Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils) : DORS/2025-88

La Gazette du Canada, Partie II, volume 159, numéro 7

Enregistrement
DORS/2025-88 Le 7 mars 2025

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

C.P. 2025-298 Le 7 mars 2025

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 24 février 2024, le projet de règlement intitulé Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils) et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils aux termes de l’article 6^{référence c} de la même loi;

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

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et du ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1)^{référence d}, de l’article 286.1^{référence e} et du paragraphe 330(3.2)^{référence f} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils), ci-après.

Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils)

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

S’entend :

a) dans le cas où l’exploitant est une personne morale, de celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom;
b) dans le cas où l’exploitant est une entité autre qu’une personne morale, de la personne physique autorisée à agir en son nom;
c) dans le cas où l’exploitant est une personne physique, de cette personne physique ou de la personne physique autorisée à agir en son nom.

La présente définition vise également toute personne désignée par écrit comme déléguée de la personne physique ou du dirigeant, selon le cas, ainsi que toute personne nommée à un poste en remplacement de ce délégué. (authorized official)

ASTM

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

bâtiment occupé

Structure située à l’extérieur des limites du terrain d’une installation, qui est utilisée comme résidence, lieu de travail, service de garde d’enfants, centre social ou communautaire, ou établissement d’enseignement ou de soins, notamment les maisons mobiles et les bâtiments transportables, à l’exclusion des structures suivantes :

a) les structures mobiles telles que les tentes, les roulottes ou les bateaux-maisons;
b) les structures occupées pendant moins d’une heure par jour;
c) les structures dont la construction initiale a débuté après que installation a été assujettie au présent règlement. (occupied building)

centre de population

S’entend d’un centre de population, au sens qui est donné à ce terme par Statistique Canada dans sa publication intitulée Dictionnaire, Recensement de la population, 2021, qui compte une population de plus de 20 000 habitants. (population centre)

chargement

Tout transfert de liquides dans un réservoir de véhicule ou dans un réservoir à toit fixe à partir d’un réservoir de véhicule. (loading)

chargement de véhicule à véhicule

Chargement de liquides pétroliers volatils directement d’un réservoir de véhicule à un autre sans l’utilisation d’une rampe de chargement. (vehicle-to-vehicle loading)

chargement en alternance

Chargement d’un liquide, qui n’est pas un liquide pétrolier volatil, dans un réservoir de véhicule qui contenait précédemment un liquide pétrolier volatil, sans que, avant le chargement, les vapeurs présentes dans le réservoir du véhicule soient purgées vers un système de contrôle des vapeurs ou que le réservoir du véhicule soit nettoyé avec un liquide qui n’est pas un liquide pétrolier volatil. (switch loading)

composé organique volatil ou COV

Composé participant à des réactions photochimiques atmosphériques qui n’est pas exclu à l’article 60 de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi. (volatile organic compound or VOC)

entretien prévu

S’agissant d’un équipement, entretien qui est prévu avoir lieu au plus tard à une date connue de l’exploitant d’une installation dans le but, selon le cas :

a) de respecter les spécifications de conception de l’équipement;
b) de respecter un calendrier ou un plan de projet établi par l’exploitant d’une installation à l’égard de l’équipement;
c) de veiller à ce que l’équipement soit conforme à une exigence réglementaire. (scheduled maintenance)

équipement de contrôle des émissions

Tout équipement, y compris les systèmes de contrôle des vapeurs, les systèmes temporaires de contrôle des vapeurs, les toits flottants internes, les toits flottants externes, les évents à pression-dépression ou tout équipement de contrôle des émissions de rechange prévu à l’article 80, utilisé pour limiter les émissions de COV provenant des réservoirs et des rampes de chargement. (emissions control equipment)

équipement de traitement du pétrole

Équipement utilisé pour la séparation, la transformation ou la modification physiques ou chimiques du pétrole, notamment les colonnes de distillation, les réacteurs et les cokeurs, à l’exclusion de l’équipement utilisé uniquement pour le stockage, la manipulation ou le mélange du pétrole, comme les réservoirs, les rampes de chargement, les pompes ou les pipelines. (petroleum processing equipment)

essence

Selon le cas :

a) tout combustible vendu ou présenté comme de l’essence ayant une concentration de benzène inférieure ou égale à 1,5 % en volume;
b) tout distillat du pétrole, ou tout mélange de distillats du pétrole, de produits oxygénés ou d’additifs qui convient au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies et qui possède les caractéristiques ci-après, selon la méthode d’essai applicable indiquée dans la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.5-2021, intitulée Essence automobile :
- (i) une pression de vapeur d’au moins 35 kPa,
- (ii) un indice antidétonant d’au moins 80,
- (iii) une température de distillation d’au moins 35 °C et d’au plus 70 °C à laquelle 10 % du carburant s’est évaporé,
- (iv) une température de distillation d’au moins 60 °C et d’au plus 120 °C à laquelle 50 % du carburant s’est évaporé,
- (v) une concentration de benzène inférieure ou égale à 1,5 % en volume. (gasoline)

évent à pression-dépression

Dispositif permettant le débit de gaz en provenance de l’environnement ou vers celui-ci en cas de surpression ou de vide à l’intérieur d’un réservoir à toit fixe. (pressure-vacuum vent)

exploitant

S’agissant d’une installation, s’entend des personnes suivantes :

a) si une seule personne exploite, a la charge ou assure la gestion ou le contrôle d’une installation, cette personne;
b) si plus d’une personne exploite, a la charge ou assure la gestion ou le contrôle d’une installation, la personne désignée comme l’exploitant en vertu d’un accord écrit entre toutes ces personnes;
c) si la personne visée aux alinéas a) et b) ne peut pas être identifiée, le propriétaire d’une installation. (operator)

facteur de chargement

Valeur numérique représentant le niveau des émissions de COV qui proviennent d’une rampe de chargement. (loading factor)

fuite de liquide

Fuite de trois gouttes de liquide par minute ou plus se formant à la source, mesurée à partir du nombre moyen de gouttes par minutes observées visuellement sur une période de trois minutes. (liquid leak)

fuite de vapeur

Tout rejet de vapeur, à l’exception des rejets dont la concentration de COV à la source, selon la mesure effectuée avec un instrument de surveillance portatif, est inférieure à l’une des concentrations suivantes, selon le cas :

a) si le rejet est détecté au plus tard le 31 décembre 2026, 10 000 parties par million en volume;
b) si le rejet est détecté après le 31 décembre 2026, 1 000 parties par million en volume. (vapour leak)

installation

Ensemble de tous les bâtiments, autres structures et équipements fixes employés pour le stockage ou le chargement de liquides pétroliers volatils qui sont situés sur un seul terrain, ou qui peuvent être situés sur plusieurs terrains ayant au moins un exploitant en commun, qui sont reliés par de la tuyauterie et qui se trouvent à une distance d’au plus 2 km entre les limites des terrains. (facility)

joint primaire

Selon le cas :

a) sur un toit flottant doté de plusieurs joints de rebord, celui qui est installé le plus près de la surface du liquide;
b) sur un réservoir qui n’a qu’un seul joint de rebord, ce joint de rebord. (primary seal)

joint secondaire

Joint de rebord installé au-dessus du joint primaire sur un toit flottant doté de plusieurs joints de rebord. (secondary seal)

limite inférieure d’explosivité ou LIE

Concentration la plus faible dans l’air d’une vapeur combustible qui peut s’enflammer à une température et à une pression données. (lower explosive limit or LEL)

liquide

Tout type de liquide, notamment les liquides pétroliers volatils. (liquid)

liquide pétrolier volatil

Tout pétrole, ou tout mélange qui en contient, qui, à la fois :

a) est à l’état liquide à une température de 20 °C et à une pression absolue de 101,325 kPa;
b) contient 10 % ou plus en poids de COV;
c) a une pression de vapeur supérieure à 10 kPa, ou, si la concentration de benzène est supérieure à 2 % en poids, une pression de vapeur supérieure à 3,5 kPa;
d) n’est pas un mélange de pétrole et d’éthanol contenant moins de 10 % en poids de pétrole. (volatile petroleum liquid)

