le scénario 1,4 X a été fourni ici pour servir de point de référence aux résultats du scénario 2,5 X.

Tableau 29. Variation en pourcentage des émissions totales dans le cadre du projet de règlement pour un scénario d’augmentation de la demande de 1,4 X et de 2,5 X
Juridiction	Pourcentage de variation des émissions dans le projet de règlement — scénario 1,4 X par rapport au scénario de référence (2025-2050)	Pourcentage de variation des émissions dans le projet de règlement — scénario 2,5 X par rapport au scénario de référence (2025-2050)
CAN	-28 %	-32 %
C.-B.	-10 %	-9 %
Alb.	-26 %	-27 %
Sask.	-38 %	-38 %
Man.	-55 %	-38 %
Ont.	-35 %	-40 %
Qué.	-39 %	-70 %
N.-B.	-10 %	-1 %
N.-É.	-1 %	-71 %
T.-N.-L.	-9 %	-9 %
Î.-P.-É.	0 %	-0 %

Changements dans les coûts totaux

La variation en pourcentage des coûts totaux en vertu du projet de règlement pour un scénario d’augmentation de la demande de 1,4 X et de 2,5 X est résumée dans le tableau 30. Étant donné les coûts inférieurs de la production non émettrice, de la transmission et de la réponse à la demande par rapport à la production émettrice réduite, NextGrid prévoit que les scénarios avec une demande plus élevée verraient une part disproportionnée de cette demande satisfaite par des sources non émettrices. Ainsi, les augmentations proportionnelles des coûts par rapport au scénario de référence pour le scénario de demande plus faible sont à peu près constantes par rapport à celles du scénario de demande plus élevée. Étant donné que cette analyse de sensibilité sur le projet de règlement a été réalisée à l’aide du modèle NextGrid, ces résultats ne peuvent pas être combinés avec les résultats présentés dans l’ACA, qui utilise le modèle E3MC. Le scénario 1,4 X a été fourni ici pour servir de point de référence aux résultats du scénario 2,5 X.

Tableau 30. Pourcentage de variation des coûts totaux dans le cadre du projet de règlement pour un scénario d’augmentation de la demande de 1,4 X et 2,5 X
Juridiction	Pourcentage de variation des émissions dans le projet de règlement — scénario 1,4 X par rapport au scénario de référence (2025-2050)	Pourcentage de variation des émissions dans le projet de règlement — scénario 2,5 X par rapport au scénario de référence (2025-2050)
CAN	5 %	4 %
C.-B.	3 %	1 %
Alb.	4 %	2 %
Sask.	7 %	4 %
Man.	8 %	3 %
Ont.	6 %	4 %
Qué.	4 %	5 %
N.-B.	2 %	0 %
N.-É.	4 %	3 %
T.-N.-L.	4 %	13 %
Î.-P.-É.	7 %	3 %

Les prix moyens de l’électricité ont été calculés à partir des résultats des coûts du modèle NextGrid en y incorporant les coûts de la dette du service public, les coûts de distribution et de transmission et d’autres considérations relatives aux coûts finaux supportés par les consommateurs. Ces prix moyens tiennent compte des tarifs volumétriques de l’électricité et des charges fixes.

Sur la base des résultats des coûts du modèle NextGrid pour le scénario 1,4 X, les prix moyens calculés de l’électricité augmentent de 0,7 cent par kWh (4,0 %) en 2035 et de 0,7 cent par kWh (4,0 %) en 2050, exprimés en tant que moyenne simple au niveau national et par rapport à la base de référence. Des augmentations relatives faibles et similaires des prix moyens de l’électricité sont également observées dans le scénario 2,5 X, les prix de l’électricité augmentant de 0,6 cent par kWh (4,0 %) en 2035 et de 0,3 cent par kWh (1,0 %) en 2050. Comme pour les résultats de l’étude E2020 dans le cadre d’un scénario de croissance de 1,4 X, la plupart des provinces affichent de faibles variations des prix de l’électricité résidentielle par rapport au scénario de référence, bien que certaines provinces affichent des répercussions plus importantes sur les prix de l’électricité par rapport au scénario de référence (Nouvelle-Écosse, Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve-et-Labrador).

Étant donné que les conclusions ci-dessus reposent sur la moyenne arithmétique des différences entre les prix de l’électricité dans le scénario réglementaire et le scénario de référence sur les dix provinces, la moyenne nationale qui en résulte considère que le volume d’électricité dans chaque province est égal. Ce n’est pas le cas dans la réalité, car la consommation varie considérablement d’une province à l’autre. Si le prix moyen national de l’électricité est pondéré par la consommation, la moyenne pondérée qui en résulte donne une idée plus précise des répercussions du projet de règlement au niveau national. Les résultats de la moyenne pondérée indiquent une augmentation des prix de 0,3 cent par kWh (2,2 %) en 2035 et de 0,1 cent par kWh (0,8 %) en 2050 pour le scénario 1,4 X. Pour le scénario 2,5 X, l’augmentation est de 0,1 cent par kWh en 2035 et de 0,1 cent par kWh en 2050. Pour le scénario 2,5 X, les augmentations de prix sont à peu près les mêmes.

Une analyse plus approfondie pour comprendre ces répercussions est en cours sur les résultats des données du modèle E2020 et du modèle NextGrid afin de s’assurer que des conclusions solides sont tirées en tenant compte d’une gamme de résultats en matière de coûts.

Conclusions générales

Par rapport aux scénarios de demande plus faible, on peut s’attendre à ce que le projet de règlement, dans des scénarios de demande plus élevée, permette :

de contribuer à produire des réseaux électriques avec les mêmes types de technologies non émettrices;
d’être aussi efficaces en termes de réduction des émissions;
de présenter des différences de coût total similaires (en pourcentage) par rapport au scénario de référence.

Partie 2

La deuxième partie de l’analyse de sensibilité évalue les incidences sur les coûts et les réductions d’émissions qui résulteraient du renforcement ou de l’assouplissement des éléments suivants du projet de règlement :

Norme de rendement : La valeur proposée est de 30 t/GWh ; l’analyse de sensibilité envisage 0 t/GWh et 100 t/GWh;
Groupes fonctionnant dans le cadre de la flexibilité des émissions/durée basée sur la masse : Il est proposé que la contribution à la production de ces groupes dans le cadre de la flexibilité des émissions/durée basée sur la masse soit contrainte aux limites annuelles de 450 heures (ce qui équivaut approximativement à une utilisation de 5 %) et de 150 kt d’émissions. L’analyse de sensibilité envisage i) de ne permettre aucune utilisation de cette flexibilité de sorte que la fiabilité doit être assurée par des options n’utilisant pas de combustibles fossiles et ii) d’autoriser une utilisation jusqu’à 10 %;
Seuil de capacité de production d’électricité : La valeur proposée est de 25 MW ; l’analyse de sensibilité porte sur 2,5 MW et 50 MW. Par souci de clarté, seuls les groupes dont la capacité est supérieure au seuil seraient soumis au projet de règlement;
Traitement des groupes industriels : L’approche proposée n’obligerait que les groupes industriels qui ont un solde exportateur supérieur à zéro gigawattheure vers un réseau électrique réglementé par la NERC au cours d’une année donnée à se conformer à la norme de rendement. L’analyse de sensibilité considère une approche dans laquelle toute la production industrielle est soumise au projet de règlement et une approche dans laquelle aucune production industrielle n’est soumise au projet de règlement;
Durée de vie réglementaire : La valeur proposée est de 20 ans ; l’analyse de sensibilité envisage 0, 15, 25, 30, 35, 40 et 45 ans.

La sensibilité de chacun des paramètres ci-dessus a été évaluée en exécutant le modèle NextGrid avec le projet de règlement en ne modifiant qu’un seul des paramètres ci-dessus à la fois. Les incidences sur les coûts et les émissions sont présentées sous forme de pourcentage de changement par rapport au projet de règlement. Plus précisément :

L’effet sur le coût du projet de règlement est présenté comme suit :

– Version textuelle en dessous de l'image

Eq. 1

où C_SdR, C^{référence 1}_{réglementaire} et C^{référence 2}_{réglementaire} représentent les coûts cumulés (2025 à 2050) actualisés du scénario de référence, du scénario réglementaire et du scénario réglementaire modifié, respectivement.

L’effet sur les réductions d’émissions est calculé

– Version textuelle en dessous de l'image Eq2.

où E_SdR, E^{référence 1}_{Réglementaire} et E^{référence 2}_{Réglementaire} représentent les émissions cumulées (2025 à 2050) de la production d’électricité dans le scénario de référence, le scénario réglementaire et le scénario réglementaire modifié, respectivement.

Les mises en garde suivantes sont importantes pour l’examen des résultats de la sensibilité :

Les coûts sont cumulés, actualisés (en utilisant un facteur d’actualisation de 3 % contre 2 % dans l’ACA) et annualisés. Le facteur d’actualisation de 3 % a été utilisé pour évaluer les répercussions sur les combinaisons de réseaux qui en résultent (c’est-à-dire la combinaison observée des diverses sources de production qui alimentent un réseau électrique réglementé par la NERC) et il s’est avéré qu’il n’avait pas d’effet perceptible. Bien qu’ils aient une large portée (ils incluent le coût des nouveaux capitaux, du combustible, des opérations et de la maintenance fixes [FOM], des opérations et de la maintenance variables [VOM], du carbone, de la valeur résiduelle du capital en cas de production anticipée et des coûts d’intégration des énergies renouvelables variables [ERV]), ils excluent un certain nombre d’éléments : le coût de la transmission intraprovinciale, de la distribution, du financement et tout coût en capital associé aux actifs déjà construits en 2022;
Les résultats supposent que les groupes qui doivent se conformer à la limite d’intensité des émissions en vertu du projet de règlement sont pleinement exposés au prix du carbone (170 $/tonne d’équivalent CO₂) à partir de 2035.
Étant donné que cette analyse de sensibilité sur le projet de règlement a été réalisée à l’aide du modèle NextGrid, ces résultats ne peuvent pas être combinés avec les résultats présentés dans l’ACA, qui utilise le modèle E3MC.

Effets de la variation de la rigueur de la norme de rendement

Le projet de règlement exigerait que les groupes respectent, à quelques exceptions près, une norme de rendement de 30 t/GWh. Afin d’évaluer la sensibilité des coûts et des réductions d’émissions prévus par le projet de règlement, cette norme de rendement a été évaluée à 0 t/GWh (c’est-à-dire, équivalant à une interdiction de facto des centrales à combustibles fossiles à la fin de leur vie réglementaire), ne permettant pas à ces groupes de fournir des services d’appoint pour les énergies renouvelables variables ou d’installer le CSC; et 100 t/GWh (ce qui éviterait au projet de règlement de prévoir un délai pour que les nouveaux groupes CSC s’adaptent à la norme rigoureuse de 30 t/GWh, c’est-à-dire que 100 t/GWh sur une base annuelle moyenne est facilement réalisable par n’importe quel groupe CSC).

L’approche plus stricte de 0 t/GWh s’est avérée augmenter les coûts de 20 % et 18 % pour les scénarios 1,4 X et 2,5 X respectivement, tout en augmentant les réductions d’émissions d’environ 2 % et 3 % dans les mêmes scénarios de demande respectifs. Cette approche plus stricte ne semble donc pas être une approche rentable pour les réductions supplémentaires. L’approche moins stricte d’une norme de rendement de 100 t/GWh ne réduirait pas considérablement les coûts prévus (4 % et 5 % de réduction pour les scénarios 1,4 X et 2,5 X respectivement) et augmenterait potentiellement les émissions d’environ 12 % pour chacun des scénarios 1,4 X et 2,5 X. Cette analyse de sensibilité suggère que la norme de rendement proposée de 30 t/GWh permet de réduire les émissions sans augmenter considérablement les coûts.

Effets de la variation de la durée des dispositions relatives à la flexibilité des émissions basées sur la masse/durée

Le projet de règlement prévoit des exceptions à la norme de rendement de 30 t/GWh pour les groupes qui fonctionnent moins de 450 heures par an et émettent moins de 150 kt/an. À titre de référence, 450 heures par an correspondent à environ 5 % du total des heures d’une année en supposant un fonctionnement à 100 % de la capacité. Cette approche fournit un outil important aux entités réglementées pour préserver la fiabilité du réseau électrique en utilisant des groupes qui remplissent ces conditions pour fournir une énergie d’appoint ou de pointe et à des coûts potentiellement inférieurs si l’autre moyen de produire cette énergie de fiabilité consistait à construire de nouveaux projets d’investissement. Afin d’évaluer la sensibilité des coûts et des réductions d’émissions prévus par le projet de règlement, cette souplesse en matière d’émissions et de durée fondée sur la masse a été évaluée à 0 % d’utilisation (ce qui équivaut à ne pas permettre à ces groupes de fournir des services d’appoint pour les énergies renouvelables variables) et à 10 % ; aux fins de l’analyse, on a supposé que les groupes qui utilisaient cette souplesse fonctionnaient à 100 % de leur capacité. Une évaluation supplémentaire a été réalisée pour déterminer les répercussions d’une utilisation de 8 %.

L’approche plus stricte de 0 % d’utilisation s’est avérée augmenter les coûts de 12 % et 33 % pour les scénarios 1,4 X et 2,5 X respectivement, tout en augmentant les réductions d’émissions d’environ 11 % dans les deux scénarios de demande. Cela semble indiquer que la recherche de nouvelles réductions d’émissions en limitant l’utilisation des groupes émetteurs pour fournir une alimentation d’appoint/de pointe à moins de 450 heures n’apporterait pas de nouvelles réductions, tandis que les coûts continueraient d’augmenter avec l’accroissement de la demande d’électricité. Cette conclusion suggère que 450 heures est probablement la valeur minimale à prendre en compte. Dans ce contexte, les analyses ont indiqué que l’approche moins stricte d’un facteur d’utilisation de 10 % ne réduirait pas considérablement les coûts prévus (3 % et 1 %, respectivement, pour les scénarios 1,4 X et 2,5 X) et entraînerait une perte proportionnellement plus élevée de réductions d’émissions (6 % et 15 %, respectivement, pour les scénarios 1,4 X et 2,5 X). L’évaluation d’une utilisation de 8 % pour le scénario de demande 1,4 X a indiqué une réduction des coûts de seulement 2 % par rapport à 450 heures et une perte de réductions d’émissions d’environ 4 %. Cette analyse de sensibilité suggère que les valeurs proposées de 450 heures et 150 kt fournissent le meilleur équilibre entre les économies de coûts et les réductions d’émissions.

Le ministère invite les parties intéressées à fournir des commentaires spécifiques, fondés sur des preuves, ainsi que toute donnée relative à cette importante flexibilité avant la publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. Bien que l’objectif du projet de règlement soit de réduire les émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité, il est également important que l’approvisionnement en électricité du Canada demeure fiable et abordable, car cela contribue à la fois à la sécurité des Canadiens et à l’atteinte de l’objectif du Canada d’une économie carboneutre d’ici 2050.

Effets de la variation de la valeur du seuil de capacité de production d’électricité

Les groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles qui ne dépassent pas une capacité de 25 MW ne seraient pas soumis au projet de règlement. Cette approche permet d’éviter les coûts associés aux groupes qui, historiquement, n’ont pas été une source importante d’émissions de GES au Canada, tout en offrant une certaine souplesse aux exploitants de réseaux électriques dans les endroits où l’infrastructure n’est peut-être pas suffisante. Elle permettrait également de réduire le coût cumulatif de la conformité au règlement pour les exploitants de groupes, sans pour autant sacrifier une quantité importante de réductions d’émissions de carbone.

L’effet sur le coût du projet de règlement et sur les réductions d’émissions associées a été calculé pour un seuil plus strict de 2,5 MW ainsi que pour un seuil moins strict de 50 MW.

Le seuil plus strict de 2,5 MW aurait un effet négligeable sur les coûts et les réductions d’émissions pour les deux scénarios de charge. Les faibles gains en termes de réduction des émissions (de l’ordre de 1 %) ne justifient pas l’augmentation très importante du nombre d’organismes de réglementation chargés de la mise en œuvre du règlement ni la perte de flexibilité pour les opérateurs dans les endroits où l’infrastructure du réseau électrique n’est peut-être pas suffisante.

Le seuil moins strict de 50 MW réduirait le coût du projet de règlement de 3 % tout en réduisant les réductions d’émissions d’environ 5 % pour les deux scénarios de charge. Bien que la diminution proportionnelle des coûts par rapport à la perte de réductions d’émissions soit comparable à l’approche proposée, le seuil de capacité de production plus élevé de 50 MW pourrait entraîner la construction de groupes d’une capacité légèrement inférieure à 50 MW afin d’éviter d’être soumis au projet de règlement. Bien qu’un schéma d’évitement similaire soit théoriquement possible avec la valeur proposée de 25 MW, on s’attend à ce qu’un parc composé de groupes de moins de 25 MW ait une plus grande inefficacité logistique qu’un parc composé de groupes de moins de 50 MW. Cette plus grande inefficacité logistique est jugée suffisante pour décourager une construction appréciable de groupes légèrement inférieurs à 25 MW. C’est pourquoi l’approche proposée d’un seuil de capacité de production d’électricité de 25 MW est considérée comme la meilleure.