Loi

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

m³ normalisé

S’agissant d’un volume de fluide, mètre cube de fluide mesuré à une température de 15 °C et à une pression absolue de 101,325 kPa. (standard m³)

pétrole

S’entend des substances suivantes :

a) les hydrocarbures naturels tels que le gaz naturel, les condensats de gaz naturel, le pétrole brut et le bitume;
b) les dérivés d’hydrocarbures des substances visées à l’alinéa a), tels que les combustibles, les huiles lubrifiantes, les produits pétrochimiques ou l’asphalte;
c) le goudron de houille et les distillats de goudron de houille;
d) les analogues synthétiques ou semi-synthétiques des substances visées aux alinéas a) à c). (petroleum)

poteau de guidage

Structure placée dans un réservoir muni d’un toit flottant afin d’empêcher celui-ci de tourner à l’intérieur du réservoir, ou afin de permettre la surveillance ou l’échantillonnage du liquide qui est à l’intérieur du réservoir. (guide pole)

pourcentage de la limite inférieure d’explosivité ou pourcentage LIE

Ratio entre la concentration observée d’une vapeur combustible et la limite inférieure d’explosivité de cette vapeur, exprimé en pourcentage. (lower explosive limit percentage or LEL%)

pression de vapeur

Pression partielle absolue exercée sur les parois du récipient qui contient un liquide par les molécules de gaz au-dessus de ce liquide, lorsque le liquide et sa vapeur sont en équilibre. (vapour pressure)

professionnel qualifié

Scientifique ou technologue qui est spécialisé dans une science ou une technologie appliquées liées à sa tâche ou à sa fonction, dont l’ingénierie, la technologie du génie ou la chimie. (qualified professional)

programme de surveillance du périmètre

S’entend de l’un des programmes suivants :

a) un programme de surveillance du périmètre régulier, modifié ou de rechange, conforme au Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier);
b) un programme de surveillance du périmètre établi conformément à l’article 60 de la norme intitulée Petrochemical - Industry Standard, publiée en application du règlement de l’Ontario 419/05, intitulé Air Pollution – Local Air Quality;
c) un programme de surveillance du périmètre conforme à toutes les exigences des méthodes ci-après publiées par l’Environmental Protection Agency des États-Unis :
- (i) la méthode intitulée Method 325A — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources : Sampler Deployment and VOC Sample Collection, sauf que la période d’échantillonnage peut être comprise entre treize et quinze jours,
- (ii) la méthode intitulée Method 325B — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources : Sampler Preparation and Analysis, sauf que les échantillons doivent tous être analysés pour le benzène. (fenceline monitoring program)

rampe de chargement

Ensemble d’équipements fixes utilisés pour le chargement de liquides, y compris les structures, les bras de chargement, les pompes, la tuyauterie et l’instrumentation. (loading rack)

rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène

Rampe de chargement désignée en application de l’alinéa 13a) ou utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil ayant une concentration de benzène supérieure à 20 % en poids. (high benzene loading rack)

rampe de chargement existante

Rampe de chargement qui est en service à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou avant celle-ci. (existing loading rack)

réservoir

Réservoir, cuve, conteneur ou récipient utilisé pour contenir des liquides, peu importe sa forme ou son matériau de construction, à l’exception :

a) des récipients qui fonctionnent sous pression ou dans un système fermé tel qu’aucun rejet n’est anticipé dans l’environnement dans des conditions normales de fonctionnement, y compris lors du remplissage et de la vidange du récipient et lors de changements aux conditions ambiantes;
b) des caves, des réservoirs souterrains de roche poreuse ou de formations géologiques souterraines dans lesquels des liquides sont entreposés sous pression. (tank)

réservoir à toit fixe

Réservoir qui est muni d’un toit fixe mais qui n’est pas muni d’un toit flottant interne. (fixed roof tank)

réservoir existant

Réservoir qui est en service à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou avant celle-ci. (existing tank)

réservoir de liquide à haute concentration de benzène

Réservoir désigné en application de l’alinéa 12a) ou contenant un liquide pétrolier volatil ayant une concentration de benzène supérieure à 20 % en poids. (high benzene tank)

réservoir de véhicule

Réservoir fixé ou intégré à un véhicule, à l’exception du réservoir utilisé exclusivement pour alimenter en carburant le moteur du véhicule. (vehicle tank)

réservoir inerté

S’entend d’un réservoir qui est mis à l’air libre uniquement par un évent pression-dépression et qui est alimenté en gaz inerte non hydrocarboné de sorte que l’atmosphère à l’intérieur du réservoir ne contient pas suffisamment d’oxygène pour permettre la combustion. (inerted tank)

spécifications de conception

Dossiers et documents relatifs à tout équipement, instrument ou dispositif de surveillance qui établissent ses normes de fabrication, de construction, d’utilisation ou d’entretien pour qu’il remplisse sa fonction et atteigne le niveau de performance attendu. La présente définition vise notamment les données techniques, les dessins d’ingénierie, les normes, les spécifications sur les matériaux, les spécifications manufacturières, les listes de vérification pour la mise en service, les fiches techniques, les manuels et les procédures d’utilisation normalisées. (design specifications)

système de contrôle des vapeurs

Tout système qui est conçu pour capter les vapeurs émises par les réservoirs ou lors des activités de chargement et qui empêche leur rejet dans l’environnement. (vapour control system)

système de contrôle des vapeurs existant

Système de contrôle des vapeurs qui est en cours de construction ou en service à l’installation à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou avant celle-ci. (existing vapour control system)

système de destruction des vapeurs

Système de contrôle des vapeurs qui détruit les vapeurs par combustion, oxydation thermique ou autrement, notamment tout système dans lequel les vapeurs sont brûlées dans le but de produire de la chaleur ou de l’énergie utiles et tout système dans lequel les vapeurs sont brûlées dans le seul but d’éviter qu’elles ne soient rejetées dans l’environnement. (vapour destruction system)

système de récupération des vapeurs

Système de contrôle des vapeurs qui capte les vapeurs en vue de leur emploi, sauf si c’est pour leur emploi immédiat dans le but de produire de la chaleur ou de l’énergie à une installation. La présente définition comprend tout système non régénératif qui retient les vapeurs dans un milieu solide ou liquide. (vapour recovery system)