Effets de la variation de la mesure dans laquelle la production industrielle est incluse dans le champ d’application du projet de règlement

Le projet de règlement s’appliquerait aux groupes industriels qui satisfont aux critères d’applicabilité, notamment le fait d’être connectés à un réseau électrique réglementé par la NERC. Toutefois, seuls les groupes qui ont un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours d’une année donnée devront se conformer à la norme de rendement. Cette approche devrait permettre d’éviter la ruée vers la production d’électricité destinée à être vendue à un réseau d’électricité réglementé par la NERC en utilisant des groupes de production d’électricité à base de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions appartenant à l’industrie ; l’approche s’appuie également sur d’autres instruments — adaptés à des secteurs industriels spécifiques — pour réduire les émissions associées à l’électricité produite uniquement pour l’activité industrielle.

La sensibilité des coûts estimés et des réductions d’émissions à l’approche proposée a été analysée pour deux couvertures alternatives des groupes industriels : une politique plus stricte dans laquelle tous les groupes industriels sont entièrement couverts, qu’ils exportent ou non vers un réseau électrique réglementé par la NERC, et une politique moins stricte dans laquelle les groupes industriels sont entièrement exemptés du respect de la norme de rendement.

Bien que les réductions d’émissions associées à cette approche plus stricte soient très élevées (105 % et 80 % plus élevées pour les scénarios de charge 1,4 X et 2,5 X, respectivement), la couverture de tous les groupes industriels de production d’électricité augmente également de manière significative le coût du projet de règlement, de 87 % et 62 % pour les scénarios de charge 1,4 X et 2,5 X, respectivement. Cette augmentation de coût ne prend en compte que le coût de la production d’électricité et de chaleur industrielle à partir de groupes de cogénération et n’évalue pas les répercussions secondaires que ces coûts pourraient avoir sur l’activité industrielle en particulier (par exemple, en supprimant potentiellement l’activité économique, en réduisant la compétitivité, etc.) et sur l’économie canadienne en général. Par conséquent, cette constatation particulière ne devrait pas être considérée comme une justification suffisante pour assujettir toute la production industrielle à la norme de rendement prévue dans le projet de règlement. Par ailleurs, le fait de ne pas assujettir la production industrielle au projet de règlement représente un scénario dans lequel la production industrielle peut vendre sans limites de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles au réseau électrique. Cette approche ne réduirait pas de manière significative le coût du projet de règlement (2 % pour le scénario 1,4 x et 1 % pour le scénario 2,5 X), mais diminuerait les réductions d’émissions d’un montant sensiblement plus élevé : 35 % et 26 % pour les scénarios de charge 1,4 X et 2,5 X, respectivement. Cette analyse n’a pas pris en compte la possibilité que l’électricité ne soit plus produite par des groupes appartenant au service public, mais par des groupes industriels utilisant des combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions ; en ne prenant pas en compte cette possibilité, la conclusion relative à la réduction des émissions perdues est probablement biaisée, c’est-à-dire que les réductions d’émissions perdues sont sous-estimées et seraient probablement plus élevées que 35 % et 26 %. Cette constatation indique que l’approche proposée dans le projet de règlement couvrant les groupes industriels ayant un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure est probablement la meilleure des solutions envisagées, car elle est moins susceptible d’avoir des incidences économiques plus larges, mais elle permet également d’obtenir des réductions d’émissions à faible coût du point de vue de l’ensemble de l’économie.

Effets de la variation de la fin de vie réglementaire

Le projet de règlement permet aux groupes mis en service avant le 1er janvier 2025 de continuer à fonctionner sans avoir à respecter une limite d’intensité des émissions jusqu’à la fin de la durée de vie réglementaire du groupe, que l’on propose de fixer à 20 ans, ou jusqu’au 1er janvier 2035, selon la date la plus tardive. Cette approche permet d’introduire progressivement l’activité nécessaire pour soutenir un réseau électrique carboneutre, évitant ainsi une chute brutale de la capacité en 2035 tout en garantissant que les groupes de production d’électricité à base de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions soient conformes au règlement bien avant 2050.

L’effet sur le coût du projet de règlement et sur les réductions d’émissions associées a été calculé pour une série de nombres d’années alternatifs, allant de 0 an (c’est-à-dire que les groupes existants doivent satisfaire à la norme de rendement en 2035, tout comme les nouveaux groupes) à 45 ans (c’est-à-dire que les groupes sont autorisés à fonctionner jusqu’à la fin de leur durée de vie technique).

La fixation de la durée de vie prescrite à 0, 5, 10 ou 15 ans a donné des résultats similaires : Le coût du projet de règlement dans un scénario de charge 1,4 X augmente d’environ 8 %, mais les réductions d’émissions n’augmentent que de 3 %. Pour un scénario de charge 2,5 X, l’augmentation du coût est négligeable et les réductions d’émissions n’augmentent que de 2 %. Compte tenu des difficultés logistiques accrues auxquelles on peut raisonnablement s’attendre en cas de mise en place accélérée des nouvelles capacités nécessaires pour assurer la fiabilité du réseau et du gain relativement faible en termes de réduction des émissions, il ne semble pas avantageux de réduire le nombre d’années pendant lesquelles les groupes existants peuvent fonctionner après leur mise en service.

Par contre, le fait de permettre aux groupes existants de fonctionner pendant 35 à 45 ans après la date de mise en service permet de réduire le coût du projet de règlement, mais au détriment de pertes importantes en termes de réductions d’émissions. Pour le scénario de charge 1,4 X, les coûts diminuent de 14 % à 77 % pour une durée d’exploitation de 35 à 45 ans, mais les réductions d’émissions diminuent également de 25 % à 76 %. Pour le scénario de charge 2,5 X, la diminution des coûts associée à une durée de vie prescrite de 35 à 45 ans est de 10 % à 53 %, mais aux dépens d’une réduction des émissions de 14 % à 31 %.

Un allongement plus modéré de la durée de vie prescrite (c’est-à-dire de 25 à 30 ans) est associé à une augmentation modérée des coûts du projet de règlement. Pour le scénario de charge 1,4 X, ces augmentations vont de 1 % à 6 % pour 25 et 30 ans, alors qu’elles vont de 4 % à 2 % pour les mêmes années dans les scénarios de charge 2,5X. Ces augmentations de coûts s’accompagnent de pertes modérées en termes de réduction des émissions : 4 % et 12 % pour 25 et 30 ans dans le scénario 1,4 X et 3 % et 7 % pour le même nombre d’années dans le scénario de charge 2,5 X.

Cela indique que la durée d’exploitation proposée de 20 ans est la meilleure option, car elle permet d’équilibrer la mise en œuvre progressive du règlement pour assurer la fiabilité, de gérer les coûts et de ne pas sacrifier une quantité substantielle de réductions d’émissions. Toutefois, si d’autres considérations, telles que des réalités logistiques limitant le rythme auquel de nouvelles capacités pourraient être mises en place, devaient être démontrées comme une préoccupation valable, des périodes de vie prescrite plus longue, ne dépassant pas 30 ans, ne devraient pas avoir d’incidences significatives sur les réductions d’émissions attendues du projet de règlement.

Troisième partie

La troisième partie de l’analyse de sensibilité teste les répercussions sur le coût total de l’utilisation de coûts d’entrée différents pour les variables clés que ceux utilisés dans la modélisation du cas central. Dans l’ACA, les coûts totaux sont sensibles à une variable en particulier : le coût marginal du capital (par MW) de la construction de nouvelles installations pour les technologies du réseau électrique (coûts marginaux du capital). Cette variable détermine l’ampleur des répercussions sur les coûts associés à la construction de nouvelles installations de technologies de production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions et non émettrices, induits par le projet de règlement, mais elle affecte également l’ampleur des répercussions associées à l’abandon de la remise en état et à la valeur résiduelle du capital lors des mises hors service anticipées.

Les coûts marginaux du capital utilisés dans la modélisation du cas central ont été calculés par le modèle E3MC. Cependant, il ne s’agit pas des seules estimations des coûts du capital qui pourraient être prises en compte dans l’analyse. Dans le cadre du processus d’élaboration du modèle NextGrid, le ministère a chargé un contractant externe de compiler, entre autres, une projection des coûts marginaux du capital pour les technologies clés du réseau électrique dans chaque province en utilisant des informations provenant de sources publiques fiables telles que le ministère américain de l’Énergie, l’OCDE, la Banque du Canada et les entreprises canadiennes de services publics. Un cas de sensibilité a été généré en mettant en correspondance les types de technologie du contrat externe avec ceux du modèle E3MC, révélant des différences dans les coûts marginaux d’investissement entre les deux approches (tableau 31).

Tableau 31. Différence en pourcentage du coût marginal d’investissement (par MW) dans le scénario de sensibilité par rapport au scénario central, par type de technologie pour certaines années (moyenne canadienne, basée sur les dollars constants de 2022)
Type de technologie	2025	2030	2035	2040	2045	2050
TCPG	-9 %	-9 %	-9 %	-9 %	-9 %	-9 %
CCPG	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %
Petit OGCC^{note * du tableau e4}	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %	-5 %
GN CSC	-9 %	-14 %	-21 %	-25 %	-28 %	-31 %
Nucléaire	41 %	41 %	41 %	41 %	41 %	41 %
Hydro, charge de base	8 %	8 %	8 %	8 %	8 %	7 %
Hydro, de pointe	8 %	7 %	7 %	7 %	7 %	7 %
Petites centrales hydroélectriques	-25 %	-25 %	8 %	8 %	8 %	7 %
Biomasse	-1 %	-12 %	-21 %	-41 %	-41 %	-41 %
Biomasse CSC^{note * du tableau e4}	-3 %	-23 %	-27 %	-31 %	-31 %	-31 %
Éolien terrestre	1 %	2 %	0 %	1 %	1 %	2 %
Éolien en mer^{note * du tableau e4}	1 %	2 %	2 %	2 %	3 %	4 %
Solaire PV	-11 %	-10 %	-10 %	-10 %	-9 %	-6 %
Stockage	83 %	113 %	91 %	94 %	97 %	101 %
Note(s) du tableau e4 Note * du tableau e4 Le contrat externe n’a pas déterminé les estimations des coûts marginaux d’investissement pour ces types de technologie. Pour estimer les valeurs du cas de sensibilité, les différences de pourcentage entre deux coûts pertinents du cas central ont été calculées et appliquées au scénario de sensibilité. Par exemple, la valeur pour le petit OGCC a été générée en multipliant l’OGCC du contrat externe par la différence de coût en pourcentage entre l’OGCC et le petit OGCC de l’E3MC. Le même traitement a été effectué pour le CSC de la biomasse (différence de pourcentage par rapport à la biomasse) et l’éolien en mer (différence de pourcentage par rapport à l’éolien terrestre). Retour à la note * du tableau e4

Les coûts marginaux du capital issus du scénario de sensibilité ont été appliqués au même mix de réseaux électriques modélisé dans le cas central, générant les résultats suivants : par rapport au cas central sur la période d’analyse de 27 ans (2024 à 2050), les coûts marginaux du capital pour les nouvelles capacités du réseau électrique diminuent de 929 millions de dollars (1,7 %), les économies marginales sur les coûts de remise en état augmentent de 115 millions de dollars (208 %) et la valeur résiduelle du capital sur les mises hors service anticipées diminue de 98 millions de dollars (7,8 %).

Bien que le scénario de sensibilité génère des coûts d’investissement totaux similaires à ceux du scénario central (c.-à-d. 52,7 milliards de dollars contre 53,7 milliards de dollars), les changements apportés à la répartition des coûts d’investissement entre les provinces sont dignes de mention. Étant donné que les groupes au gaz naturel avec CSC et les groupes à la biomasse sont moins coûteux dans le scénario de sensibilité que dans le scénario central, les coûts différentiels totaux en Nouvelle-Écosse et en Alberta diminuent considérablement. De même, comme les groupes nucléaires et les centrales hydroélectriques de pointe sont plus coûteux dans le scénario de sensibilité par rapport au scénario central, les coûts différentiels totaux au Nouveau-Brunswick augmentent de manière significative. Les coûts pour les provinces dans le scénario de sensibilité sont présentés dans le tableau 32 ci-dessous.

Tableau 32. Coût d’investissement moyen annualisé (n=27) pour les nouvelles capacités de production d’électricité par type de technologie et par province dans le scénario de sensibilité (en millions de dollars)
	T.-N.-L.	N.-É.	N.-B.	Qué.	Ont.	Sask	Al.	C.-B.	Total
TCPG	0	37	-12	0	-2	-17	-42	0	-36
CCPG	0	0	-23	0	-4	-35	-85	0	-146
Petit OGCC*	0	-13	-25	0	-4	-39	-93	0	-175
GN CSC	0	0	0	0	0	127	643	0	770
Nucléaire	0	0	368	0	0	289	296	0	954
Hydro, charge de base	28	28	38	0	0	5	63	1	163
Hydro, de pointe	0	0	0	14	481	0	0	104	599
Petites centrales hydroélectriques	23	0	0	-3	103	7	-98	11	42
Biomasse	13	27	18	0	8	3	30	3	101
Biomasse CSC*	0	0	0	0	96	10	6	11	123
Éolien terrestre	19	73	0	2	-26	4	-28	5	49
Éolien en mer*	29	18	-0,04	0	0	0	0	0	47
Solaire PV	0	2	0	-0,01	4	8	4	0,1	18
Stockage	8	15	0	2	3	-2	9	3	39
Total	120	187	365	15	658	359	705	138	2,547
Différence en pourcentage par rapport au scénario central	12 %	-37 %	32 %	6 %	4 %	11 %	-14 %	11 %	-2 %

Lentille des petites entreprises

Le projet de règlement n’imposerait aucune exigence administrative ou de conformité aux petites entreprises telles que définies par le Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada (moins de 100 employés ou revenus bruts annuels inférieurs à 5 millions de dollars).

Règle du « un pour un »

La règle du «un pour un» s’applique puisqu’il y a une augmentation progressive de la charge administrative pesant sur les entreprises. La proposition abrogerait deux titres réglementaires existants, entre 2035 et 2045, et introduirait un nouveau titre réglementaire, ce qui se traduirait par une diminution nette d’un titre réglementaire. (Politique sur la limitation du fardeau réglementaire sur les entreprises). Ces coûts sont décrits dans la sous-section « Coûts administratifs » de la section « Avantages et coûts ». Les coûts administratifs pertinents indiqués dans le tableau 22 (c’est-à-dire ceux qui seraient encourus de 2024 à 2033) ont été convertis en dollars constants de 2012, puis actualisés à l’année de base 2012 à l’aide d’un taux d’actualisation de 7 %. Selon cette méthodologie, le projet de règlement entraînerait une augmentation annualisée de la charge administrative de 9 963 $ ou 79,70 $ par installation. Il est important de noter que le calcul de la charge en vertu de la règle du un pour un ne comprend pas les coûts administratifs associés à la déclaration annuelle qui commencerait en 2035 et ne comprend que les coûts administratifs associés à la familiarisation avec la réglementation et à la soumission d’un rapport d’enregistrement et d’une assignation d’enregistrement. Le règlement sur la réduction des formalités administratives précise la méthodologie requise pour estimer les coûts de la charge administrative, qui se limite aux répercussions encourues au cours de la période de 10 ans qui commence lorsque le règlement serait enregistré. Ces coûts sont toutefois estimés et rapportés dans le cadre de l’ACA.

Coopération en matière de réglementation et d’harmonisation réglementaire

Le projet de règlement est un pilier essentiel du Plan de réduction des émissions, le plan climatique du Canada visant à atteindre une économie carboneutre d’ici 2050 (NZ2050). Il aurait une incidence non seulement sur le secteur de l’électricité, mais aussi sur d’autres secteurs à mesure qu’ils se décarbonisent à l’aide d’électricité propre. Le projet de règlement accélérerait les progrès vers un secteur de production d’électricité carboneutre, aidant le Canada à devenir une économie carboneutre d’ici 2050. Le Canada s’est joint à plus de 120 pays qui se sont engagés à atteindre la carboneutralité d’ici 2050, y compris tous les autres pays du G7. Le projet de règlement ne fera pas double emploi avec les règlements provinciaux ou territoriaux. Étant donné que l’électricité est en grande partie un produit national et qu’elle n’est exportée qu’aux États-Unis, le seul alignement international possible serait celui des États-Unis. Le 24 mars 2023, le président Biden et le premier ministre Trudeau ont publié une déclaration commune dans laquelle ils ont fait référence aux engagements pris par les deux pays pour parvenir à des réseaux électriques carboneutres d’ici 2035, les deux pays indiquant également leur intention de proposer avant cet automne des règlements qui réduiront les émissions de gaz à effet de serre du secteur nord-américain de l’électricité^{référence 33}.

L’analyse de la modélisation visant à comprendre la dynamique potentielle du commerce de l’électricité entre les États-Unis et le Canada dans le cadre du REP aura lieu entre la prépublication dans la Gazette du Canada, partie I, et la publication finale dans la Gazette du Canada, partie II.

Évaluation environnementale stratégique

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une évaluation environnementale stratégique (EES) a été réalisée pour le projet de règlement. L’EES a conclu que le projet de règlement devrait avoir des effets positifs sur l’environnement. Les effets environnementaux négatifs liés au projet de règlement pourraient inclure les répercussions localisées sur l’utilisation des terres associées aux nouveaux projets d’énergie solaire et éolienne, ou les considérations relatives au stockage/à l’élimination du combustible usé des centrales nucléaires, étant donné que le projet de règlement devrait favoriser un déploiement accru des sources de production d’électricité à faible teneur en carbone. Toutefois, par rapport aux effets environnementaux positifs de la réduction de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles au Canada, les effets négatifs potentiels sur l’environnement seraient limités. Le projet de règlement soutient les objectifs de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2022-2026, à savoir : « Accroître l’accès des Canadiens à une énergie propre », « Favoriser l’innovation et les infrastructures vertes au Canada », « Prendre des mesures relatives aux changements climatiques et leurs impacts », « Améliorer l’accès à des logements abordables, à de l’air pur, aux transports, aux parcs et aux espaces verts, ainsi qu’au patrimoine culturel au Canada ». Le projet de règlement devrait également contribuer aux objectifs de développement durable (ODD) connexes du Programme 2030 des Nations unies, en particulier l’ODD 3 Bonne santé et bien-être ; l’ODD 7 Énergie abordable et propre ; l’ODD 9 Industrie, innovation et infrastructure ; et l’ODD 13 Action pour le climat.

Sans le projet de règlement, dans le cadre du régime réglementaire actuel, le modèle E3MC estime que le secteur canadien de la production d’électricité rejetterait 44 Mt d’émissions en 2030, principalement en raison de la production d’électricité à partir de gaz naturel, qui devrait se poursuivre jusque dans les années 2040. Le projet de règlement est l’un des éléments du plan de réduction des émissions du Canada. Les progrès réalisés dans le cadre de ce plan seront examinés dans des rapports d’étape produits en 2023, 2025 et 2027. Des objectifs et des plans supplémentaires seront élaborés pour les années 2035 à 2050.

Analyse comparative entre les sexes plus

À l’aide d’une analyse comparative entre les sexes plus (ACS Plus), le ministère a déterminé que, par rapport à l’ensemble de la population canadienne, le projet de règlement peut avoir des effets disproportionnés, tant positifs que négatifs, sur certains groupes démographiques. En outre, les effets du changement climatique auront des répercussions disproportionnées sur ces mêmes données démographiques qui peuvent également être influencées par des considérations régionales, telles que des tempêtes plus violentes pour les communautés côtières ou des sécheresses et des incendies de forêt plus graves dans les régions plus enclavées et centrales. Ces effets peuvent être ressentis différemment par les personnes appartenant à ces groupes démographiques, et en particulier par les personnes dont les identités sociales se croisent et se chevauchent.

Le projet de règlement accélérerait les progrès vers un secteur de production d’électricité carboneutre, un élément clé pour que le Canada atteigne une économie carboneutre d’ici 2050. En vertu de sa portée en tant qu’instrument réglementaire fédéral, le projet de règlement peut aider à réduire les émissions de gaz à effet de serre du Canada et contribuer à l’action climatique mondiale. Étant donné que certains groupes démographiques de Canadiens sont plus vulnérables aux effets néfastes du changement climatique que l’ensemble de la population canadienne, le ministère s’attend à ce que ces groupes démographiques vulnérables ressentent davantage les effets positifs de l’atténuation réussie du changement climatique mondial^{référence 34,}^{référence 35}. Par conséquent, alors que le projet de règlement serait bénéfique pour ces groupes démographiques, ils incluraient des mesures visant à prendre en compte l’impact des coûts sur ces mêmes groupes.

Le projet de règlement a été conçu avec plusieurs flexibilités de conformité, y compris une flexibilité d’émission/durée basée sur la masse et une disposition de fin de vie réglementaire. Ces assouplissements en matière de conformité finissent par réduire les effets du projet de règlement sur les coûts, par exemple en diminuant la valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service prématurée des actifs. Les provinces et les territoires sont responsables de l’approbation des modifications des tarifs d’électricité et les répercussions réelles du REP sur les tarifs dépendront des approches provinciales en matière de fixation des tarifs ainsi que de décisions d’investissement judicieuses et d’une bonne planification. Toutefois, les répercussions sur les tarifs ont plus de chance de se produire en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse et, dans une moindre mesure, au Nouveau-Brunswick, étant donné que leur plus grande dépendance à l’égard de la production de combustibles fossiles nécessiterait un renouvellement du capital plus important que dans les provinces qui disposent déjà d’une plus grande capacité non émettrice, telle que l’hydroélectricité. Le ministère a estimé les incidences sur les tarifs d’électricité par province (voir la section sur l’analyse des tarifs d’électricité), mais les incidences différentielles réelles du projet de règlement sur les tarifs d’électricité seraient influencées par les décisions provinciales sur la façon de respecter les normes réglementaires. De plus, le Ministère s’attend à ce qu’il y ait des impacts distributifs parmi certains groupes démographiques et communautés dans les provinces dépendantes des combustibles fossiles, en particulier pour ceux qui font face à l’intersectionnalité.

Même de faibles augmentations de tarifs pourraient avoir des répercussions disproportionnées sur les ménages à faible revenu, car ils consacrent une plus grande part de leur revenu à l’électricité et sont plus susceptibles d’être confrontés à la pauvreté énergétique. Par exemple, un document d’orientation commandé par l’Institut canadien du climat a révélé que, dans toutes les provinces, les dépenses d’électricité représentaient une charge plus importante pour les ménages à faible revenu, soit entre deux et dix pour cent de leur revenu. En revanche, les ménages à revenus plus élevés dépensaient entre zéro et deux pour cent de leurs revenus pour l’électricité^{référence 36}. Les provinces de l’Atlantique peuvent être particulièrement touchées, car elles présentent généralement les taux les plus élevés de pauvreté énergétique au Canada^{référence 37}. En outre, les ménages à faible revenu peuvent ne pas avoir la capacité d’acheter des technologies qui leur permettraient de bénéficier de l’électrification des utilisations finales (par exemple, les thermopompes ou les véhicules électriques). Le ministère collabore avec des universitaires spécialisés dans l’économie des réseaux électriques afin de comprendre les effets potentiels du projet de règlement sur l’abordabilité de l’électricité (p. ex. les tarifs d’électricité), les coûts totaux de l’électricité supportés par les ménages (en tenant compte d’une électrification accrue) et les changements dans les dépenses d’électricité en tant que part du revenu. Cependant, ces impacts potentiels devraient être compensés par la diminution des dépenses des ménages en combustibles fossiles, en raison de l’électrification du chauffage domestique et des transports^{référence 38}.

Le ministère a l’intention de prendre en compte les résultats de ce travail dans son raisonnement lorsqu’il poursuivra l’engagement et l’élaboration du projet de règlement. Comme le montre le budget 2023, le gouvernement du Canada poursuit une série de mesures complémentaires qui soutiennent une transition abordable et fiable vers l’électricité propre et l’électrification. L’étude susmentionnée sur l’accessibilité financière de l’électricité pourrait contribuer à l’élaboration de futures mesures complémentaires potentielles.

Les enfants, les jeunes et les générations futures risquent d’être confrontés à des répercussions de plus en plus graves du changement climatique si celui-ci progresse au cours de leur vie et, par conséquent, ils devraient bénéficier davantage que les générations adultes d’aujourd’hui des réductions d’émissions à long terme. Le projet de règlement soutient les avantages intergénérationnels en accélérant la mise en place d’une infrastructure d’électricité propre, en créant les fondations des réseaux électriques propres de l’avenir, qui seront un élément clé pour fournir des avantages climatiques à long terme aux générations futures grâce au potentiel de réduction des émissions de l’électrification. Bien que le projet de règlement et la transition vers l’énergie propre entraînent des répercussions financières sur les générations actuelles, les générations futures bénéficieront en général de ces investissements. En outre, un accès accru à l’énergie propre peut avoir des avantages socio-économiques à long terme pour les générations futures en attirant l’industrie et les entreprises qui cherchent de plus en plus à utiliser de l’électricité propre et à réduire les émissions opérationnelles.

La composition actuelle du marché du travail du secteur de l’électricité au Canada est davantage représentée par certains groupes. Par exemple, en 2019, les hommes occupaient 67 % des emplois dans le secteur de la production^{référence 39}, du transport et de la distribution d’électricité et représentaient 63 % de la main-d’œuvre dans le secteur des produits environnementaux et des technologies propres^{référence 40}. Les possibilités économiques offertes par la transition vers les énergies propres pourraient se traduire par une composition similaire du marché du travail. Toutefois, le Canada est plus susceptible de connaître une pénurie de travailleurs qualifiés que d’emplois durables dans le secteur de l’énergie propre^{référence 41} et il existe une opportunité d’inclure ceux qui sont actuellement sous-représentés dans l’industrie de la production, du transport et de la distribution d’électricité, tels que les femmes (33 %), les peuples autochtones (3 %) et les minorités visibles (12 %)^{référence 39}. Les personnes handicapées^{référence 42} et les personnes LGBTQ2+^{référence 43} sont également probablement sous-représentées dans le secteur de l’électricité, mais il existe peu de données publiques ventilées permettant de quantifier leur représentation. Le Plan (provisoire) pour des emplois durables, lancé en février 2023, est un mécanisme qui permet d’atténuer ces répercussions. Une partie intégrante du Plan pour des emplois durables consiste à s’assurer que les circonstances particulières des groupes marginalisés et sous-représentés sont prises en compte afin de garantir leur participation pleine et égale à l’économie.

Le projet de règlement accélérant la transition vers l’électricité propre, le Canada assistera à une augmentation des formes de production d’électricité peu ou non émettrices (comme les énergies renouvelables) et à une réduction des formes de production d’électricité émettrices (comme la production d’électricité au gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions). Au cours de cette transition, certains travailleurs qui travaillent dans le secteur de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles devront peut-être changer d’emploi. Pour certains d’entre eux, cela peut nécessiter d’acquérir de nouvelles compétences, d’adapter leur parcours professionnel et leur trajectoire, ou de déménager vers des lieux où existent de nouveaux emplois dans le domaine de l’électricité propre. Cette transition touchera principalement les hommes, car le secteur de l’énergie basée sur les combustibles fossiles est dominé par les hommes^{référence 39}. Les travailleurs plus âgés peuvent également être confrontés à des défis particuliers lors de la transition vers un nouvel emploi, tels que des problèmes de santé, l’absence d’aménagements sur le lieu de travail et l’âgisme^{référence 44}. En 2019, 21 % des travailleurs du secteur de la production, du transport et de la distribution d’électricité étaient âgés de 55 ans et plus et 46 % étaient âgés de 45 ans et plus^{référence 39}.

La production d’électricité à partir de combustibles fossiles continuera à jouer un rôle et nécessitera des travailleurs connaissant bien ces réseaux. En outre, ceux qui ont de l’expérience dans la production d’électricité à partir de combustibles fossiles peuvent posséder certaines compétences et connaissances transférables nécessaires pour travailler avec des formes de production d’électricité peu et non émettrices. Les étudiants, les jeunes travailleurs et les générations futures pourraient être mieux placés pour adapter leur parcours éducatif et leur carrière afin de tirer parti d’un secteur de l’énergie propre en pleine croissance. Même si certains travailleurs ne seront pas en mesure de faire la transition à partir d’emplois basés sur la production de combustibles fossiles, leur nombre devrait être faible, car le temps prévu entre la publication du projet de règlement et l’entrée en vigueur de la norme de rendement en 2035, ainsi que la mise à la retraite progressive de la production existante basée sur les combustibles fossiles, peuvent laisser le temps à la main-d’œuvre du secteur d’acquérir de nouvelles compétences et de profiter des opportunités d’emploi offertes par la transition vers l’énergie propre.

Les représentants autochtones ont souligné que l’abordabilité de l’énergie et l’accès continu à une énergie fiable sont des préoccupations pour les communautés autochtones et éloignées. Dans cette optique, les flexibilités de conformité du projet de règlement ont été conçues pour exempter efficacement la plupart des communautés autochtones et des communautés nordiques, rurales et éloignées qui ne sont pas connectées à un réseau électrique réglementé par la NERC, car elles n’ont souvent pas d’options abordables pour utiliser une production d’électricité non émettrice^{référence 45}. Dans le même temps, les représentants autochtones ont exprimé le souhait d’une plus grande inclusion des peuples autochtones dans la transition vers l’énergie propre afin de catalyser une transition vers l’abandon de la production d’électricité à partir du diesel et de promouvoir les opportunités économiques locales. Alors que le nombre de communautés autochtones aidant à fournir des options d’électricité propre au Canada continue d’augmenter, le gouvernement reconnaît la contribution substantielle que les communautés autochtones peuvent jouer dans la réalisation d’un réseau d’électricité carboneutre. Le gouvernement reconnaît également le rôle important que la transition vers l’électricité propre peut jouer dans la réconciliation économique. Le gouvernement du Canada continuera à s’engager auprès des partenaires autochtones et des parties intéressées pour faire connaître les programmes d’énergie propre et les possibilités de financement pour les communautés qui ne sont pas connectées à un réseau électrique réglementé par la NERC (c’est-à-dire les « communautés hors réseau »). Ces efforts soutiendront les engagements plus larges du gouvernement en faveur de la réconciliation et de relations renouvelées avec les peuples autochtones afin d’atteindre les objectifs inscrits dans la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones^{référence 46}.

Raison d’être

Le projet de règlement contribuerait de manière significative à l’engagement du Canada d’atteindre la carboneutralité à l’échelle de l’économie d’ici 2050. L’atteinte de la carboneutralité à l’échelle de l’économie nécessitera une électrification à grande échelle des secteurs et des utilisations finales qui dépendent actuellement des combustibles fossiles, comme le transport, le chauffage des locaux et de l’eau et l’activité industrielle. Il est généralement admis que le niveau d’électrification nécessaire pour atteindre l’objectif de 2050 exigerait au moins un doublement de l’approvisionnement en électricité du Canada d’ici à 2050. Dans le scénario de référence, dans lequel le projet de règlement ne se produit pas, les provinces et les territoires vont faire des investissements importants dans la production et la transmission d’électricité au cours des prochains 25 ans pour répondre à cette demande croissante d’électricité. Dans ce contexte, le ministère estime que des investissements de plus de 400 milliards^{référence 47} de dollars sont nécessaires dans le cadre du remplacement de routine des installations vieillissantes et de l’expansion de la production pour répondre à l’augmentation de la demande découlant de la croissance démographique et économique, du passage aux véhicules électriques, de l’adoption du chauffage électrique pour les bâtiments et de l’électrification des processus industriels tels que la production d’acier et d’aluminium.

Si aucune mesure réglementaire n’est prise, le Canada devrait connaître une augmentation des émissions provenant du secteur de l’électricité^{référence 48}. L’action réglementaire a été considérée comme la meilleure approche pour envoyer des signaux sans équivoque en faveur d’une transition de l’économie des combustibles fossiles vers des sources non émettrices.

Les mesures réglementaires nécessiteront des investissements proportionnels. Alors que ces investissements devraient entraîner une augmentation des tarifs d’électricité, la recherche suggère qu’ils soutiendront un changement dans l’utilisation de l’énergie qui réduira en fait les dépenses globales des ménages en matière d’énergie. Le rapport Clean Electricity, Affordable Energy (juin 2023) du Climate Change Institute conclut que les dépenses énergétiques moyennes des ménages diminueront de 12 % d’ici à 2050, à mesure que les gens abandonneront les combustibles fossiles au profit de technologies plus efficaces telles que les véhicules électriques et les pompes à chaleur.

Même si les dépenses énergétiques des ménages devraient diminuer, le gouvernement du Canada reconnaît également que l’électricité doit rester abordable. Alors que le coût supplémentaire pour s’assurer que l’augmentation de la production se fasse de manière à aboutir à un réseau carboneutre ne devrait ajouter qu’un faible pourcentage au coût global d’électricité, le gouvernement du Canada a engagé plus de 50 milliards de dollars pour aider à décarboniser le secteur. Ce financement pourrait couvrir plus de la moitié des coûts supplémentaires nécessaires pour garantir que cette transformation conduise à un réseau carboneutre, et il offre aux provinces la possibilité de réduire considérablement l’impact sur les tarifs, en particulier dans le Canada atlantique et les Prairies.