système de retour en boucle des vapeurs

Système de contrôle des vapeurs qui achemine les vapeurs déplacées pendant les activités de chargement du réservoir récepteur au réservoir source et qui empêche leur rejet dans l’environnement. (vapour balancing system)

système temporaire de contrôle des vapeurs

Système de récupération des vapeurs ou système de destruction des vapeurs conçu pour un usage temporaire ou mobile. (temporary vapour control system)

toit fixe

Toit fixé de façon permanente sur un réservoir. (fixed roof)

toit flottant

Structure qui flotte à la surface d’un liquide et qui vise à limiter les pertes de vapeur de ce liquide dans l’environnement. (floating roof)

toit flottant externe

Toit flottant qui est installé dans un réservoir sans toit fixe de sorte que la surface supérieure de ce toit est exposée aux conditions atmosphériques. (external floating roof)

toit flottant interne

Toit flottant qui est installé dans un réservoir muni d’un toit fixe de sorte que la surface supérieure de ce toit est protégée des conditions atmosphériques. (internal floating roof)

torchère

Tout type d’appareil de combustion sans chambre de combustion fermée, y compris une fosse de brûlage conçue pour brûler des liquides ou des mélanges de gaz et de liquides. (flare)

vapeur

Toute vapeur ou tout gaz contenant des COV, notamment les vapeurs provenant de liquides pétroliers volatils. (vapour)

véhicule

Machine conçue pour être mobile, notamment les camions, les wagons, les navires, les barges de transport ou les remorques, mais non conçue — ni modifiée — pour servir de stockage stationnaire permanent de liquides. (vehicle)

Incorporation par renvoi

(2) Dans le présent règlement, tout renvoi à un document s’entend de ce document compte tenu de ses modifications successives.

Dispositions incompatibles

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

Champ d’application

Installations assujetties

2 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement s’applique aux installations qui remplissent l’une des conditions suivantes :

a) la somme des volumes intérieurs de tous les réservoirs à l’installation qui sont utilisés pour stocker des liquides pétroliers volatils est égale ou supérieure à 500 m³;
b) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation dépasse 4 000 m³ normalisés au cours d’une année civile;
c) au moins un réservoir à l’installation a un volume intérieur égal ou supérieur à 5 m³ et est utilisé pour stocker un liquide pétrolier volatil dont la concentration de benzène est supérieure à 20 % en poids;
d) au moins un réservoir à l’installation a un volume intérieur égal ou supérieur à 100 m³ et est utilisé pour stocker un liquide pétrolier volatil dont la pression de vapeur est supérieure à 76 kPa.

Exceptions

(2) Le présent règlement ne s’applique pas aux installations suivantes :

a) celles où les liquides pétroliers volatils sont stockés ou chargés exclusivement pour la vente au détail de carburant à l’installation;
b) celles qui extraient du pétrole d’un gisement ou d’un réservoir géologique souterrain;
c) celles qui effectuent un traitement primaire du pétrole, après son extraction d’un gisement ou d’un réservoir géologique souterrain, dont le but est, selon le cas :
- (i) d’éliminer l’eau, le dioxyde de carbone, les composés sulfurés ou les contaminants du pétrole,
- (ii) de séparer le pétrole en flux gazeux et liquides;
d) celles qui sont utilisées pour stocker ou charger du pétrole avant qu’il ne subisse un traitement primaire dans une installation visée à l’alinéa c);
e) celles qui séparent une charge pétrolière en ses différentes composantes ou fractions, à condition qu’au moins 90 % en poids de la charge pétrolière entrant dans l’installation existe sous forme de vapeur à une température de 20 °C et à une pression absolue de 101,325 kPa;
f) les installations en mer situées à plus de trois miles nautiques du rivage;
g) celles situées sur un terrain dont les limites se trouvent à plus de 100 km de tout centre de population si, à la fois :
- (i) les rampes de chargement à l’installation ne sont jamais utilisées pour charger des liquides pétroliers volatils dont la concentration de benzène est supérieure à 2 % en poids,
- (ii) la somme des volumes intérieurs des réservoirs à l’installation utilisés pour stocker des liquides pétroliers volatils est inférieure à 10 000 m³,
- (iii) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 30 000 m³ normalisés au cours d’une année civile,
- (iv) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 2 000 m³ normalisés au cours d’une journée;
h) celles où chaque réservoir utilisé pour stocker des liquides pétroliers volatils et où chaque rampe de chargement utilisée pour en charger sont situés à plus de 300 m de tout bâtiment occupé si, à la fois :
- (i) les réservoirs à l’installation ne sont jamais utilisés pour stocker des liquides pétroliers volatils dont la pression de vapeur est supérieure à 76 kPa, ou dont la concentration de benzène est supérieure à 2 % en poids, et les rampes de chargement à l’installation ne sont jamais utilisées pour en charger,
- (ii) la somme des volumes intérieurs des réservoirs utilisés à l’installation pour stocker des liquides pétroliers volatils est inférieure à 2 000 m³,
- (iii) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 25 000 m³ normalisés au cours d’une année civile,
- (iv) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 500 m³ normalisés au cours d’une journée;
i) celles où chaque réservoir utilisé pour stocker des liquides pétroliers volatils et où chaque rampe de chargement utilisée pour en charger sont situés à plus de 60 m de tout bâtiment occupé si, à la fois :
- (i) les réservoirs à l’installation ne sont jamais utilisés pour stocker des liquides pétroliers volatils dont la pression de vapeur est supérieure à 76 kPa, ou dont la concentration de benzène est supérieure à 2 % en poids, et les rampes de chargement à l’installation ne sont jamais utilisées pour en charger,
- (ii) la somme des volumes intérieurs des réservoirs utilisés à l’installation pour stocker des liquides pétroliers volatils est inférieure à 2 000 m³,
- (iii) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 20 000 m³ normalisés au cours d’une année civile,
- (iv) le volume total des liquides pétroliers volatils chargés à l’installation ne dépasse pas 500 m³ normalisés au cours d’une journée,
- (v) les liquides pétroliers volatils sont stockés à une installation soit dans des réservoirs à toit fixe dont le diamètre individuel est inférieur à 5 m et dont le volume est inférieur à 150 m³, soit dans des réservoirs souterrains de toute grandeur.

Installations de valorisation — application

3 Il est entendu que le présent règlement s’applique aux installations qui valorisent — au moyen de procédés liés à la distillation — le pétrole brut ou le bitume, ou les mélanges de pétrole brut ou de bitume et d’autres composés d’hydrocarbures.

Distance des bâtiments occupés

4 (1) Pour l’application du présent règlement, la distance entre un réservoir ou une rampe de chargement et un bâtiment occupé est la plus courte distance entre toute partie du réservoir ou de la rampe qui pourrait être une source d’émission de COV et le périmètre du bâtiment occupé.

Distance d’un centre de population

(2) Pour l’application du présent règlement, la distance entre une installation et un centre de population est la plus courte distance entre les limites du terrain de l’installation et celles du centre de population.