Avec l’ensemble des mesures fédérales complémentaires, le projet de règlement accélérerait l’évolution du Canada vers un secteur de l’électricité carboneutre. Bien que les provinces et les territoires soient responsables de la planification et de l’exploitation de leurs réseaux électriques, le gouvernement fédéral a compétence pour réglementer les émissions de GES en vertu de la LCPE. Par rapport au scénario de référence, le projet de règlement augmenterait les sources de production non émettrices et les sources émettrices avec dispositif de réduction des émissions et réduirait considérablement la production d’émissions sans dispositif de réduction des émissions d’ici 2035, et presque complètement d’ici 2050.

Alors que les systèmes existants et prévus de tarification du carbone mis en œuvre par les gouvernements provinciaux, territoriaux et fédéral pourraient réduire les émissions provenant de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, les résultats de la modélisation montrent que le projet de règlement est un moteur nécessaire qui garantirait que les émissions de GES du secteur n’augmentent pas indûment dans le cadre d’un scénario prévoyant une forte augmentation de la demande d’électricité.

L’approche du gouvernement du Canada en matière de lutte contre les changements climatiques est fondée sur le principe de la maximisation des améliorations de la performance environnementale tout en minimisant les répercussions économiques négatives. Le projet de règlement accorde au secteur de l’électricité des délais suffisants pour ajuster ses plans d’investissement afin de respecter les normes d’émissions de CO₂ proposées d’ici 2035.

Une analyse coûts-avantages sociétale a été réalisée pour le projet de règlement, qui a indiqué qu’il entraînerait une réduction nette d’environ 342 Mt CO₂e d’émissions de GES entre 2024 et 2050 dans le cadre d’un scénario central dans lequel la demande d’électricité augmente de 40 %. L’avantage supplémentaire lié à la réalisation de ces réductions est estimé à 102,5 milliards de dollars, tandis que le coût supplémentaire est estimé à 73,6 milliards de dollars au cours de la même période. Il en résulte un bénéfice net pour la société d’environ 28,9 milliards de dollars^{référence 49}.

Si les provinces et les services publics du Canada s’engageaient largement en faveur d’un réseau électrique carboneutre et profitaient pleinement du soutien financier du gouvernement fédéral, le programme d’électrification propre devrait être réalisé avec un coût supplémentaire minime pour les contribuables, tout en contribuant à réduire les coûts globaux de l’énergie pour les ménages et les entreprises.

Les principaux aspects du projet de règlement sont présentés à l’annexe 1 du présent document, ainsi que la justification de ces aspects.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Mise en œuvre

Une fois le projet de règlement publié dans la Partie II de la Gazette du Canada, le personnel du ministère dirigera l’élaboration et la mise en œuvre des activités de promotion de la conformité, selon les besoins. Il peut s’agir de publier des informations sur le Web, d’envoyer des courriels/lettres aux entités réglementées pour les informer de la publication, de répondre aux demandes d’information ou de clarification, d’envoyer des lettres de rappel (le cas échéant). Le projet de règlement entrera en vigueur à la date de sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, tandis que la norme de rendement entrera en vigueur à partir du 1^er janvier 2035.

En général, les secteurs touchés par le projet de règlement connaîtront les exigences réglementaires proposées en raison des efforts considérables de mobilisation déployés par le ministère en 2022, notamment de multiples webinaires (auxquels ont participé plus de 400 personnes, y compris des représentants d’associations industrielles et de secteurs industriels) et des documents diffusés par le ministère qui expliquent l’élaboration du projet de règlement, des réunions entre des fonctionnaires du ministère et des représentants de l’industrie et d’autres secteurs afin d’informer de l’évolution du projet de règlement, la demande par le ministère de commentaires écrits sur le cadre réglementaire proposé et l’analyse de ces commentaires par le personnel du ministère. Des activités d’engagement similaires sont prévues pour 2023.

Le ministère prévoit de publier le Règlement sur l’électricité propre dans la Partie II de la Gazette du Canada en 2024. La date d’entrée en vigueur proposée serait le 1^er janvier 2025. Les groupes dont la date de mise en service est antérieure au 1^er janvier 2025 et qui répondent aux critères d’applicabilité devront s’enregistrer auprès du ministère de l’Environnement d’ici la fin de l’année 2025 et les groupes mis en service le 1^er janvier 2025 ou après devront s’enregistrer dans les 60 jours suivant la mise en service. Après la publication, les groupes non au charbon mis en service avant le 1^er janvier 2025 devront atteindre une norme de rendement de 30 t/GWh à partir du 1^er janvier 2035 ou du 1^er janvier de l’année suivant la fin de la durée de vie réglementaire du groupe (20 ans après la mise en service), la date la plus tardive étant retenue. Les groupes au charbon devront atteindre cette norme de rendement à partir du 1^er janvier 2035, quelle que soit leur date de mise en service. Tous les groupes mis en service à partir du 1^er janvier 2025, quel que soit le combustible utilisé, devront respecter la norme de rendement de 30 t/GWh à partir du 1^er janvier 2035.

Conformité et application

Étant donné que le projet de règlement est pris en vertu de la LCPE, les agents chargés de l’application de la loi appliqueront, lorsqu’ils vérifieront la conformité au projet de règlement, la politique d’observation et d’application de la LCPE. Cette politique définit l’éventail des réponses possibles aux infractions présumées, y compris les avertissements, les directives, les ordres de conformité en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites pénales et les mesures de rechange en matière de protection de l’environnement (qui sont une alternative aux poursuites judiciaires après le dépôt d’une plainte pour une infraction à la LCPE). En outre, la politique explique quand le gouvernement du Canada aura recours à des poursuites civiles de la part de la Couronne pour le recouvrement des coûts.

Personnes-ressources

Karishma Boroowa
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Direction de l’énergie et des transports
Environnement et changement climatique Canada
Courriel : ECD-DEC@ec.gc.ca

Maria Klimas
Directrice par intérim
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Direction de l’analyse économique
Environnement et changement climatique Canada
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

Annexe 1 Résumé du projet de règlement
Application	Raison d’être
Le projet de règlement s’applique aux groupes de production d’électricité qui répondent aux trois critères suivants :
1. Utiliser n’importe quelle quantité de combustibles fossiles pour produire de l’électricité	La nécessité de lutter contre le changement climatique exige de limiter les émissions anthropiques de CO₂, et le projet de règlement devrait couvrir de la même manière toutes les sources potentielles d’émissions liées à la production d’électricité.
2. a une capacité égale ou supérieure à 25 MW	Évite les coûts associés aux groupes qui ne devraient pas être une source majeure d’émissions de GES au Canada, tout en offrant une certaine souplesse aux exploitants dans les endroits où l’infrastructure du réseau électrique n’est pas suffisante. En effet, les groupes de moins de 25 MW représentent actuellement environ 2 % des émissions du secteur de l’électricité au Canada. En outre, comme l’efficacité diminue avec la taille des MW, les groupes de moins de 25 MW sont trop inefficaces pour constituer une option viable en vue d’un déploiement à grande échelle de l’énergie de base.
3. sont connectés à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC	Évite les coûts associés aux groupes qui : produisent principalement ou uniquement pour leur propre usage, car ces groupes sont le plus souvent intégrés à de grands complexes industriels qui seraient mieux réglementés par des instruments adaptés à leur secteur industriel; sont situés dans des régions éloignées ou nordiques, car ces groupes ne devraient pas être une source majeure d’émissions de GES au Canada et les régions nordiques n’ont pas beaucoup d’options pour obtenir de l’électricité fiable à faible taux d’émissions ou sans émissions, fournie à des prix compétitifs.
Inscription	Raison d’être
Le projet de règlement exigera que tous les groupes qui répondent aux critères d’applicabilité s’enregistrent d’ici la fin de l’année 2025 ou, pour les groupes mis en service après le 1^er janvier 2025, dans les 60 jours suivant la mise en service.	Le projet de règlement exige que tous les groupes susceptibles de devoir se conformer à la norme de rendement s’enregistrent afin de démontrer qu’ils sont conscients de leurs obligations et de fournir au ministère les informations nécessaires pour mener des activités de promotion de la conformité et d’application avant que les normes de rendement ne s’appliquent.
Normes de rendement en matière d’émissions	Raison d’être
On entend par groupe un ensemble composé de tout équipement physiquement connecté et fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité, et qui a) doit comprendre au moins une chaudière ou un moteur à combustion; b) peut comprendre des brûleurs à conduit et d’autres dispositifs de combustion, des systèmes de récupération de la chaleur, des turbines à vapeur, des générateurs et des dispositifs de contrôle des émissions, y compris des systèmes de CSC capturant les émissions provenant de la production d’électricité.	Afin de maximiser les réductions d’émissions réalisables, le projet de règlement s’appliquerait à la production d’électricité au niveau le plus bas de la production, qui, dans le secteur de l’électricité, est défini comme " un groupe ". Cette approche est conforme à celle du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel.
Les groupes, autres que ceux brûlant du charbon, mis en service avant le 1^er janvier 2025 : La norme de rendement proposée (30 t/GWh) s’appliquera à partir du 1^er janvier 2035 ou 20 ans après la mise en service du groupe.	Une approche progressive donnerait aux groupes existants le temps d’élaborer une stratégie de mise en conformité et de construire l’infrastructure nécessaire ou d’y avoir accès. En offrant cette flexibilité, la fiabilité du réseau électrique sera plus facilement maintenue aux niveaux actuels. Cette valeur correspond à l’intensité des émissions de la production de gaz naturel avec un taux de captage et de stockage du carbone (CSC) de 95 %, ce qui, selon les experts et les fournisseurs de CSC, devrait être possible d’ici à 2035.
Groupe mis en service à partir du 1^er janvier 2025 : À partir du 1^er janvier 2035, la norme de rendement proposée s’appliquera.	Le fait d’accorder aux nouveaux groupes un délai de 10 ans pour se conformer au projet de règlement offre une certaine souplesse. Les exploitants disposeront de suffisamment de temps pour entreprendre la construction et obtenir les matériaux nécessaires à la mise en place d’une capacité de production suffisante pour maintenir la fiabilité aux niveaux actuels.
Groupe qui brûle du charbon ou qui a augmenté sa capacité de production d’électricité d’au moins 10 pour cent depuis son enregistrement en vertu du projet de règlement : À partir du 1^er janvier 2035, la norme de rendement proposée s’appliquera.	L’objectif principal de l’approche progressive est de faciliter la transition résultant de l’application de la norme de rendement. Les groupes visés par le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ont déjà bénéficié d’une telle approche progressive en vertu de ce règlement. Le fait de prévoir une deuxième période de transition fausserait les objectifs de réduction des émissions du projet de règlement.
Un groupe qui a cessé de brûler du charbon et qui a subi des " modifications majeures " : La norme de rendement proposée s’appliquerait à partir du 1^er janvier 2035 ou du 1^er janvier de l’année suivant la prolongation de sa durée de vie en vertu du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, selon la date la plus tardive. Pour plus d’informations sur la signification de " modification majeure ", voir le paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel.	Ces groupes considérablement modifiés sont inclus dans le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. Les règlements sont harmonisés afin d’assurer la fiabilité du réseau électrique. Les groupes ayant subi des modifications importantes n’ont aucune possibilité de fonctionner sans norme de rendement après 2039.
Seuls les groupes qui sont un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours d’une année civile donnée sont soumis à la norme de rendement pour cette année-là. Ceci s’applique aux groupes qui produisent de l’électricité destinée à un réseau électrique réglementé par la NERC et qui demandent de l’électricité à partir de ce réseau. Ainsi, la norme de rendement proposée ne s’appliquerait qu’aux groupes qui fournissent plus d’électricité à un réseau électrique réglementé par la NERC qu’ils n’en demandent.	Le projet de règlement impose des limites aux émissions de CO₂ associées à la production d’électricité. Le critère du solde exportateur de plus de zéro gigawattheure est inclus ici pour faire la distinction entre les installations qui sont connectées à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC en tant que consommateur et celles qui sont connectées à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC en tant que producteur. Le projet de règlement exige que le solde exportateur du groupe soit déterminé pour chaque année civile à partir de laquelle l’interdiction commencerait à s’appliquer à ce groupe. Un groupe ayant un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours d’une année civile devra se conformer à la norme de rendement au cours de cette année civile et au cours de toutes les années suivantes où il aura un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure. Ces groupes seront également soumis aux règles de quantification à partir de la première année ou celui-ci à un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure, lorsque l’interdiction commencera à s’appliquer à ce groupe.
Exceptions à l’obligation générale de respecter la norme de rendement de 30 t/GWh	Raison d’être
Flexibilité en matière de durée et d’émissions en fonction de la masse, limitant les groupes à faible utilisation et à faibles émissions à 450 heures par an et 150 kt par an. Cette exception peut être utilisée lorsque toutes les conditions applicables sont remplies au cours de l’année civile concernée. Si toutes les conditions liées à cette exception ne sont pas remplies au cours d’une année civile donnée, la norme de rendement de 30 t/GWh en moyenne annuelle doit être respectée cette année-là.	Permet aux groupes, qui sont encore capables de produire de l’électricité, de jouer un rôle de valeur ajoutée au réseau électrique en limitant les émissions. Pour les groupes qui ont besoin de cette flexibilité, les groupes utilisés pendant les périodes de forte demande ou lorsque les sources non émettrices ne sont pas disponibles. Ce faisant, la flexibilité réduit les coûts de mise en conformité et fournit des options pour l’alimentation de réserve, contribuant ainsi à éviter les problèmes de fiabilité et les pressions à la hausse sur l’accessibilité financière.
40 t/GWh disponibles jusqu’à la première des deux dates suivantes : sept ans après la mise en service d’un système de captage et de stockage du carbone (CSC) ou le 31 décembre 2039. Cette exception peut être utilisée lorsque toutes les conditions applicables sont remplies au cours de l’année civile concernée. Si toutes les conditions liées à cette exception ne sont pas remplies au cours d’une année civile donnée, la norme de rendement moyenne annuelle de 30 t/GWh doit être respectée au cours de cette année.	Permettre aux groupes qui ont déployé le CSC pour satisfaire à la norme de 30 t/GWh de disposer d’un temps limité pour ajuster le système de CSC et adapter son fonctionnement aux particularités du groupe. Permettre aux groupes qui pourraient ne pas être en mesure de respecter la norme de 30 t/GWh au cours de leurs sept premières années d’exploitation de fonctionner à la norme moins stricte de 40 t/GWh aide les exploitants de réseaux à fournir une électricité fiable. En outre, il est prévu qu’une adaptation soit nécessaire pour la première génération de CSC appliquée aux groupes électrogènes au gaz naturel. Le besoin de cette exception diminuera au fil du temps et ne devrait plus être nécessaire d’ici à 2040. En conséquence, la limitation de cette flexibilité va dans le sens des objectifs de réduction des émissions de projet de règlement.
Circonstances d’urgence Le projet de règlement contient une disposition qui autorise la production d’électricité émettrice afin d’éviter une menace pour l’approvisionnement en électricité ou de le rétablir.	Elle permet une plus grande fiabilité du réseau électrique, ce qui améliore la qualité de vie et la sécurité des Canadiens. En outre, cette flexibilité réduit les coûts, car elle pourrait permettre à des groupes qui ne seraient autrement pas disponibles en cas d’urgence d’apporter une valeur ajoutée dans les situations d’urgence.
Quantification	Raison d’être
La mesure de la quantité d’électricité produite au cours d’une année, utilisée pour déterminer la conformité avec les normes de rendement en matière d’intensité des émissions, doit être effectuée sur une base brute.	Cette approche est conforme à celle adoptée dans le cadre du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel et tient compte des difficultés de quantification pour les groupes réglementés dont les activités sont intégrées à celles de tiers qui ne sont pas couverts par le règlement.
En ce qui concerne la quantité d’hydrogène qu’un groupe utilise pour produire de l’électricité, le projet de règlement exigerait que les émissions associées à la production de ce carburant soient incluses dans la détermination de l’intensité des émissions du groupe.	Bien qu’il n’y ait pas d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de l’hydrogène, les émissions associées à sa production sont au moins égales aux émissions provenant de la combustion de combustibles fossiles dans un groupe de production d’électricité. Par conséquent, le projet de règlement exigerait que les émissions liées à la production d’hydrogène soient incluses dans la détermination de l’intensité des émissions du groupe.
En ce qui concerne la quantité de vapeur produite en dehors de l’installation d’un groupe et que celui-ci utilise pour produire de l’électricité, le projet de règlement exigerait que les émissions associées à cette production de vapeur soient incluses dans la détermination de l’intensité des émissions du groupe.	Les émissions associées à la production de vapeur sont au moins égales aux émissions provenant de la combustion directe de combustibles fossiles dans un groupe de production d’électricité. Par conséquent, le projet de règlement exigerait que les émissions liées à la production de vapeur soient incluses dans la détermination de l’intensité des émissions du groupe.
Rapports	Raison d’être
Le projet de règlement exigera que tous les groupes qui répondent aux critères d’applicabilité soumettent un rapport d’enregistrement comprenant des informations telles que : l’identification de la personne responsable L’emplacement et le nom du groupe; Schéma de procédé du groupe, y compris la date de mise en service de chaque chaudière ou moteur à combustion; la date de mise en service du groupe; la capacité de production d’électricité du groupe.	Cette mesure vise à fournir au ministère les informations nécessaires pour mener des activités de promotion de la conformité et de mise en œuvre avant l’application de la norme de rendement.
Le projet de règlement exigera que tous les groupes qui ont un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure soumettent un rapport annuel comprenant des informations telles que l’intensité des émissions du groupe : l’intensité des émissions; la production; les émissions; les heures d’exploitation	Le but est de fournir au ministère les informations nécessaires pour garantir la conformité sur une base annuelle une fois que la norme de rendement s’applique à ce groupe.
Le projet de règlement exigera que les groupes qui déclarent ne pas avoir un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure soumettent chaque année des informations concernant leur solde exportateur.	Étant donné que la norme de rendement se serait appliquée à ces groupes s’ils avaient un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure, le ministère exige que ces groupes soumettent des documents justificatifs montrant qu’il n’y a pas un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure. Tous les groupes doivent suivre leur solde exportateur, car la norme de rendement s’appliquera à partir de l’année applicable (à partir de 2035) pour ce groupe s’il y a solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours de cette année.
Le projet de règlement exigera que les groupes qui déclarent ne pas avoir un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure soumettent chaque année des informations concernant leur solde exportateur.	Étant donné que la norme de rendement se serait appliquée à ces groupes s’ils avaient un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure, le ministère exige que ces groupes soumettent des documents justificatifs montrant qu’il n’y a pas un solde exportateur de plus de zéro gigawattheure. Tous les groupes doivent suivre leur solde exportateur, car la norme de rendement s’appliquera à partir de l’année applicable (à partir de 2035) pour ce groupe s’il y a solde exportateur de plus de zéro gigawattheure au cours de cette année.