Équipement non assujetti

5 (1) Le présent règlement s’applique aux réservoirs et aux rampes de chargement de toute installation, à l’exception des équipements suivants :

a) les réservoirs dont le volume intérieur est inférieur à 5 m³;
b) les réservoirs dont le volume intérieur est inférieur à 50 m³ qui ne sont jamais utilisés pour stocker de l’essence ou des liquides pétroliers volatils ayant une pression de vapeur supérieure à 76 kPa ou dont la concentration en benzène est supérieure à 2 % en poids;
c) les réservoirs fixés ou intégrés à un véhicule;
d) les réservoirs et les rampes de chargement assujettis au Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) qui sont munis d’un système de contrôle des vapeurs qui satisfait aux exigences de ce règlement ou, si ce règlement ne s’applique pas en raison d’un accord conclu en vertu du paragraphe 10(3) de la Loi, un système de contrôle des vapeurs qui est conforme aux exigences des dispositions visées dans cet accord.

Volume exclu

(2) Si le présent règlement ne s’applique pas à un réservoir ou à une rampe de chargement d’une installation en application du paragraphe (1), le volume interne de ce réservoir ou le volume des liquides pétroliers volatils chargés au moyen de cette rampe de chargement ne sont pas pris en compte dans l’établissement, au titre du paragraphe 2(1), de l’application du présent règlement à l’installation.

Dispositions générales

Identification de l’équipement et des instruments

Identifiant de l’équipement

6 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce qu’un identifiant soit attribué à chaque réservoir, à chaque rampe de chargement et à chaque équipement de contrôle des émissions à cette installation.

Marquage de l’équipement

(2) L’exploitant veille à ce que l’identifiant soit, à la fois :

a) marqué sur le réservoir, sur la rampe de chargement et, s’il est accessible par l’exploitant, sur l’équipement de contrôle des émissions;
b) inscrit dans les outils de gestion des actifs ou les programmes électroniques utilisés pour faire l’inventaire de l’équipement et le suivi de son entretien;
c) indiqué sur un plan du site de manière à ce que chaque réservoir, chaque rampe de chargement et chaque équipement de contrôle des émissions puissent être identifiés à tout moment.

Identifiant et marquage des instruments

(3) L’exploitant veille à ce qu’un identifiant soit marqué sur chaque instrument utilisé pour l’application du présent règlement.

État de service

Réservoir

7 (1) Un réservoir est, selon le cas :

a) considéré comme étant en service durant toute période au cours de laquelle il est utilisé pour stocker un liquide pétrolier volatil;
b) considéré comme étant hors service durant toute période au cours de laquelle il n’est pas utilisé pour stocker un liquide pétrolier volatil et, s’il était en service, s’il satisfait à l’une des conditions prévues au paragraphe (2);
c) considéré comme étant hors service si le réservoir a été vidé de tout liquide pétrolier volatil avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement et s’il n’a pas été utilisé pour stocker un liquide pétrolier volatil depuis qu’il a été vidé.

Réservoir hors service

(2) Le réservoir en service est considéré comme étant hors service s’il satisfait à l’une des conditions suivantes :

a) l’intérieur du réservoir a été nettoyé de façon à éliminer tout liquide pétrolier volatil, toute boue et toute matière pétrolière solide, et la valeur du pourcentage LIE à l’intérieur du réservoir est inférieure à 10 et ce, sans ventilation mécanique;
b) un liquide autre qu’un liquide pétrolier volatil a été introduit dans le réservoir et, à la fois :
- (i) l’essai du liquide à l’intérieur du réservoir indique qu’il ne s’agit pas d’un liquide pétrolier volatil,
- (ii) la valeur du pourcentage LIE à l’intérieur du réservoir est inférieure à 10 et ce, sans ventilation mécanique.

Rampe de chargement

8 Une rampe de chargement est, selon le cas :

a) considérée comme étant en service durant toute période au cours de laquelle elle est utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil ou pour du chargement en alternance;
b) considérée comme étant hors service durant toute période au cours de laquelle elle n’est pas utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil ou pour du chargement en alternance.

Système de contrôle des vapeurs

9 Un système de contrôle des vapeurs est, selon le cas :

a) considéré comme étant en service à compter de la date à laquelle il est utilisé à l’installation pour la première fois;
b) considéré comme étant hors service durant toute période au cours de laquelle son utilisation est interrompue conformément au paragraphe 56(2).

Réservoir à service intermittent

10 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant ne peut utiliser plus de trois réservoirs comme réservoirs à service intermittent à une même installation. Toutefois, ces réservoirs ne peuvent être en service pendant plus de trois cents heures par réservoir dans une même année civile

Exceptions

(2) L’exploitant ne peut pas utiliser un réservoir de liquide à haute concentration de benzène ou un réservoir désigné comme un réservoir de liquide très volatil, en application de l’alinéa 12b), comme réservoir à service intermittent.

Analyse — variations des propriétés

(3) Pour l’application du paragraphe (1), si les propriétés du liquide contenu dans un réservoir varient de sorte qu’il est considéré, à certains moments, comme un liquide pétrolier volatil, l’exploitant veille à ce qu’une analyse statistique ou technique soit effectuée pour démontrer que ce réservoir sera en service trois cents heures ou moins dans une même année civile.

Non assujetti aux exigences

(4) Un réservoir utilisé comme réservoir à service intermittent n’est pas assujetti aux exigences prévues aux articles 39 et 40.

Réservoir tampon

11 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant peut utiliser un réservoir comme réservoir tampon s’il ne l’utilise qu’à des fins de stockage temporaire de liquides transférés d’un oléoduc ou d’un équipement de traitement du pétrole dans des conditions anormales de fonctionnement.

Exception

(2) L’exploitant ne peut pas utiliser un réservoir de liquide à haute concentration de benzène comme réservoir tampon.

Liquides

(3) L’exploitant enlève tout liquide transféré à un réservoir utilisé comme réservoir tampon aussitôt que les circonstances le permettent après le transfert.

Non assujetti aux exigences

(4) Un réservoir utilisé comme réservoir tampon n’est pas assujetti aux exigences prévues aux articles 39 et 40.

Désignation

Réservoir

12 L’exploitant d’une installation désigne chaque réservoir qui est en service à l’installation selon l’une des catégories suivantes :

a) un réservoir de liquide à haute concentration de benzène, auquel cas le réservoir peut contenir un liquide pétrolier volatil;
b) un réservoir de liquide très volatil, auquel cas le réservoir ne peut contenir qu’un liquide pétrolier volatil dont la concentration de benzène ne dépasse pas 20 % en poids;
c) un réservoir de liquide pétrolier volatil, auquel cas le réservoir ne peut contenir qu’un liquide pétrolier volatil dont la pression de vapeur ne dépasse pas 76 kPa et dont la concentration de benzène ne dépasse pas 20 % en poids;
d) un petit réservoir de liquide pétrolier volatil, auquel cas le réservoir, à la fois :
- (i) a un volume intérieur inférieur à 150 m³ ou, si le réservoir a une forme cylindrique verticale qui permet l’installation d’un toit flottant, un diamètre intérieur inférieur à 5 m,
- (ii) ne peut contenir qu’un liquide pétrolier volatil dont la pression de vapeur ne dépasse pas 76 kPa et dont la concentration de benzène ne dépasse pas 20 % en poids.

Rampe de chargement

13 L’exploitant d’une installation désigne chaque rampe de chargement qui est utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil à l’installation selon l’une des catégories suivantes :

a) une rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène, auquel cas la rampe de chargement peut être utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil;
b) une rampe de chargement de liquide pétrolier volatil, auquel cas la rampe de chargement ne peut être utilisée que pour charger un liquide pétrolier volatil dont la concentration de benzène ne dépasse pas 20 % en poids;
c) une rampe de chargement à faible débit, auquel cas la rampe de chargement ne peut être utilisée que pour charger un liquide pétrolier volatil dont la concentration de benzène ne dépasse pas 20 % en poids et si, selon le cas :
- (i) la rampe de chargement et tout réservoir à toit fixe chargé de liquides pétroliers volatils à partir de cette rampe sont situés à plus de 300 m de tout bâtiment occupé, et les conditions ci-après sont réunies :
  - (A) le facteur de chargement total à l’installation ne dépasse pas 1,
  - (B) le facteur de chargement journalier maximal à l’installation ne dépasse pas 1,
- (ii) la rampe de chargement est située à plus de 50 km d’un centre de population et à plus de 1,5 km de tout bâtiment occupé, et les conditions ci-après sont réunies :
  - (A) le facteur de chargement total à l’installation ne dépasse pas 2,
  - (B) le facteur de chargement journalier maximal à l’installation ne dépasse pas 2,
- (iii) le facteur de chargement de la rampe de chargement ne dépasse pas 0,04;
d) une rampe de chargement éloignée, auquel cas la rampe de chargement ne peut être utilisée pour charger un liquide pétrolier volatil que si la pression de vapeur de ce liquide ne dépasse pas 76 kPa et la concentration de benzène de ce liquide ne dépasse pas 0,5 % en poids, et si la rampe de chargement est située à plus de 50 km d’un centre de population et à plus de 1,5 km d’un bâtiment occupé.

Processus de désignation

14 L’exploitant attribue une désignation à un réservoir ou à une rampe de chargement en consignant la désignation à l’inventaire établi conformément à l’article 108 et en indiquant la catégorie selon laquelle le réservoir ou la rampe est désigné dans les dossiers tenus conformément aux articles 110 ou 112, selon le cas.

Volume intérieur du réservoir

Volume intérieur

15 (1) Le volume intérieur d’un réservoir est la somme du volume de tous les espaces internes du réservoir pouvant être occupés par un liquide pétrolier volatil.

Réservoirs reliés

(2) Plusieurs réservoirs reliés par un espace commun ou une tuyauterie commune, dans lesquels de la vapeur peut circuler et qui ne sont pas maintenus fermés ou isolés dans des conditions normales de fonctionnement, sont considérés comme étant un seul réservoir ayant un volume intérieur égal à la somme des volumes intérieurs des réservoirs et de celui de l’espace commun ou de la tuyauterie commune.

Réservoir divisé en compartiments distincts

(3) Si un compartiment d’un réservoir est scellé en vue de prévenir la pénétration de vapeur et de liquide venant d’un autre endroit dans le réservoir, ce compartiment est considéré comme un réservoir distinct ayant un volume intérieur distinct.

Toit flottant ou volume intérieur variable

(4) Le volume intérieur d’un réservoir muni d’un toit flottant interne ou d’un toit flottant externe, ou dont le volume intérieur est variable, est calculé au niveau nominal de remplissage de liquide le plus élevé du réservoir.

Chargement

Facteurs de chargement

16 (1) Le facteur de chargement, le facteur de chargement total et le facteur de chargement journalier maximal à l’installation sont calculés conformément à l’annexe 1.

Événement exceptionnel

(2) Si un agent autorisé conclut que le volume de liquides pétroliers volatils chargés au moyen d’une rampe de chargement a augmenté temporairement en raison d’un événement exceptionnel qui n’était pas le résultat d’un entretien prévu sous le contrôle de l’exploitant de l’installation et que cet exploitant a, dans la mesure du possible, minimisé la durée et l’augmentation du volume chargé lors de cet événement, le calcul du facteur de chargement peut être adapté conformément au sous-alinéa 1c)(iv) de l’annexe 1.

Chargements de véhicule à véhicule

17 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que la fréquence des chargements de véhicule à véhicule soit minimisée à l’installation.

Endroit sûr

(2) L’exploitant veille à ce que le chargement de véhicule à véhicule soit effectué dans un endroit sûr et le plus loin possible de bâtiments occupés.

Échantillonnage et essais

Responsabilité de l’exploitant

Exigences

18 L’exploitant veille à ce que l’échantillonnage et les essais effectués pour l’application du présent règlement soient effectués conformément aux articles 19 à 29.

Propriétés des liquides

Phases non miscibles

19 (1) Pour l’application du présent règlement, la concentration de COV, la pression de vapeur ou la concentration de benzène de liquides ayant plusieurs phases non miscibles est respectivement la valeur la plus élevée de la concentration de COV, de la pression de vapeur ou de la concentration de benzène d’une seule phase non miscible de ces liquides.

Échantillons

(2) S’il est impossible de déterminer cette valeur, l’un des échantillons ci-après est utilisé, selon le cas :

a) dans le cas où une phase non miscible n’est pas en quantité suffisante pour former une couche distincte d’une autre phase plus abondante, un échantillon bien mélangé des deux phases;
b) dans le cas où une phase non miscible forme une émulsion stable dans une autre phase et où il est impossible d’obtenir un échantillon de la phase pure, un échantillon de l’émulsion.

Essence

20 Pour l’application du présent règlement, toute essence est considérée comme ayant une concentration de COV de 100 % en poids, une pression de vapeur de 65 kPa et une concentration de benzène de 1 % en poids.

Méthodes d’échantillonnage des liquides

Méthode d’échantillonnage prévue

21 (1) Si les méthodes d’essai applicables prévues aux articles 23 à 25 ou une méthode d’essai de rechange acceptée prévoient des méthodes d’échantillonnage des liquides, l’exploitant utilise l’une de ces méthodes d’échantillonnage.

Méthode d’échantillonnage non prévue

(2) Si les méthodes d’essai applicables prévues aux articles 23 à 25 ou une méthode d’essai de rechange acceptée ne prévoient pas de méthode d’échantillonnage des liquides, l’échantillonnage des liquides est effectué selon l’une des méthodes d’échantillonnage suivantes :

a) la méthode établie dans la norme ASTM D3700–21, intitulée Standard Practice for Obtaining LPG Samples Using a Floating Piston Cylinder;
b) la méthode établie dans la norme ASTM D8009–22, intitulée Standard Practice for Manual Piston Cylinder Sampling for Volatile Crude Oils, Condensates, and Liquid Petroleum Products;
c) la méthode établie dans la norme ASTM D4057–22, intitulée Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products.

Pétroles bruts et autres

(3) Malgré le paragraphe (2), l’échantillonnage de pétroles bruts, de condensats de gaz naturel, d’autres pétroles naturels et d’autres liquides qui contiennent des composants d’hydrocarbures — ou qui laissent soupçonner qu’ils en contiennent — qui forment de la vapeur dans des conditions ambiantes est effectué selon la méthode prévue à l’alinéa (2)a).

Pression insuffisante

(4) Malgré les paragraphes (2) et (3), si la pression au point d’échantillonnage est insuffisante pour permettre le prélèvement d’un échantillon, l’échantillonnage est effectué selon la méthode prévue à l’alinéa (2)b).