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, que la gouverneure en conseil, en vertu du paragraphe 93(1), de l’article 286.1^{référence c} et du paragraphe 330(3.2)^{référence d} de la même loi, se propose de prendre le Règlement sur l’électricité propre, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante-quinze 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 la même loi. Ceux qui présentent des observations sont fortement encouragés à le faire au moyen de l’outil en ligne disponible à cet effet sur le site Web de la Gazette du Canada. Ceux qui présentent leurs observations par tout autre moyen, ainsi que ceux qui présentent un avis d’opposition, sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication du présent avis, et d’envoyer le tout à Karishma Boroowa, directrice, Division de l’électricité et de la combustion, Direction de l’énergie et des transports, Direction générale de la protection de l’environnement, ministère de l’Environnement, 351, boul. Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (courriel : ECD-DEC@ec.gc.ca).

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

Ottawa, le 2023

La greffière adjointe du Conseil privé
Wendy Nixon

Règlement sur l’électricité propre

Objet

Objet

1 Le présent règlement établit un régime visant la réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO₂) provenant de la production d’électricité à partir de la combustion de combustibles fossiles.

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

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

API

L’American Petroleum Institute. (API)

ASTM

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

biomasse

Vise les plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou leurs produits dérivés, notamment le bois et les produits du bois, le charbon de bois, les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d’origine animale ou végétale. (biomass)

capacité de production d’électricité

À l’égard d’un groupe et d’une année civile :

a) soit la puissance maximale — la puissance nette maximale qui peut être maintenue en continu par le groupe, dans des conditions normales — la plus récente qui a été déclarée à l’autorité provinciale responsable ou à l’exploitant de réseau électrique dans la province où le groupe se trouve, exprimée en MW;
b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, la quantité maximale d’électricité destinée à la vente qui est produite de façon continue par ce groupe pendant deux heures au cours de l’année en cause, exprimée en MW. (electricity generation capacity)

charbon

Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole. (coal)

combustible fossile

Combustible autre que la biomasse. Y est assimilé l’hydrogène. (fossil fuel)

conditions normales

Conditions qui correspondent à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)

date de mise en service

Date à laquelle la plus vieille chaudière ou le plus vieux moteur à combustion du groupe commence à fonctionner. (commissioning date)

énergie thermique utile

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

exploitant

Personne ayant toute autorité sur un groupe. (operator)

groupe

Ensemble qui est constitué de tout équipement physiquement raccordé et fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité et qui répond aux conditions suivantes :

a) il comporte au moins une chaudière ou un moteur à combustion;
b) il peut comporter des brûleurs d’appoint et d’autres dispositifs de combustion, des systèmes de récupération de chaleur, des turbines à vapeur, des générateurs, des dispositifs de contrôle des émissions et des systèmes de captage et de stockage de carbone. (unit)

installation

Ensemble des groupes, bâtiments, autres structures et équipements fixes — y compris les équipements utilisés pour la production d’hydrogène et ceux utilisés pour la production de carburant à partir de la gazéification du charbon — sur un site unique, ou sur des sites contigus ou adjacents qui fonctionnent comme un site intégré unique, sur lequel une activité industrielle est exercée. (facility)

méthode de référence

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

méthode d’ECCC

Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, publié en 2021 par le ministère de l’Environnement. (GHGRP)

moteur à combustion

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

a) fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et brûle du combustible fossile en vue de la production d’une quantité nette de force motrice;
b) brûle du combustible fossile et qui utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique en travail mécanique. (combustion engine)

NERC

La North American Electric Reliability Corporation. (NERC)

personne responsable

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

solde exportateur

Pour une année civile donnée, quantité d’électricité exportée par un groupe vers un réseau électrique assujetti aux normes de la NERC, exprimée en GWh, moins la quantité d’électricité importée par un groupe d’un réseau électrique assujetti aux normes de la NERC, exprimée en GWh, quantifiée à l’aide de compteurs d’électricité qui sont conformes aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. (net exports)

système de gazéification du charbon

S’entend notamment d’un système de gazéification du charbon qui est en partie souterrain. (coal gasification system)

système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE

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

vérificateur

Personne physique qui, à la fois :

a) est indépendante de la personne responsable faisant l’objet de la vérification;
b) possède des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :
- (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
- (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité relatives à ces systèmes. (auditor)

Plus d’un propriétaire ou exploitant

(2) Pour l’application de la définition de installation, s’il y a plus d’un propriétaire ou exploitant en commun, les éléments visés à cette définition ne sont compris dans celle-ci que s’ils ont en commun un même propriétaire ou exploitant.

Captage et de stockage de carbone

(3) Les équipements qui sont raccordés uniquement par un système de captage et de stockage de carbone ne sont pas considérés comme étant raccordés physiquement pour l’application de la définition de groupe, au paragraphe (1). Le système de captage et de stockage de carbone est inclus dans la description de chacun des groupes auquel il est raccordé.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

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

Incorporation par renvoi

(5) Sauf indication contraire, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi au document avec ses modifications successives, à l’exception de la méthode d’ECCC.

Champ d’application

Groupes visés

3 Le présent règlement s’applique à tout groupe qui, le 1^er janvier 2025 ou après cette date, remplit les conditions suivantes :

a) il a une capacité de production d’électricité d’au moins vingt-cinq MW;
b) il produit de l’électricité à partir de combustibles fossiles;
c) il est connecté à un réseau électrique assujetti aux normes de la NERC.

Enregistrement

Rapport d’enregistrement

4 (1) La personne responsable d’un groupe transmet au ministre pour fins d’enregistrement un rapport d’enregistrement comportant les renseignements visés à l’annexe 1 dans l’un des délais suivants :

a) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est le 1^er janvier 2025 ou postérieure à cette date, le soixantième jour après la date de mise en service;
b) dans les autres cas, le 31 décembre 2025.

Modification

(2) Si un groupe subit une modification, notamment par l’ajout ou le retrait d’une pièce d’équipement ou par une modification dans la façon dont les équipements sont raccordés ensemble, qui a pour effet de créer un ou plusieurs nouveaux groupes, la personne responsable, selon le cas :

a) enregistre tout nouveau groupe en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements visés à l’annexe 1 au plus tard trente jours après la création du groupe;
b) transmet au ministre un avis de cessation définitive de production d’électricité conformément au paragraphe 24 (3) ou un avis de modification des renseignements conformément à l’article 25, selon le cas.

Numéro d’enregistrement

(3) Sur réception d’un rapport d’enregistrement, le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et informe la personne responsable de ce numéro.

Déclaration relative au solde exportateur

Déclaration

5 (1) La personne responsable peut transmettre au ministre une déclaration, datée et signée par elle ou son agent autorisé, portant que le solde exportateur du groupe sera égal ou inférieur à zéro GWh. La déclaration contient ce qui suit :

a) le numéro d’enregistrement du groupe attribué par le ministre en vertu du paragraphe 4(3);
b) une attestation que la déclaration est véridique et complète.

31 décembre

(2) La déclaration est transmise au ministre au plus tard le 31 décembre de l’année civile précédant celle de l’application de l’interdiction prévue au paragraphe 6(1) au groupe.

Exemptions

(3) La déclaration a pour effet d’exempter la personne responsable de l’application des articles 6 à 24.

Rapport abrégé

(4) La personne responsable d’un groupe à l’égard duquel une déclaration a été transmise au ministre transmet à celui-ci un rapport abrégé contenant les renseignements visés aux articles 1 et 2 de l’annexe 2 et les données sur le solde exportateur du groupe pour l’année civile au plus tard le 1^er juin qui suit l’année civile faisant l’objet du rapport.

Fin des exemptions

(5) Sous réserve du paragraphe (6), les exemptions visées au paragraphe (3) deviennent inapplicables au groupe si le solde exportateur du groupe est supérieur à zéro GWh au cours de toute année civile.

Exemption en cas d’urgence

(6) Si le solde exportateur du groupe est supérieures à zéro GWh au cours d’une année civile en raison de la quantité d’électricité qu’il exporte au cours d’une période visée par une exemption accordée par le ministre en application de l’article 19 ou prolongée par celui-ci en application de l’article 20, les exemptions visées au paragraphe (3) continuent à s’appliquer.

Interdiction

Interdiction

6 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe dont le solde exportateur est supérieur à zéro GWh au cours d’une année civile de rejeter du CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe dont l’intensité d’émission est supérieure à 30 tonnes d’émissions de CO₂/GWh d’électricité produite en moyenne au cours de cette année civile, celle-ci étant déterminée conformément aux articles 7 à 18 selon le cas.

Exception — captage et stockage de carbone

(2) Malgré le paragraphe (1), la personne responsable d’un groupe dont le solde exportateur est supérieur a zéro GWh au cours d’une année civile donnée peut, au plus tard le 31 décembre 2039, rejeter du CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe dont l’intensité d’émission est inférieure ou égale à 40 tonnes d’émissions de CO₂/GWh d’électricité produite, intensité déterminée aux termes des articles 7 à 18, selon le cas, si :

a) le groupe comprend un système de captage et de stockage de carbone qui a commencé à fonctionner il y a au plus sept ans;
b) la personne responsable transmet, avec le rapport annuel, les documents établissant que le groupe a fonctionné, au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport annuel, à une intensité inférieure ou égale à 30 tonnes d’émissions de CO₂/GWh pendant deux périodes d’au moins douze heures consécutives, ces périodes étant séparées d’au moins quatre mois.

Exception — heures

(3) Malgré le paragraphe (1), la personne responsable d’un groupe qui n’a pas brûlé de charbon au cours de l’année civile et qui a solde exportateur supérieur à zéro GWh peut rejeter une quantité maximale de 150 kilotonnes de CO₂, celle-ci étant déterminée conformément à l’article 8, si le groupe fonctionne pendant au plus 450 heures au cours de cette année civile, compte non tenu des émissions produites et du nombre d’heures de fonctionnement du groupe au cours de toute période visée par une exemption accordée par le ministre en application de l’article 19 ou prolongée par celui-ci en application de l’article 20 .

Début de l’interdiction

(4) La personne responsable est tenue de respecter la limite d’intensité d’émission prévue au paragraphe (1) à compter :

a) du 1^er janvier 2035 dans le cas d’un groupe qui est dans l’une ou l’autre des situations suivantes :
- (i) il est mis en service le 1^er janvier 2025 ou après cette date,
- (ii) il a augmenté sa capacité de production d’électricité de 10 % ou plus depuis la date d’envoi du rapport d’enregistrement,
- (iii) il brûle du charbon;
b) dans le cas d’un groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, la plus tardive des dates suivantes :
- (i) le 1^er janvier de l’année à partir de laquelle l’interdiction prévue au paragraphe 4(2) du même règlement s’applique au groupe, celle-ci étant déterminée aux termes de ce paragraphe,
- (ii) le 1^er janvier 2035;
c) dans les autres cas, du 1^er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle la vie réglementaire du groupe prend fin.

Définition — vie réglementaire

(5) Pour l’application de l’alinéa (4)c), vie réglementaire s’entend de la période commençant à la date de mise en service du groupe et se terminant à la plus tardive des dates suivantes :

a) le 31 décembre de l’année civile qui tombe vingt ans après la date de mise en service;
b) le 31 décembre 2034.

Quantification

Intensité des émissions

Intensité des émissions

7 (1) L’intensité des émissions d’un groupe est déterminée conformément à la formule suivante :

E ÷ G: où :
E: représente la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, attribuée à un groupe au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 8;
G: la quantité d’électricité, exprimée en GWh, produite par le groupe au cours de l’année civile, déterminée conformément au paragraphe 18(1).

Valeur négative

(2) Il est entendu que si le résultat de la détermination de la variable E dans la formule prévue au paragraphe (1) en application de l’article 8 est une valeur négative, elle est alors zéro.

Quantité d’émissions de CO₂

Méthodes de quantification

Quantification des émissions

8 (1) La quantité d’émissions de CO₂ attribuée à un groupe au cours de l’année civile est déterminée conformément à la formule suivante :

E_g − E_th − E_csc + E_ext − E_su: où :
E_g: représente la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe, au cours de l’année civile, et déterminée conformément au paragraphe (3) et, selon le cas, à l’article 9, 10 ou 13;
E_th: la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe, au cours de l’année civile, et déterminée en application de l’article 15;
E_csc: la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, captée à partir du groupe, au cours de l’année civile, et déterminée conformément à l’article 16;
E_ext: la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la production d’hydrogène ou de vapeur qui est utilisé par le groupe pour produire de l’électricité, au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 17;
E_su: la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, émise par le groupe au cours d’une période, pendant l’année civile, visée par une exemption accordée par le ministre en application de l’article 19 ou prolongée par celui-ci en application de l’article 20, et déterminée conformément au paragraphe (2).

Calcul de la variable E_su

(2) La variable E_su représente la différence entre la somme des variables E_g et E_ext et la somme des variables E_th et E_csc calculée conformément aux articles 9, 10, 13, 15 à 17 et 19, selon le cas, calcul dans lequel l’année civile est remplacée par la période au cours de celle-ci qui est visée par une exemption accordée par le ministre en application de l’article 19 ou prolongée par celui-ci en application de l’article 20.

Méthodes de quantification pour E_g

(3) La quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles attribuée à un groupe au cours d’une année civile (E_g) est déterminée, selon le cas :

a) conformément à l’article 9 si le groupe a brûlé du combustible provenant d’un système de gazéification de charbon au cours de l’année civile;
b) conformément à l’article 10 si le groupe a brûlé à la fois de la biomasse et du combustible provenant d’un système de gazéification de charbon au cours de l’année civile;
c) conformément à l’article 13 si le groupe a brûlé de la biomasse et n’a pas brûlé de combustible provenant d’un système de gazéification de charbon au cours de l’année civile;
d) soit conformément aux articles 9 ou 13 dans tout autre cas.

Captage et de stockage de carbone

(4) Seule peut être comptabilisée sous la variable E_csc visée aux paragraphes (1) et (2) la quantité de CO₂ stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères suivants :

a) le CO₂ est injecté dans un site de stockage géologique :
- (i) soit dans le seul but de le stocker dans un aquifère salin profond,
- (ii) soit dans le but de permettre la récupération assistée d’hydrocarbures dans un gisement de pétrole épuisé;
b) le CO₂ stocké aux fins du projet est capté, transporté et stocké conformément aux lois fédérales ou provinciales applicables ou aux lois applicables des États-Unis ou de l’un de ses États.

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Mesure à l’aide d’un SMECE

9 Sous réserve de l’article 11, pour l’application de l’alinéa 8(3)a), la quantité d’émissions de CO₂ est mesurée à l’aide d’un SMECE et calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la méthode de référence. Il en est de même pour l’application de l’alinéa 8(3)d) lorsque la personne responsable choisit de mesurer la quantité d’émissions conformément au présent article.