Liquide trop visqueux

(5) Malgré les paragraphes (2), (3) et (4), si le liquide est trop visqueux pour permettre le prélèvement d’un échantillon, l’échantillonnage est effectué selon la méthode prévue à l’alinéa (2)c).

Contenants d’échantillons

(6) Le contenant de tout échantillon demeure scellé après le prélèvement et ne peut être ouvert qu’en vue d’effectuer des essais conformément à la méthode d’essai applicable.

Professionnel qualifié

22 Tout échantillonnage est effectué par l’une des personnes suivantes :

a) un professionnel qualifié;
b) une personne supervisée par un professionnel qualifié;
c) une personne qui, au plus douze mois avant d’effectuer un échantillonnage pour la première fois, a suivi une formation, dispensée par un professionnel qualifié, relative aux méthodes d’échantillonnage indiquées pour l’application du présent règlement.

Méthodes d’essai

Pression de vapeur

23 (1) La pression de vapeur d’un liquide est déterminée selon l’une des méthodes d’essai suivantes :

a) la méthode ASTM D2879–23, intitulée Standard Test Method for Vapor Pressure-Temperature Relationship and Initial Decomposition Temperature of Liquids by Isoteniscope;
b) la méthode ASTM D6377–20, intitulée Standard Test Method for Determination of Vapor Pressure of Crude Oil : VPCRx (Expansion Method).

Limite

(2) La méthode d’essai visée à l’alinéa (1)a) ne peut être utilisée que pour mesurer la pression de vapeur d’un liquide composé d’une espèce chimique unique ou d’une espèce chimique unique ayant une quantité d’impuretés acceptable pour le commerce en général.

Ratio vapeur-liquide

(3) Le ratio vapeur-liquide de 4:1 est utilisé pour déterminer la pression de vapeur selon la méthode visée à l’alinéa (1)b).

Température

(4) Les températures ci-après sont utilisées pour déterminer la pression de vapeur conformément à l’une des méthodes d’essai visées au paragraphe (1) :

a) si le liquide est à température ambiante, 20 °C;
b) si le liquide est chauffé ou refroidi artificiellement, la température moyenne mensuelle de fonctionnement la plus élevée observée au cours des douze mois précédents.

Concentration de benzène

24 La concentration de benzène d’un liquide est déterminée selon l’une des méthodes d’essai suivantes :

a) la méthode ASTM D3606–24a, intitulée Standard Test Method for Determination of Benzene and Toluene in Spark Ignition Fuels by Gas Chromatography;
b) la méthode ASTM D4367–22, intitulée Standard Test Method for Benzene in Hydrocarbon Solvents by Gas Chromatography;
c) la méthode ASTM D5134–21, intitulée Standard Test Method for Detailed Analysis of Petroleum Naphthas through n-Nonane by Capillary Gas Chromatography;
d) la méthode ASTM D5580–21, intitulée Standard Test Method for Determination of Benzene, Toluene, Ethylbenzene, p/m-Xylene, o-Xylene, C9 and Heavier Aromatics, and Total Aromatics in Finished Gasoline by Gas Chromatography;
e) la méthode ASTM D5769–22, intitulée Standard Test Method for Determination of Benzene, Toluene, and Total Aromatics in Finished Gasolines by Gas Chromatography/Mass Spectrometry;
f) la méthode ASTM D6229–06, intitulée Standard Test Method for Trace Benzene in Hydrocarbon Solvents by Capillary Gas Chromatography;
g) la méthode ASTM D7504–23, intitulée Standard Test Method for Trace Impurities in Monocyclic Aromatic Hydrocarbons by Gas Chromatography and Effective Carbon Number;
h) la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.0 n^o 14.3-2022, intitulée Méthodes d’essai des produits pétroliers et produits connexes : Méthode normalisée d’identification des constituants de l’essence automobile par chromatographie en phase gazeuse.

Concentration de COV — liquides

25 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la concentration de COV d’un liquide est déterminée conformément à l’une des méthodes d’essai suivantes :

a) la méthode établie dans la norme ASTM E169–16, intitulée Standard Practices for General Techniques of Ultraviolet-Visible Quantitative Analysis;
b) la méthode établie dans la norme ASTM E260–96, intitulée Standard Practice for Packed Column Gas Chromatography.

Mélange d’eau et d’hydrocarbures

(2) Si le liquide est un mélange d’eau et d’hydrocarbures, sa concentration de COV peut être déterminée selon toute méthode qui se conforme aux pratiques d’ingénierie généralement acceptées, y compris une méthode impliquant l’utilisation de la simulation physique ou l’application de normes ou de spécifications du fournisseur.

Concentration de COV — vapeur

26 (1) L’instrument utilisé pour déterminer la présence de COV sous forme de vapeur, y compris afin de détecter toute fuite de vapeur, est, selon le cas :

a) un instrument de surveillance portatif qui répond aux exigences du paragraphe 5(1) du Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier);
b) un instrument optique de visualisation des gaz qui répond aux exigences des paragraphes 5(2) et (3) de ce règlement;
c) un détecteur de gaz combustible utilisant un capteur à billes catalytiques qui répond aux exigences prévues à l’article 28 du présent règlement.

Instruments — pourcentage LIE

(2) L’instrument utilisé pour déterminer le pourcentage LIE est de l’un des types visés aux alinéas (1)a) ou c).

Instruments — gaz ou vapeur

(3) L’instrument utilisé pour déterminer si un rejet de vapeur constitue une fuite de vapeur est du type visé à l’alinéa (1)a).

Concentration de COV équivalente

(4) Si le pourcentage LIE est calculé à partir d’une mesure obtenue avec un instrument de surveillance portatif produisant un résultat en unités de concentration volumique, une concentration de COV de 140 parties par million en volume est considérée correspondre à un pourcentage LIE de 1.

Instruments — usage et étalonnage

27 Tout instrument visé au présent règlement est utilisé et étalonné conformément aux spécifications de conception.

Détecteur de gaz combustible — exigences

28 (1) Le détecteur de gaz combustible qui utilise un capteur à billes catalytiques satisfait aux exigences suivantes :

a) chaque jour avant l’emploi, il est étalonné conformément aux spécifications de conception avec un gaz d’étalonnage et, si nécessaire, avec des facteurs de correction des résultats, le gaz et les facteurs étant adaptés à la composition prévue de la vapeur;
b) il produit un résultat directement en pourcentage LIE;
c) il a une plage de sortie qui s’étend jusqu’au moins de 1 à 100 de pourcentage LIE;
d) il a une exactitude de sortie de plus ou moins 5 % d’une lecture ou de plus ou moins un pourcentage LIE de 2, la valeur la plus élevée étant retenue, lorsqu’il est utilisé sur la composition prévue de la vapeur.

Détecteur de gaz combustible — milieux

(2) Le détecteur de gaz combustible qui utilise un capteur à billes catalytiques ne peut pas être utilisé dans les milieux suivants :

a) une atmosphère contenant moins de 10 % d’oxygène en volume;
b) une atmosphère contenant des substances susceptibles d’empoisonner le catalyseur;
c) tout autre milieu dans lequel, selon les spécifications de conception du détecteur, il pourrait ne pas fournir un résultat exact.