Groupe brûlant de la biomasse

10 (1) Sous réserve de l’article 11, pour l’application de l’alinéa 8(3)b), la quantité d’émissions de CO₂ d’un groupe est mesurée à l’aide d’un SMECE et calculée conformément à la formule suivante :

E_comb × (V_cf ÷ V_t) − E_s

où :

E_comb

représente la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, par le groupe au cours de l’année civile, provenant de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse, mesurée par le SMECE et calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la méthode de référence;

V_cf

le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m³, mesuré dans des conditions normales et déterminé conformément à la formule suivante :

où :

i

représente le i^e type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile , où « i » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre de ces combustibles,

Q_i

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

a) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable V_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)a), cette quantité étant exprimée en m³ et mesurée dans des conditions normales,
b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable V_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) pour les combustibles solides, de la même façon que la variable M_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes,

F_c,i

le facteur de carbone propre à chaque combustible fossile de type « i », celui-ci étant le facteur prévu à l’annexe A de la méthode de référence ou, à défaut, celui qui est déterminé conformément à cette annexe, corrigé pour être exprimé en m³ de CO₂/GJ mesuré dans des conditions normales,

HHV_i

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « i », celui-ci étant déterminé conformément au paragraphe (2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 pour le type de combustible visé à la colonne 1;

V_t

le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse par le groupe au cours de l’année civile, déterminé conformément à la formule suivante :

: où :
t: représente la t^e heure, où « t » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre total d’heures durant lesquelles le groupe a produit de l’électricité au cours de l’année civile,
CO_2h,t: la concentration moyenne d’émissions de CO₂ par rapport à la totalité des gaz de cheminée provenant de la combustion de combustibles par le groupe pour chaque heure « t » de production d’électricité au cours de l’année civile — ou, le cas échéant, le résultat du calcul effectué conformément à l’article 7.4 de la méthode de référence à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O₂) dans ces gaz de cheminée —, exprimée en pourcentage de CO₂ sur une base humide,
Q_h,t: le débit volumétrique moyen durant l’heure en cause, exprimé en m³ et mesuré dans des conditions normales sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée;

E_s

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

S × R × (44 ÷ MM_s): où :
S: représente la quantité de sorbant — notamment le carbonate de calcium (CaCO₃) —, exprimée en tonnes,
R: le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO₂ attribuable à une mole de sorbant, lequel est 1 si le sorbant est du CaCO₃,
MM_s: la masse moléculaire du sorbant, laquelle est 100 si le sorbant est du CaCO₃.

Pouvoir calorifique supérieur

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

a) dans le cas des combustibles gazeux :
- (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes ci-après applicable au combustible en cause :
  - (A) la norme ASTM D1826-94(2017) intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter,
  - (B) la norme ASTM D3588-98(2017) intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels,
  - (C) la norme ASTM D4891-13 intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas and Flare Gases Range by Stoichiometric Combustion,
  - (D) la norme 2172-14 de la Gas Processors Association intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer,
  - (E) la norme 2261-13 de la Gas Processors Association intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe, mais s’il ne détermine que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur;
b) dans le cas des combustibles liquides :
- (i) s’agissant d’huiles et de dérivés de déchets, conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
  - (A) la norme ASTM D240-17 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter,
  - (B) la norme ASTM D4809-13 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method),
- (ii) s’agissant d’autres combustibles liquides, conformément à la norme ASTM applicable au type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale.

Plusieurs SMECE par groupe

11 (1) Pour l’application des articles 9 et 10, la quantité totale d’émissions de CO₂ par tout groupe doté de plusieurs SMECE est égale à la somme des quantités d’émissions de CO₂ mesurées pour chaque SMECE.

Plusieurs groupes utilisant une cheminée commune

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

où :

Q_g,j

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

a) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable V_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)a), cette quantité étant exprimée en m³ et mesurée dans des conditions normales,
b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable V_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) pour les combustibles solides, de la même façon que la variable M_c dans la formule prévue à l’alinéa 14(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes;

HHV_g,j

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « j » brûlé par le groupe « g », celui-ci étant déterminé conformément au paragraphe 10(2) ou mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 pour le type de combustible visé à la colonne 1;

j

le j^e type de combustible brûlé au cours de l’année civile par le groupe, où « j » est un chiffre de 1 à y, « y » étant le nombre de types de combustible;

Q_i,j

la quantité de combustible du type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile, déterminée pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides, respectivement, de la manière prévue pour la variable Q_g,j;

HHV_i,j

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « j » brûlé par chaque groupe « i », celui-ci étant déterminé conformément au paragraphe 10(2) ou mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 pour le type de combustible visé à la colonne 1;

i

le i^e groupe, où « i » est un chiffre de 1 à x, « x » étant le nombre de groupes qui utilisent la cheminée commune;

E

la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de tous les combustibles par tous les groupes qui utilisent la cheminée commune au cours de l’année civile, mesurée par un SMECE installé à la cheminée commune et calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la méthode de référence.

Utilisation d’un SMECE

12 (1) La personne responsable qui utilise un SMECE pour mesurer les émissions de CO₂ veille à ce que les exigences prévues dans la méthode de référence soient suivies.

Homologation du SMECE

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

Rapport du vérificateur

(3) Pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable a utilisé un SMECE, elle obtient un rapport comportant les renseignements requis à l’annexe 4, signé par le vérificateur, et le transmet au ministre avec le rapport annuel prévu au paragraphe 24(1).

Quantification fondée sur le combustible brûlé

Quantification

13 La quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe, au cours d’une année civile, est calculée conformément à la formule suivante :

: où :
i: représente le i^e type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, où « i » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre de types de combustible fossile brûlé;
E_i: la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustibles fossiles de type « i » par le groupe au cours de l’année civile et qui est calculée selon le type de combustible conformément à l’article 14;
E_s: la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, qui provient du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile et qui est calculée conformément à la formule suivante :

S × R × (44 ÷ MM_s): où :
S: représente la quantité de sorbant — tel que le carbonate de calcium (CaCO₃) —, exprimée en tonnes,
R: le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO₂ attribuable à une mole de sorbant, lequel est de 1 si le sorbant est du CaCO₃,
MM_s: la masse moléculaire du sorbant, laquelle est de 100 si le sorbant est du CaCO₃.

Contenu en carbone mesuré

14 (1) La quantité d’émissions de CO₂ qui est attribuable à la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours d’une année civile est calculée conformément à celle des formules ci-après qui s’applique :

a) dans le cas de combustibles gazeux :

V_c × CC_M × (MM_M ÷ MV_fc) × 3,664 × 0,001

où :

V_c

représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m³ et mesuré dans des conditions normales et déterminé à l’aide de débitmètres,

CC_M

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

MM_M

la masse moléculaire moyenne du combustible, exprimée en kg par kg-mole de combustible, déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 21,

MV_fc

le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m³, mesuré dans des conditions normales, par kg-mole de combustible mesuré dans des conditions normales;
b) dans le cas de combustibles liquides :

V_c × CC_M × 3,664

où :

V_c

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

CC_M

la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible et calculée conformément au paragraphe (2) à la même température que celle choisie pour déterminer la variable V_c;
c) dans le cas de combustibles solides :

M_c × CC_M × 3,664

où :

M_c

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

CC_M

la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible et calculée conformément au paragraphe (2) sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer la variable M_c.

Moyenne pondérée

(2) La moyenne pondérée « CC_M » visée aux alinéas (1)a) à c) est calculée conformément à la formule suivante :

où :

CC_i

représente le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la i^e période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, dans la même unité de mesure que celle prévue pour la variable CC_M, qui soit est fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible, ou sinon, qui est établi par la personne responsable de la façon suivante :

a) dans le cas des combustibles gazeux :
- (i) soit conformément à l’une des normes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
  - (A) la norme ASTM D1945-14 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,
  - (B) la norme ASTM UOP539-12 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography,
  - (C) la norme ASTM D7833-14 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
  - (D) le document intitulé API Technical Report 2572, Carbon Content, Sampling, and Calculation, 1^re édition, publié en mai 2013,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe,
b) dans le cas des combustibles liquides, conformément à l’une des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
- (i) le document intitulé API Technical Report 2572, Carbon Content, Sampling, and Calculation, 1^re édition, publié en mai 2013,
- (ii) la norme ASTM D5291-16 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants,
- (iii) la norme ASTM applicable au type de combustible,
- (iv) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale,
c) dans le cas des combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer la variable CC_M et :
- (i) s’agissant de combustibles solides dérivés de déchets, conformément à la norme ASTM E777-08 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel,
- (ii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à la norme ou méthode ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
  - (A) la norme ASTM applicable au type de combustible,
  - (B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;

i

la i^e période d’échantillonnage visée à l’article 21 où « i » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre de ces périodes d’échantillonnage;

Q_i

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

a) exprimé en m³ et mesuré dans des conditions normales, pour les combustibles gazeux,
b) exprimé en kL, pour les combustibles liquides,
c) exprimé en tonnes, pour les combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer la variable CC_M.

Énergie thermique utile

Émissions — énergie thermique utile (E_th)

15 La quantité des émissions de CO₂ par un groupe qui est attribuable à la production d’énergie thermique utile est déterminée conformément à la formule suivante :

H_pnette × b_EI

où :

H_pnette

représente la quantité d’énergie thermique utile nette, exprimée en GJ, déterminée conformément à la formule suivante :

: où :
t: représente la te heure, où « t » est un chiffre de 1 à x, « x » étant le nombre total d’heures au cours desquelles le groupe a produit de l’énergie thermique utile au cours de l’année civile,
i: le i^e flux calorifique sortant du groupe, où « i » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre total de flux calorifiques sortants,
h_{sort_i}: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce ie flux calorifique,
M_{sort_i}: le débit massique au cours de la période « t » du i^e flux calorifique sortant du groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,
j: le j^e flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, où « j » est un chiffre de 1 à m, « m » étant le nombre total de flux calorifiques entrants,
h_{intr_j}: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce je flux calorifique,
M_{intr_j}: le débit massique au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,
b_EI: l’intensité des émissions d’une chaudière de référence, fixée à 0,0556 tonne CO₂/GJ.

Captage et de stockage de carbone

Émissions captées et stockées (E_csc)

16 La quantité des émissions de CO₂ qui est captée d’un groupe et stockée dans le cadre d’un projet de stockage au cours d’une année civile est déterminée conformément à la formule suivante :

E_g × (E_cap ÷ E_in): où :
E_g: représente la valeur de la variable E_g visée au paragraphe 8(1);
E_cap: la quantité d’émissions de CO₂ qui est la portion de E_in qui est captée et subséquemment stockée, au cours de l’année civile, par un projet de stockage qui respecte les critères prévus au paragraphe 8(4), exprimée en tonnes et déterminée à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO₂;
E_in: la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, entrant dans le système de captage et de stockage de carbone, au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un SMECE, conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la méthode de référence, situé en amont du système de captage et de stockage de carbone et mesurant toutes les émissions entrant dans ce système .

Hydrogène et vapeur

Quantification des émissions (E_ext)

17 (1) La quantité des émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène ou de vapeur utilisé par le groupe pour produire de l’électricité est déterminée conformément à la formule suivante :

: où :
E_k: représente la quantité totale des émissions annuelles de CO₂ provenant de la production annuelle totale d’hydrogène ou de la production annuelle totale de vapeur, exprimée en tonnes, au cours d’une année civile;
P_k: la production annuelle totale d’hydrogène, exprimée en m³ et mesurée dans des conditions normales, ou de vapeur, exprimée en GJ, au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu;
Q_k: la quantité d’hydrogène, exprimée en m³ et mesurée dans des conditions normales, ou de vapeur achetée ou transférée, exprimée en GJ, utilisée par le groupe pour produire de l’électricité, au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu;
k: le k^e flux d’hydrogène ou de vapeur, où « k » est un nombre de 1 à n, « n » étant le nombre de flux d’hydrogène ou de vapeur utilisés par le groupe, au cours de l’année civile.

Quantification des variables E_k et P_k

(2) La personne responsable obtient, dans la mesure du possible, les valeurs E_k et de P_k du fournisseur d’hydrogène ou de vapeur, lesquelles sont quantifiées conformément à la section 10 de la méthode d’ECCC en ce qui concerne l’hydrogène et conformément à la section 7 de la méthode d’ECCC en ce qui concerne la production d’électricité et de chaleur.

Variable R_CO2

(3) Pour l’application du paragraphe (2), la description de la variable R_CO2 dans l’équation 10–2 de la méthode d’ECCC s’entend de « CO₂ capté et stocké dans un projet de stockage qui remplit les critères énumérés aux alinéas 8(4)a) et b) du présent règlement ».

Valeur par défaut

(4) Malgré le paragraphe (2), la personne responsable remplace le ratio E_k ÷ P_k dans la formule prévue au paragraphe (1) par la valeur par défaut 0,08 tonne CO₂/GJ pour l’hydrogène et pour la vapeur si :

a) d’une part, la production d’hydrogène n’a pas lieu dans l’installation où se trouve le groupe ou la vapeur est achetée ou transférée à l’installation où se trouve le groupe;
b) d’autre part, la personne responsable n’est pas en mesure d’obtenir les renseignements requis pour déterminer les variables E_k et P_k auprès du fournisseur d’hydrogène ou de vapeur.

Quantité d’électricité

Quantité d’électricité

18 (1) La quantité d’électricité produite par un groupe est calculée conformément à la formule suivante :

G_brute − G_su: où :
G_brute: représente la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours de l’année civile, exprimée en GWh et mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe à l’aide d’un compteur à l’égard duquel l’approbation visée au paragraphe 9(4) de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz a été délivrée;
G_su: la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours de toute période pendant l’année civile qui est visée par une exemption accordée par le ministre en application de l’article 19 ou prolongée par celui-ci en application de l’article 20, exprimée en GWh et mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe à l’aide d’un compteur à l’égard duquel l’approbation visée au paragraphe 9(4) de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz a été délivrée.

Normes relatives aux compteurs

(2) Les compteurs visés au paragraphe (1) sont installés et utilisés de manière à ce que soient respectées les normes les plus récentes relatives à la conception, à la composition, à la construction et au fonctionnement auxquelles un compteur ou une catégorie, un type ou un modèle de compteur doit se conformer aux termes du paragraphe 12(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, publiées sur le site Internet de Mesures Canada à titre de norme en matière d’électricité.

Situations d’urgence

Demande d’exemption

19 (1) La personne responsable peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présenter au ministre une demande d’exemption de l’application des paragraphes 6(1) à (3) à l’égard d’un groupe si, en raison de la situation d’urgence, l’exploitant du réseau électrique de la province où le groupe est situé ou un responsable de cette province chargé d’assurer et de surveiller l’approvisionnement en électricité lui ordonne de produire de l’électricité afin de prévenir un danger pour l’approvisionnement en électricité ou de rétablir cet approvisionnement.

Définition de situation d’urgence

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

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

Délai et contenu de la demande

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

Décision du ministre

(4) Le ministre fait droit à la demande d’exemption dans les trente jours suivant la date de réception de la demande s’il est convaincu que les conditions visées au paragraphe (1) sont réunies.

Durée de l’exemption

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

a) la date à laquelle tombe le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date;
b) la date fixée par le ministre;
c) la date à laquelle la circonstance visée à l’alinéa (2)a) cesse d’entraîner une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité dans la province où le groupe est situé;
d) la date à laquelle la mesure visée à l’alinéa (2)b) cesse de s’appliquer.

Demande de prolongation de l’exemption

20 (1) Si les conditions prévues au paragraphe 19(1) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre du paragraphe 19(4), la personne responsable peut, tant que l’exemption est valide, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci.

Contenu de la demande

(2) La demande de prolongation comporte :

a) le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a attribué le ministre;
b) la date du début de la situation d’urgence;
c) les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues au paragraphe 19(1) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée.

Décision du ministre

(3) Le ministre fait droit à la demande de prolongation dans les quinze jours suivant la date de réception de la demande s’il est convaincu que la condition prévue à l’alinéa (2)c) a été établie.

Durée de la prolongation

(4) La prolongation est valide jusqu’à la première des dates ci-après à survenir :

a) la date tombant le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la demande de prolongation a été présentée;
b) la date fixée par le ministre;
c) la date visée à l’alinéa 19(5)c).

Échantillonnage et données manquantes

Échantillonnage

21 (1) La valeur des variables des formules visées à l’article 14 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.

Contenu en carbone fourni par le fournisseur

(2) Si le fournisseur du combustible lui a fourni le contenu en carbone du combustible et que ce contenu en carbone a été déterminé conformément au paragraphe 14(2) en utilisant la période d’échantillonnage et la fréquence d’échantillonnage minimale applicables précisées au paragraphe (3), la personne responsable peut utiliser cette information au lieu de prélever des échantillons conformément à ce paragraphe.

Fréquence

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

a) s’agissant de gaz naturel, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque année au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, deux échantillons prélevés au cours de cette année, à au moins quatre mois d’intervalle, selon la norme applicable suivante :
- (i) la norme ASTM D4057-12 intitulée Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (ii) la norme ASTM D4177-16e1 intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (iii) la norme ASTM D5287-08(2015) intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Gaseous Fuels,
- (iv) la norme ASTM F307-13 intitulée Standard Practice for Sampling Pressurized Gas For Gas Analysis;
b) s’agissant de gaz de raffinerie, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque journée au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de gaz de raffinerie par journée, prélevé au moins six heures après l’échantillon précédant, conformément à l’une des normes applicables visées à l’alinéa a);
c) s’agissant d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz de raffinerie ou du gaz naturel, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque mois au cours duquel le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de combustible par mois, prélevé à au moins deux semaines d’intervalle, conformément à l’une des normes visées à l’alinéa a);
d) s’agissant d’un combustible solide, un échantillon composite par mois établi à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion prélevés chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile et qui commence au cours du mois, après tout traitement du combustible, mais avant que celui-ci ne soit mélangé à d’autres combustibles, et à au moins soixante-douze heures d’intervalle.