Professionnel qualifié

29 Tout essai exigé en application des articles 23 à 25 est effectué par l’une des personnes suivantes :

a) un professionnel qualifié;
b) une personne supervisée par un professionnel qualifié;
c) une personne qui, au plus douze mois avant d’effectuer un essai pour la première fois, a suivi une formation, dispensée par un professionnel qualifié, relative aux méthodes d’essai indiquées pour l’application du présent règlement.

Méthodes d’essai de rechange

Demande au ministre

30 (1) L’exploitant peut demander au ministre d’utiliser une méthode d’essai de rechange à celles exigées aux articles 23 à 25 à l’une des fins suivantes :

a) tester une substance dont les propriétés n’entrent pas dans le champ d’application des méthodes d’essai exigées;
b) réaliser des essais automatisés ou continus qui ne peuvent être réalisés par les méthodes d’essai exigées;
c) obtenir une exactitude ou une précision supérieures à celle de l’une des méthodes d’essai exigées.

Conditions

(2) La méthode d’essai de rechange doit satisfaire aux conditions suivantes :

a) elle mesure les mêmes propriétés physiques que celles que mesure l’une ou l’autre des méthodes d’essai exigées aux articles 23 à 25;
b) elle est équivalente ou supérieure, notamment en ce qui concerne sa précision et son exactitude, dans tous les cas où elle serait utilisée, à celles de l’une des méthodes d’essai exigées aux articles 23 à 25.

Équivalence

(3) Pour l’application de l’alinéa (2)b), l’exploitant évalue l’équivalence de la méthode d’essai de rechange, conformément à l’une des méthodes d’essai suivantes :

a) la méthode établie dans la norme ASTM D3764–23, intitulée Standard Practice for Validation of the Performance of Process Stream Analyzer Systems;
b) la méthode établie dans la norme ASTM D6708–24, intitulée Standard Practice for Statistical Assessment and Improvement of Expected Agreement Between Two Test Methods that Purport to Measure the Same Property of a Material.

Délai

(4) La demande est présentée au moins soixante jours avant la date d’utilisation prévue de la méthode d’essai de rechange.

Contenu de la demande

(5) La demande, qui peut être présentée à l’égard de plus d’une installation de l’exploitant, contient les renseignements prévus à l’annexe 2.

Précisions ou renseignements supplémentaires

(6) À la réception de la demande, le ministre peut exiger du demandeur toute précision ou tout renseignement supplémentaire du demandeur dont il a besoin pour étudier la demande.

Acceptation de la méthode d’essai

31 (1) Si le ministre détermine que la méthode d’essai de rechange satisfait aux conditions prévues au paragraphe 30(2), il peut accepter l’utilisation de cette méthode d’essai de rechange. Il avise le demandeur de sa décision par écrit et l’informe des conditions d’utilisation de la méthode et des situations dans lesquelles son utilisation est permise.

Utilisation de la méthode

(2) Le demandeur ne peut commencer à utiliser la méthode d’essai de rechange qu’après la réception de l’avis favorable du ministre.

Tenue de dossiers

(3) L’exploitant qui a vu sa demande d’utilisation d’une méthode d’essai de rechange acceptée tient les dossiers et tout document à l’appui relatifs à sa demande.

Rejet de la demande

(4) Le ministre rejette la demande, et en avise l’exploitant par écrit, dans les cas suivants :

a) il détermine que la méthode d’essai de rechange ne satisfait pas aux conditions prévues au paragraphe 30(2);
b) les renseignements visés au paragraphe 30(5) n’ont pas été fournis ou sont insuffisants pour permettre au ministre d’étudier la demande.

Publication des méthodes d’essai de rechange

32 (1) Le ministre peut publier une liste des méthodes d’essai de rechange acceptées, y compris les conditions d’utilisation des méthodes et les situations dans lesquelles leur utilisation est permise.

Utilisation d’une méthode d’essai de rechange acceptée

(2) L’exploitant peut utiliser l’une des méthodes d’essai de rechange acceptées qui figurent dans la liste publiée par le ministre. Dans ce cas, il tient les dossiers et tout document à l’appui démontrant que les conditions d’utilisation de la méthode d’essai de rechange acceptée ont été respectées.

Contrôle des émissions de COV

Équipement de contrôle des émissions

Équipement de contrôle des émissions

33 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que tout réservoir à l’installation qui doit être désigné en application de l’article 12 et toute rampe de chargement à l’installation qui doit être désignée en application de l’article 13 soient munis d’un équipement de contrôle des émissions, conformément aux exigences prévues aux articles 38 à 42, selon le cas.

Conformité

(2) L’exploitant veille à ce que l’équipement de contrôle des émissions soit conforme aux exigences en matière de conception et d’utilisation prévues aux articles 50 à 79 et aux exigences en matière d’inspection, d’essai et de réparation prévues aux articles 86 à 106, selon le cas.

Toit flottant interne

(3) Malgré le paragraphe (2), si le réservoir désigné en application de l’article 12 est muni d’un système de contrôle des vapeurs et d’un toit flottant interne, l’exploitant n’est pas tenu de se conformer aux exigences applicables au toit flottant interne prévues au paragraphe (2).

Hors service

34 (1) Malgré les paragraphes 33(1) et (2), lorsqu’un réservoir ou une rampe de chargement est hors service, les exigences prévues aux articles 38 à 42 et 50 à 79 ne s’appliquent pas à ce réservoir ou à cette rampe de chargement.

Report ou omission des inspections ou des essais

(2) Lorsqu’un réservoir ou une rampe de chargement est hors service, l’exploitant peut reporter ou omettre les inspections prévues aux articles 86 et 91, au paragraphe 93(1) et aux articles 94 à 96 et 104, ainsi que les essais prévus aux articles 87 à 89 et les mesures prévues à l’article 97, jusqu’à trente jours après que le réservoir ou la rampe de chargement est remis en service.

Réparations

(3) Malgré les délais de réparation prévus aux articles 100, 101, 105 et 106, lorsqu’un réservoir ou une rampe de chargement présente des défectuosités quand il est hors service, l’exploitant le répare avant sa remise en service.

Formation requise

35 L’exploitant d’une installation veille à ce que l’équipement de contrôle des émissions à l’installation soit utilisé, entretenu, inspecté et réparé par une personne ayant, au plus douze mois avant d’utiliser, d’entretenir, d’inspecter ou de réparer l’équipement pour la première fois, suivi une formation relative à la fois :

a) à l’utilisation, à l’entretien et à l’étalonnage en toute sécurité de l’équipement et, s’il y a lieu, des instruments de détection des fuites;
b) aux exigences applicables du présent règlement.

Torchère

36 L’exploitant d’une installation peut seulement utiliser une torchère comme système de contrôle des vapeurs si elle satisfait à l’une des conditions suivantes :

a) elle était en service à l’installation avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, ou en cours de construction à cette date, et elle est utilisée dans le but de contrôler les émissions d’un réservoir qui n’est pas un réservoir de liquide à haute concentration de benzène ou d’une rampe de chargement qui n’est pas une rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène;
b) elle n’est utilisée que pendant des périodes limitées afin de recevoir les vapeurs excédentaires lorsque les débits excèdent la capacité du système de contrôle des vapeurs principal ou lorsque le système de contrôle des vapeurs principal est inopérant.