Échantillons additionnels

(4) Malgré le paragraphe (3), si le nombre d’échantillons ou d’échantillons composites, selon le cas, prélevés dépasse le nombre minimal requis et qu’une détermination du contenu en carbone de ceux-ci est faite conformément à la formule prévue au paragraphe 14(2) pour déterminer la valeur de la variable CC_i pour le type de combustible en cause, la personne responsable tient compte des résultats de cette détermination pour déterminer la valeur de la variable CC_m prévue au paragraphe 14(2).

Données manquantes

22 (1) Si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque, pour une période donnée d’une année civile, des données pour déterminer une variable des formules prévues au présent règlement, des données de remplacement, établies pour cette période, sont utilisées à cette fin.

Variable déterminée à l’aide d’un SMECE

(2) Si un SMECE est utilisé pour déterminer une variable des formules prévues aux articles 9 à 11 et qu’il manque une donnée pour une période donnée, la donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.5.2 de la méthode de référence.

Variable non déterminée à l’aide d’un SMECE

(3) Si des données, autres que celles visées au paragraphe (2), requises pour déterminer la valeur d’une variable d’une formule prévu au présent règlement sont manquantes pour une période donnée, la donnée de remplacement est la moyenne des données disponibles pour cette variable pour la période équivalente précédant la période en cause et, si les données sont disponibles, pour la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cette variable pour la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour la variable pour la période équivalente qui suit cette période.

Données de remplacement — durée maximale

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

Exactitude des données

Instruments de mesure — mise en place, entretien et étalonnage

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

Fréquence de l’étalonnage

(2) La personne responsable étalonne chacun des instruments de mesure à l’une ou l’autre des fréquences suivantes :

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

Exactitude des mesures

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

Rapports

Rapports annuels

24 (1) Sous réserve du paragraphe (3), la personne responsable est tenue, à compter de la première année au cours de laquelle l’article 6 s’applique à elle, de transmettre au ministre un rapport annuel à l’égard du groupe comportant les renseignements énumérés à l’annexe 2 à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle le groupe remplit les conditions prévues à l’article 3 du présent règlement.

1^er juin

(2) La personne responsable transmet le rapport annuel au plus tard le 1er juin de l’année civile qui suit l’année civile faisant l’objet du rapport.

Cessation définitive

(3) Si le groupe cesse définitivement de produire de l’électricité au cours de l’année civile, la personne responsable transmet au ministre un avis écrit contenant les renseignements visés à l’annexe 5 au plus tard soixante jours après la date à laquelle le groupe cesse sa production. Il n’est pas nécessaire de transmettre un rapport annuel à l’égard des années civiles suivant celle au cours de laquelle le groupe cesse sa production.

Modification aux renseignements

25 La personne responsable avise par écrit le ministre de toute modification apportée aux renseignements qui lui ont été fournis dans le rapport d’enregistrement et lui fournit les renseignements corrigés dans les soixante jours suivant le jour de la modification.

Correction d’erreur

26 La personne responsable, sans délai, avise par écrit le ministre de toute erreur dans les renseignements fournis dans un rapport transmis en application du présent règlement et lui fournit les renseignements corrigés.

Transmission et signature électroniques

27 (1) Les rapports et avis requis par le présent règlement et les demandes faites aux termes de celui-ci sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de la personne responsable ou son agent autorisé.

Rapports, avis et demandes sur support papier

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

Dossier

Contenu du dossier

28 (1) La personne responsable constitue un dossier contenant les renseignements et documents suivants :

a) tout avis, attestation, déclaration, demande, rapport ou renseignement transmis au ministre en application du présent règlement, y compris les documents à l’appui;
b) le relevé des mesures et la description des calculs effectués pour déterminer la valeur d’une variable des formules visées aux articles 7, 8, 10, 11 et 13 à 18, selon le cas, ainsi que la mention des normes ou des méthodes utilisées pour déterminer la valeur des variables de ces formules et les documents à l’appui;
c) la mention des normes ou des méthodes visées dans la description de la variable CC_i au paragraphe 14(2) pour un échantillon gazeux qui ont été utilisées et l’indication qu’un instrument de mesure directe a été utilisé à cette fin;
d) les renseignements établissant que les compteurs électriques visés à l’article 18 répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, y compris celle relative au certificat prévue à l’article 14 de cette loi;
e) les instructions du fabricant relatives à tout instrument de mesure utilisé pour déterminer toute valeur ou quantité aux termes du présent règlement;
f) les renseignements établissant que les exigences prévues à l’article 23 sont respectées;
g) les documents à l’appui qui confirment l’homologation du SMECE aux termes du paragraphe 12(2);
h) à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un SMECE, les renseignements et les documents visés à la section 8 de la méthode de référence;
i) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 21, ainsi que la date du prélèvement de chaque échantillon et la mention des normes qui ont été utilisées pour prendre les échantillons représentatifs du combustible;
j) si les valeurs de E_k et de P_k sont obtenues du fournisseur d’hydrogène ou de vapeur au titre du paragraphe 17(2), les renseignements obtenus du fournisseur;
k) si le contenu en carbone du combustible est obtenu du fournisseur du combustible au titre du paragraphe 21(2), les renseignements obtenus du fournisseur;
l) les renseignements établissant la capacité de production d’électricité indiquée dans le rapport d’enregistrement et dans chaque rapport annuel;
m) si des données de remplacement ont été utilisées en application de l’article 22, les renseignements établissant la raison pour laquelle les données étaient nécessaires ainsi que les données elles-mêmes.

Délai

(2) Le dossier est constitué dès que possible, mais au plus tard trente jours après la date à laquelle les renseignements et documents devant y être consignés deviennent accessibles.

Conservation des dossiers, rapports et avis

29 (1) La personne responsable tenue, en application du présent règlement, de constituer un dossier ou de transmettre un rapport ou un avis conserve le dossier ou une copie du rapport ou de l’avis, ainsi que les documents à l’appui :

a) dans le cas des documents concernant les éléments énumérés à l’annexe 1, jusqu’à ce que la personne responsable transmette un avis de cessation définitive de production conformément au paragraphe 24(3);
b) dans les autres cas, pendant au moins sept ans après avoir constitué le dossier ou avoir transmis le rapport ou l’avis au ministre.

Lieu de conservation des dossiers

(2) Le dossier ou la copie de celui-ci sont conservés à l’établissement principal de la personne responsable au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, la personne responsable informe le ministre de l’adresse municipale du lieu.

Changement de lieu de conservation

(3) Si le lieu de conservation du dossier change, la personne responsable avise le ministre par écrit de l’adresse municipale du nouveau lieu dans les trente jours suivant la date du changement.

Langue des documents

Langue des documents

30 Les documents exigés par le présent règlement sont rédigés en français ou en anglais ou sont accompagnés d’une traduction française ou anglaise et d’une déclaration sous serment du traducteur qui en atteste la fidélité.

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

31 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence 50} est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Règlement	Colonne 2 Dispositions
42	Règlement sur l’électricité propre	a) paragraphe 6(1) b) paragraphe 6(2) c) paragraphe 6(3)

Abrogations

32 Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ^{référence 51} est abrogé.

33 Le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel ^{référence 52} est abrogé.

Entrée en vigueur

1^er janvier 2025

34 (1) Le présent règlement, sauf les articles 32 et 33, entre en vigueur le 1^er janvier 2025.

1^er janvier 2035

(2) L’article 32 entre en vigueur le 1^er janvier 2035.

1^er janvier 2045

(3) L’article 33 entre en vigueur le 1^er janvier 2045.

ANNEXE 1

(paragraphe 4(1), alinéa 4(2)a), paragraphe 19(3) et alinéa 29(1)a))

Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir

1 Renseignements sur la personne responsable :

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

2 Renseignements sur le groupe :

a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne responsable du groupe autre que celle qui est mentionnée à l’alinéa 1a) :
- (i) ses nom et adresse municipale,
- (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant,
- (iii) dans le cas où elle est le propriétaire, le pourcentage du titre de participation dans ce groupe;
b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant;
c) le cas échéant, le numéro d’identification que lui a attribué le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets polluants établi en application de l’article 48 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
d) l’année déterminée en application du paragraphe 6(4) du présent règlement au cours de laquelle il est tenu de respecter la limite d’intensité d’émissions;
e) la date de sa mise en service;
f) pour chaque pièce d’équipement du groupe, la date à laquelle elle a commencé à fonctionner;
g) la date à laquelle l’équipement du système de captage et de stockage de carbone a commencé à fonctionner, s’il y a lieu;
h) sa capacité de production d’électricité;
i) le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a attribué le ministre en vertu du paragraphe 4(2) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité au charbon;
j) le cas échéant, le numéro d’enregistrement du groupe attribué par le ministre en application du paragraphe 21(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel;
k) un schéma de procédé illustrant, pour le groupe, s’il y a lieu :
- (i) l’équipement principal, notamment les chaudières, moteurs à combustion, brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs ou dispositifs de contrôle des émissions,
- (ii) comment tout équipement visé au sous-alinéa (i) est physiquement raccordé et fonctionne ensemble,
- (iii) le périmètre utilisé pour identifier le groupe,
- (iv) les flux électriques qui franchissent le périmètre du groupe,
- (v) le cas échéant, les flux calorifiques qui franchissent le périmètre du groupe et leur température, leur pression et leur débit massique horaire moyens;
l) s’il comprend un moteur à combustion, une chaudière ou une turbine à vapeur qui étaient compris dans un groupe qui était déjà enregistré aux termes du présent règlement :
- (i) le numéro d’enregistrement du groupe déjà enregistré,
- (ii) la capacité de production d’électricité de tout moteur à combustion compris dans l’équipement de combustion, ou de toute turbine à vapeur, selon le cas,
- (iii) la date à laquelle le moteur à combustion, la chaudière ou la turbine à vapeur du groupe qui fait l’objet du rapport a commencé à fonctionner.

ANNEXE 2

(paragraphes 5(4) et 24(1))

Rapport annuel — renseignements à fournir

1 Le numéro d’enregistrement du groupe attribué par le ministre en application du paragraphe 4(3) du présent règlement.

2 Renseignements à l’égard des éléments ci-après pour l’année civile :

a) le nombre d’heures pendant lesquelles le groupe a produit de l’électricité;
b) dans le cas d’un groupe visé par une exemption accordée en application de l’article 19 du présent règlement ou prolongée en application de l’article 20 de celui-ci :
- (i) la période à l’égard de laquelle l’exemption a été accordée ou prolongée,
- (ii) le nombre d’heures au cours de la période visée au sous-alinéa (i) durant lesquelles le groupe a fonctionné.

3 Renseignements sur l’intensité des émissions visée à l’article 7 du présent règlement :

a) l’intensité des émissions provenant du groupe, exprimée en tonnes de CO₂ par GWh;
b) à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles par le groupe (E_g) :
- (i) si elle est déterminée conformément aux articles 9, 10 ou 11 du présent règlement, la quantité déterminée conformément à l’article applicable, exprimée en tonnes,
- (ii) si elle est déterminée conformément à l’article 13 du présent règlement :
  - (A) la quantité déterminée conformément à cet article, exprimée en tonnes,
  - (B) la quantité d’émissions de CO₂ qui est attribuable à la combustion de combustibles fossiles à l’égard de chaque type de combustible brûlé (E_i), déterminée conformément à l’article 14 du présent règlement et exprimée en tonnes,
  - (C) la quantité d’émissions de CO₂ qui provient du sorbant utilisé (E_s) à l’égard de chaque type de combustible brûlé, exprimée en tonnes;
c) à l’égard de chaque type de combustible brûlé par le groupe :
- (i) le type et, s’il s’agit de biomasse, une mention indiquant en quoi ce type est de la biomasse au sens du paragraphe 2(1) du présent règlement,
- (ii) la quantité brûlée;
d) à l’égard de la quantité d’électricité produite par le groupe :
- (i) la quantité déterminée conformément au paragraphe 18(1) du présent règlement, exprimée en GWh,
- (ii) la valeur déterminée pour les variables G_brute et G_su dans la formule prévue au paragraphe 18(1) du présent règlement, exprimée en GWh;
e) la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible (CC_M) dans la formule prévue au paragraphe 14(2) du présent règlement à l’égard de chaque type de combustible brûlé, ainsi que la mention des normes ASTM, méthodes et instruments de mesure qui ont été utilisés pour chaque calcul.

4 Pour tous les groupes :

a) les valeurs, exprimées en tonnes, déterminées pour les variables E_th, E_csc, E_ext et E_su utilisées dans la formule visée à l’article 8 du présent règlement;
b) les valeurs, exprimées en GJ, GJ/tonnes ou tonnes selon le cas, déterminées pour les variables H_pnette, h_{sort_i}, M_{sort_i}, h_{intr_j} et M_{intr_j} utilisées dans la formule visée à l’article 15 du présent règlement pour déterminer la variable E_th;
c) les valeurs, exprimées en tonnes, déterminées pour les variables E_cap et E_in utilisées dans la formule visée à l’article 16 du présent règlement pour déterminer la variable E_csc;
d) les valeurs, exprimées en tonnes ou GJ selon le cas, déterminées pour les variables E_k P_k et Q_k utilisées dans la formule visée à l’article 17 du présent règlement pour déterminer la variable E_ext;
e) les valeurs visées à l’article 3 de la présente annexe pour chaque calcul effectué au paragraphe 8(2) du présent règlement;
f) le résultat de la formule prévue au paragraphe 18(1) du présent règlement, exprimée en GWh;
g) la valeur, exprimée en GWh, déterminée pour la variable G_brute dans la formule prévue au paragraphe 18(1) du présent règlement;
h) la valeur, exprimée en GWh, déterminée pour la variable G_su dans la formule prévue au paragraphe 18(1) du présent règlement;
i) le solde exportateur au cours de l’année civile précédente.

5 Pour tout groupe visé par une exemption accordée en application de l’article 19 du présent règlement ou prolongée en application de l’article 20 de celui-ci, la durée de la situation d’urgence, incluant la date à laquelle la situation a débuté et celle à laquelle elle a pris fin.

6 Renseignement à l’égard d’un groupe visé au paragraphe 6(2) du présent règlement :

a) l’année au cours de laquelle le système de captage et de stockage de carbone a commencé à opérer et les renseignements établissant, documents à l’appui, que les émissions de CO₂ ont été captées, transportées et stockées conformément au paragraphe 8(4) du présent règlement;
b) les documents établissant que le groupe a fonctionné à une intensité inférieure ou égale à 30 tonnes/GWh pendant deux périodes d’au moins douze heures consécutives, ces périodes étant séparées d’au moins quatre mois au cours de l’année civile à l’égard de laquelle le rapport annuel est soumis.

7 S’agissant d’un groupe visé au paragraphe 6(3) du présent règlement, une mention indiquant que l’exemption prévue à ce paragraphe est utilisée pour l’année civile.

8 Le cas échéant, une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 12(3) du présent règlement.

9 Renseignements sur les données de remplacement utilisées pour une période donnée au cours de l’année civile en application de l’article 22, le cas échéant :

a) la raison pour laquelle les données nécessaires pour déterminer une variable des formules prévues au présent règlement n’ont pas été obtenues et une explication établissant en quoi cette raison est indépendante de la volonté de la personne responsable;
b) la variable de la formule pour laquelle les données n’ont pas été obtenues et la date du jour en cause et, s’il s’agit d’une période de plusieurs jours, la date du début de cette période et la date à laquelle elle a pris fin;
c) la valeur de la variable visée à l’alinéa b) déterminée à l’aide de données de remplacement, et des précisions sur la façon dont elle a été déterminée, notamment :
- (i) les données utilisées au cours de toute période d’un ou de plusieurs jours pour faire cette détermination,
- (ii) la méthode utilisée pour obtenir les données de remplacement,
- (iii) dans le cas de la détermination d’une variable visée au paragraphe 22(3) du présent règlement, la raison qui justifie toute période utilisée pour cette détermination.

ANNEXE 3

(paragraphes 10(1) et 11(2))

Liste des combustibles et pouvoir calorifique supérieur par défaut
Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut	Colonne 3 Unité
1	Mazout léger n^o 1	38,78	GJ/kL
2	Mazout léger n^o 2	38,50	GJ/kL
3	Mazout lourd n^o 4	40,73	GJ/kL
4	Kérosène	37,68	GJ/kL
5	Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	25,66	GJ/kL
6	Propane^{note 1 du tableau g2}	25,31	GJ/kL
7	Propylène	25,39	GJ/kL
8	Éthane	17,22	GJ/kL
9	Éthylène	27,90	GJ/kL
10	Isobutane	27,06	GJ/kL
11	Isobutylène	28,73	GJ/kL
12	Butane	28,44	GJ/kL
13	Butylène	28,73	GJ/kL
14	Essence naturelle	30,69	GJ/kL
15	Essence à moteur	34,87	GJ/kL
16	Essence aviation	33,52	GJ/kL
17	Kérosène type aviation	37,66	GJ/kL
18	Gaz naturel de qualité pipeline	0,03793	GJ/m³ mesuré dans des conditions normales
19	Charbon bitumineux canadien — Ouest	25,6	GJ/tonne
20	Charbon bitumineux canadien — Est	27,9	GJ/tonne
21	Charbon bitumineux non canadien — É.-U.	25,7	GJ/tonne
22	Charbon bitumineux non canadien — autres pays	29,9	GJ/tonne
23	Charbon subbitumineux canadien — Ouest	19,2	GJ/tonne
24	Charbon subbitumineux non canadien — É.-U.	19,2	GJ/tonne
25	Charbon — lignite	15,0	GJ/tonne
26	Charbon — anthracite	27,7	GJ/tonne
27	Coke de charbon et coke métallurgique	28,8	GJ/tonne
28	Coke de pétrole (raffineries)	46,4	GJ/tonne
29	Coke de pétrole (usines de valorisation)	40,6	GJ/tonne
30	Déchets solides municipaux	11,5	GJ/tonne
31	Pneus	31,2	GJ/tonne
32	Diesel	38,3	GJ/kL
33	Mazout léger	38,8	GJ/kL
34	Mazout lourd	42,5	GJ/kL
35	Éthanol	21	GJ/kL
36	Hydrogène	0,012289	GJ/m³ mesuré dans des conditions normales
Note(s) du tableau g2 Note 1 du tableau g2 Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émissions de CO₂ par défaut pour le propane s’appliquent uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont réputés être du GPL. Retour à la note 1 du tableau g2

ANNEXE 4

(paragraphe 12(3))

Rapport du vérificateur sur le SMECE — renseignements à fournir

1 Le numéro d’enregistrement du groupe attribué par le ministre en application du paragraphe 4(3) du présent règlement.

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

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

4 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer :

a) si l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6.1 de la méthode de référence;
b) si la personne responsable a suivi la méthode de référence et si le SMECE répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.

5 Une déclaration du vérificateur portant qu’à son avis :

a) l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6.1 de la méthode de référence;
b) la personne responsable a suivi la méthode de référence et le SMECE répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.

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

ANNEXE 5

(paragraphe 24(3))

Rapport de cessation définitive de production d’électricité

1 Le numéro d’enregistrement du groupe attribué par le ministre en application du paragraphe 4(3) du présent règlement.

2 Une attestation datée et signée par la personne responsable ou son agent autorisé portant que le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité.

3 La date à laquelle le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité.

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Références

Référence a

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

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Référence b

L.C. 1999, ch. 33

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Référence c

L.C. 2009, ch. 14, art. 80

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Référence d

L.C. 2008, ch. 31, art. 5

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Référence 1

Source : La pointe de l’iceberg, composer avec les coûts connus et inconnus des changements climatiques au Canada (PDF)

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Référence 2

Source : Adaptive capacity beyond the household: a systematic review of empirical social-ecological research - IOPscience

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Référence 3

La carboneutralité consiste à réduire les émissions de GES à un niveau aussi près que possible de zéro, les émissions restantes étant réabsorbées de l’atmosphère par les océans et les forêts, par exemple.

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Référence 4

Source : La Partie I de la Gazette du Canada, volume 156, numéro 53 : Règlement modifiant le Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers

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Référence 5

Source : Summary for Policy Makers. What the IPCC Special Report on Global Warming of 1.5°C means for cities (PDF)

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Référence 6

Source : La carboneutralité d’ici 2050 - Canada.ca

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Référence 7

Le plan de réduction des émissions comprenait un engagement à introduire un objectif réglementé de ventes de véhicules à émissions nulles qui exigerait que 100 % des voitures et des camionnettes vendues aux particuliers soient des véhicules à émissions nulles d’ici 2035, avec des objectifs intermédiaires d’au moins 20 % d’ici 2026 et d’au moins 60 % d’ici 2030. Le projet de règlement a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 31 décembre 2022.

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Référence 8

Source : Global Energy Review: CO2 Emissions in 2021 (disponible en anglais seulement)

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Référence 9

Une gigatonne est égale à 1 000 000 000 tonnes. Une mégatonne est égale à 1 000 000 tonnes. Une kilotonne est égale à 1 000 tonnes. Une tonne est égale à 1 000 kilogrammes.

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Référence 10

Source : Rapport d’inventaire national 1990–2020 (PDF)

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Référence 11

Émissions de CO2 (tonnes métriques par habitant) - Canada | Data (banquemondiale.org), pour voir le classement mondial incluant le Canada, télécharger les données et trier la colonne 2019 du plus élevé au plus bas.

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Référence 12

Depuis lors, le GCPC a fourni des conseils dans de nombreuses publications, telles que Net-Zero Pathways Initial Observations, ainsi que Advice for Canada’s 2030 Emissions Reduction Plan (Observations initiales et conseils concernant le plan de réduction des émissions 2030 du Canada).

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Référence 13

Source : Site Web du RIN 2022, téléchargez le fichier « can-2022-nir-14apr22.zip » pour voir les parties 1, 2 et 3 du RIN 2022.

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Référence 14

Le gigawattheure, abrégé en GWh, est une unité d’énergie représentant un milliard (1 000 000 000) de wattheures et équivalant à un million de kilowattheures. Le gigawattheure est souvent utilisé pour mesurer la production des grandes centrales électriques.

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Référence 15

L’équivalent en dioxyde de carbone ou CO₂, abrégé en CO₂ e, est une mesure métrique utilisée pour comparer les émissions de divers gaz à effet de serre sur la base de leur potentiel de réchauffement planétaire (PRP), en convertissant les quantités d’autres gaz en quantité équivalente de dioxyde de carbone ayant le même potentiel de réchauffement planétaire.

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Référence 16

La plupart des juridictions canadiennes ont leur propre système de tarification du carbone pour l’industrie. En 2022, le STFR fédéral s’appliquait au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Yukon, au Nunavut et partiellement à la Saskatchewan.

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Référence 17

Source : Projets financés à ce jour - Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (canada.ca)

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Référence 18

Pour plus d’informations sur la signification de « modification majeure », voir le paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel.

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Référence 19

Réduction ou élimination des émissions de dioxyde de carbone provenant d’un processus tel que la fabrication de bien ou la production d’énergie.

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Référence 20

« Fin vie réglementaire » veut dire 1 : Dans le cas d’un groupe chaudière avec modification majeure visé dans le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, la période commençant à la date de mise en service et se terminant à la date à partir de laquelle l’interdiction prend fin à la date à laquelle l’interdiction prévue par ces règlements commence à s’appliquer au groupe ; ou 2. Pour tout autre groupe, la période commençant à la date de mise en service et se terminant à la plus tardive des dates suivantes : (i) le 31 décembre de l’année civile qui survient vingt ans après la date de mise en service, (ii) le 31 décembre 2034.

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Référence 21

Le projet de règlement prévoit d’autres flexibilités qui peuvent permettre à un groupe de fonctionner sans avoir à respecter la norme de rendement de 30 t/GWh, mais ces flexibilités ne sont pas pertinentes dans le cadre d’une discussion sur la norme provisoire.

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Référence 22

On entend par « à l’intérieur des limites d’une installation » un groupe dont la capacité de production d’électricité est adaptée à l’installation industrielle sur laquelle il est situé, de sorte que la majeure partie de son électricité est consommée, la plupart du temps, par l’installation industrielle.

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Référence 23

Le brûlage à la torche est la combustion contrôlée de combustible ou de gaz résiduel qui a lieu au cours de certaines formes de production et de traitement. Le combustible ou les déchets gazeux sont enflammés au sommet d’une torchère, ce qui provoque la flamme caractéristique associée au brûlage à la torche. Certaines odeurs peuvent être associées au brûlage à la torche. - Le torchage et la mise à l’air | Association canadienne des producteurs pétroliers

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Référence 24

La pauvreté énergétique est l’incapacité des ménages à s’offrir des services énergétiques ; elle peut se manifester par un dilemme «chauffer ou manger», des coupures de courant auto-imposées pour des raisons financières, ou le maintien de la température de la maison à un niveau inférieur à celui de la température ambiante confortable. - L’électricité et l’équité dans la transition énergétique du Canada (PDF)

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Référence 25

La méthodologie d’élaboration des scénarios d’émissions dans E3MC est décrite à l’annexe 7 du chapitre 5 de la 8e communication nationale et 5e rapport biennal du Canada (2022) (PDF), et les principales sources de données utilisées dans le modèle sont présentées dans le rapport de 2023 sur les indicateurs canadiens de durabilité de l’environnement (PDF).

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Référence 26

Le CII publié dans l’énoncé économique de 2022 incitera également les entreprises à créer des emplois. Celles qui respectent certaines conditions de travail pourront bénéficier de l’intégralité du crédit de 30 % au titre du CII, tandis que celles qui ne le respectent pas ne pourront prétendre qu’à un crédit de 20 %. Les conditions de travail comprennent le versement des salaires en vigueur sur la base des conditions du marché du travail local et la création d’opportunités de formation en apprentissage.

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Référence 27

Impacts sur la santé de la pollution de l’air au Canada provenant du transport, de l’industrie et de la combustion résidentielle (PDF).

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Référence 28

Les types d’installations dotées de systèmes de CSC sont capables de réduire la grande majorité de leurs émissions de GES en capturant et en stockant ces émissions (généralement sous terre) au lieu de les rejeter dans l’atmosphère. Cependant, ces technologies de CSC s’accompagnent de compromis au niveau de l’utilisation des combustibles et de la pollution atmosphérique associée. Plus précisément, les centrales dotées du CSC utilisent davantage de combustible pour produire 1 MWh d’électricité que leurs homologues sans CSC, afin d’alimenter les systèmes qui stockent les émissions de gaz à effet de serre. Étant donné que plus de carburant est brûlé, une augmentation proportionnelle des polluants atmosphériques est rejetée dans l’atmosphère (parce que les technologies de CSC ne capturent et ne stockent que les GES, et non les polluants atmosphériques). Ce phénomène est parfois appelé « pénalité énergétique ».

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Référence 29

La répartition des 125 installations concernées est estimée comme suit : 75 installations du SCIAN 2211 (Production, transport et distribution d’électricité), 16 installations du SCIAN 2111 (Extraction de pétrole et de gaz), 28 installations du SCIAN 3221 (Usines de pâte à papier, de papier et de carton), deux installations du SCIAN 3311 (Sidérurgie), une installation du SCIAN 3251 (Fabrication de produits chimiques de base), une installation du SCIAN 3241 (Fabrication de produits du pétrole et du charbon), une installation du SCIAN 4881 (Activités de soutien au transport aérien), et une installation du SCIAN 6113 (Universités).

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Référence 30

Statistique Canada (Table 25-10-0061-01) : Consommation d’énergie des ménages, par type de logement, Canada et les provinces

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Référence 31

Source : L’Institut Climatique du Canada - L’électricité et l’équité dans la transition Énergétique du Canada p. 4. (PDF)

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Référence 32

Plus grands, plus propres, plus intelligents. Aligner les systèmes électriques canadiens avec la carboneutralité (PDF)

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Référence 33

Déclaration conjointe du premier ministre Trudeau et du président Biden | Premier ministre du Canada (pm.gc.ca)

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Référence 34

Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC Sixth Assessment Report: Summary for Policymakers (PDF).

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Référence 35

Personnes les plus affectées par les changements climatiques – Canada.ca

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Référence 36

Canadian Climate Institute – Volte face.

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Référence 37

Canadian Urban Sustainability Practitioners – Energy Poverty In Canada (PDF).

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Référence 38

Source: L’Institut Climatique du Canada – L’électricité et l’équité dans la transition énergétique du Canada. (PDF)

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Référence 39

Centre canadien d’information sur l’énergie - Énergie et emploi.

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Référence 40

Statistique Canada - Caractéristiques relatives au genre de la population active du secteur des produits environnementaux et de technologies propres, 2012 à 2019 (statcan.gc.ca)

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Référence 41

Gouvernement du Canada – Plan pour des emplois durables.

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Référence 42

Statistique Canada – Un profil de la démographie, de l’emploi et du revenu des Canadiens ayant une incapacité âgés de 15 ans et plus, 2017.

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Référence 43

Statistique Canada – Caractéristiques du travail et caractéristiques économiques des personnes lesbiennes, gaies et bisexuelles au Canada.

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Référence 44

Emploi et Développement social Canada- Promouvoir la participation des canadiens âgés au marché du travail - Canada.ca

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Référence 45

La Régie de l’énergie du Canada – Aperçu du marché : Projets d’énergie propre dans les communautés isolées autochtones et du Nord

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Référence 46

Gouvernement of Canada – Personnes les plus affectées par les changements climatiques.

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Référence 47

Développé par le modèle NextGrid, ce chiffre représente le coût cumulatif estimé de la production au cours de la période d’analyse de 27 ans et comprend les coûts d’exploitation de production existante et nouvelle ainsi que le coût en capital de la nouvelle production construite pour répondre à la demande croissante et pour remplacer la production existante qui finit par être mise hors service en raison de la fin de sa vie opérationnelle ou des dispositions du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité au charbon et du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité à partir de gaz naturel, déjà en vigueur. Le chiffre a été jugé conforme à l’estimation comparative faite par le modèle ministériel E3MC. Pour plus de clarté, le chiffre n’inclut pas les coûts estimés pour la conformité avec le projet de règlement, c’est-à-dire qu’il capture les coûts du scénario de référence.

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Référence 48

Sources : IEA, Trottier

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Référence 49

En $ CA de 2022, à un taux d’actualisation de 2 %.

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Référence 50

DORS/2012-134

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Référence 51

DORS/2012-167

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Référence 52

DORS/2018-261

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La Gazette du Canada, Partie I, volume 157, numéro 33 : Règlement sur l’électricité propre

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

Résumé

Enjeux

Contexte

Il est urgent de lutter contre le changement climatique et de respecter les engagements pris par le Canada en la matière

Le Canada s’est efforcé de réduire les émissions de GES tant au niveau national qu’international

Au niveau international

Au niveau national

Stratégie du Canada en matière de changement climatique pour la production d’électricité

Actions fédérales (réglementaires et non réglementaires) visant à soutenir la réduction des émissions de GES du secteur émetteur de la production d’électricité

Mesures réglementaires

Mesures non réglementaires

Technologies actuelles et émergentes du réseau électrique nécessaires pour parvenir à la carboneutralité

Note(s) du tableau a3

Objectif

Description

Application

Inscription

Normes de rendement en matière d’émissions

Exceptions au respect de la norme de rendement annuelle de 30 t/GWh

Quantification

Rapports

Élaboration de la réglementation

Consultation

Engagement des parties intéressées

Préoccupations des parties intéressées

La production d’électricité alimentée au gaz naturel et aux combustibles liquides après 2035

Traitement de la production industrielle d’électricité émettrice

Incidences négatives potentielles sur les tarifs de l’électricité

Capacité des nouvelles technologies non émettrices à fournir une électricité fiable d’ici à 2035

Obligations découlant des traités modernes et consultation des populations autochtones

Choix de l’instrument

Scénario de référence/aucun nouveau contrôle

Utiliser le système de tarification du carbone pour réduire les émissions du secteur de l’électricité

L’approche réglementaire proposée

Analyse réglementaire

Avantages et coûts

Sources de données et paramètres analytiques

Principales hypothèses de modélisation de l’ACA

Composition du réseau électrique

Note(s) du tableau c1

Note(s) du tableau c3

Note(s) du tableau c4

Avantages

Dommages évités au niveau mondial en raison du changement climatique

Note(s) du tableau c5

Note(s) du tableau c6

Note(s) du tableau c7

Avantages potentiels pour la santé

Note(s) du tableau c9

Avantages potentiels pour l’environnement

Économies de carburant

Note(s) du tableau c10

Économies sur les coûts variables d’opération et de maintenance

Réduction des coûts de mise à neuf

Coûts

Coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique

Note(s) du tableau d2

Coût du capital pour les nouvelles lignes de transmission

Coûts fixes d’opération et de maintenance

Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée

Augmentation des dépenses d’importations nettes internationales

Frais administratifs

Coûts pour le gouvernement

Déclaration coûts-avantages

Note(s) du tableau d10

Analyse de la répartition

Coûts et économies par province

Note(s) du tableau d12

Analyse des tarifs d’électricité

Analyse de la demande d’électricité des ménages

Analyse de sensibilité

Partie 1

Changements dans la combinaison des technologies déployées pour répondre à la demande

Changements dans les émissions totales

Changements dans les coûts totaux

Conclusions générales

Partie 2

Effets de la variation de la rigueur de la norme de rendement

Quantité d’émissions de CO₂