Réservoirs

Équipement de contrôle des émissions

37 L’exploitant d’une installation veille à ce que tout réservoir à l’installation soit conçu, utilisé et entretenu d’une manière qui permet l’utilisation efficace de l’équipement de contrôle des émissions installé sur ce réservoir.

Système de contrôle des vapeurs

38 Sous réserve de l’article 44, l’exploitant d’une installation veille à ce que chaque réservoir de liquide à haute concentration de benzène à l’installation et chaque réservoir désigné comme réservoir de liquide très volatil en application de l’alinéa 12b) à l’installation soient munis d’un système de récupération des vapeurs ou d’un système de destruction des vapeurs.

Réservoir de liquide pétrolier volatil

39 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque réservoir désigné comme réservoir de liquide pétrolier volatil en application de l’alinéa 12c) à l’installation soit muni d’au moins un des équipements de contrôle des émissions suivants :

a) un système de récupération des vapeurs;
b) un système de destruction des vapeurs;
c) un toit flottant interne;
d) un toit flottant externe.

Petit réservoir de liquide pétrolier volatil

40 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque réservoir désigné comme petit réservoir de liquide pétrolier volatil en application de l’alinéa 12d) à l’installation soit muni d’au moins un des équipements de contrôle des émissions suivants :

a) un système de récupération des vapeurs;
b) un système de destruction des vapeurs;
c) un toit flottant interne;
d) un toit flottant externe;
e) un évent à pression-dépression.

Position de l’entrée du liquide

41 L’exploitant veille à ce que l’entrée du liquide d’un réservoir désigné en application de l’article 12 soit positionnée de telle sorte que le liquide n’entre pas dans le réservoir à plus de 15 cm au-dessus du fond du réservoir, sauf si l’une des situations suivantes s’applique :

a) le réservoir est muni d’un système de contrôle des vapeurs;
b) le niveau de liquide dans le réservoir reste toujours au-dessus de l’entrée pendant son fonctionnement normal;
c) le réservoir est un réservoir existant.

Rampes de chargement

Système de contrôle des vapeurs

42 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène à l’installation et chaque rampe désignée comme rampe de chargement de liquide pétrolier volatil en application de l’alinéa 13b) à l’installation soient munies des systèmes de contrôle des vapeurs suivants :

a) un système de récupération des vapeurs, un système de destruction des vapeurs ou un système de retour en boucle des vapeurs, dans le cas d’une rampe de chargement à une installation où tous les liquides pétroliers volatils chargés sont des carburants stockés soit dans des réservoirs à toit fixe dont le volume intérieur de chacun est inférieur à 150 m³ ou, si les réservoirs ont une forme cylindrique verticale qui permet l’installation d’un toit flottant, dont le diamètre intérieur est inférieur à 5 m, soit dans des réservoirs souterrains de toute grandeur;
b) un système de récupération des vapeurs, dans le cas d’une rampe de chargement utilisée pour charger de l’essence aux camions à une installation où plus de 250 000 m³ normalisés d’essence sont chargés par année civile, non munie d’un système de destruction des vapeurs à la date d’entrée en vigueur du présent règlement;
c) un système de récupération des vapeurs ou un système de destruction des vapeurs, dans tous les autres cas.

Système temporaire de contrôle des vapeurs

Système temporaire de contrôle des vapeurs

43 (1) L’exploitant peut utiliser un système temporaire de contrôle des vapeurs sur un réservoir ou une rampe de chargement au lieu de l’équipement de contrôle des émissions exigé aux termes des articles 38, 39, 40 ou 42, selon le cas, pendant les périodes suivantes :

a) lorsque les exigences prévues à ces articles ne s’appliquent pas, en application des articles 135 et 136, à un réservoir existant ou à une rampe de chargement existante à la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou lorsque ce réservoir ou cette rampe de chargement est désigné comme un réservoir ou une rampe de chargement visé par une application différée au titre de l’article 125, une période d’au plus un an à compter de la date à laquelle les articles 38, 39, 40 ou 42 commencent à s’appliquer à ces réservoirs et rampes de chargement;
b) lorsque l’équipement de contrôle des émissions exige un entretien prévu ou un remplacement, une période n’excédant pas cent quatre-vingts jours;
c) lorsqu’une défectuosité de l’équipement de contrôle des émissions est détectée et qu’un système temporaire est utilisé au titre des alinéas 90(1)b) ou 101(2)b), une période n’excédant pas un an;
d) lorsqu’une défectuosité de l’équipement de contrôle des émissions est détectée et qu’un système temporaire est utilisé au titre de l’alinéa 100(1)b), la période de réparation prévue à cet alinéa;
e) dans le cas d’un réservoir, la période pendant laquelle l’intérieur du réservoir est nettoyé ou pendant laquelle il est vidangé, jusqu’à la mise hors service du réservoir.

Période indéfinie

(2) Si les exigences du paragraphe 53(2) et de l’article 57 sont pas satisfaites à l’égard du système temporaire de contrôle des vapeurs, l’exploitant peut utiliser ce système pour une période indéfinie au lieu de la période applicable parmi celles qui sont prévues aux alinéas (1)a) à d).

Utilisation obligatoire

(3) L’exploitant utilise un système temporaire de contrôle des vapeurs pendant les périodes suivantes, selon le cas :

a) la période pendant laquelle toute activité visée aux alinéas 49(1)a) à c) est entreprise, si le réservoir de liquide à haute concentration de benzène en cause n’est pas muni d’un système de contrôle des vapeurs ou si le système de contrôle des vapeurs est inopérable;
b) la période pendant laquelle un système de contrôle des vapeurs, utilisé dans le but de contrôler les émissions provenant d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène, est inopérable en raison d’un entretien prévu;
c) la période pendant laquelle un système de contrôle des vapeurs, utilisé dans le but de contrôler les émissions provenant d’une rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène, est inopérable et que cette rampe de chargement est utilisée pour le chargement d’un liquide pétrolier volatil ayant une concentration de benzène supérieure à 20 % en poids.

Réservoir de liquide à haute concentration de benzène

Réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant

Utilisation de toits flottants

44 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), l’exploitant d’une installation peut continuer d’utiliser un toit flottant interne ou un toit flottant externe plutôt qu’un système de contrôle des vapeurs dans le but de contrôler les émissions de COV provenant de tout réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant à l’installation qui contenait un liquide dont la concentration de benzène est supérieure à 20 % en poids dans l’année précédant la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou à cette date, si, à la fois :

a) le réservoir est situé à plus de 300 m de tout bâtiment occupé;
b) le toit flottant interne ou le toit flottant externe du réservoir a été installé avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement et ne présente aucune des défectuosités visées aux alinéas 100(5)d) et 101(1)a);
c) l’exploitant a établi un programme de surveillance du périmètre à l’installation, et les concentrations de benzène mesurées à chaque emplacement d’échantillonnage du programme sont inférieures ou égales aux valeurs prévues au paragraphe 45(1), et la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées à chaque emplacement d’échantillonnage du programme est inférieure ou égale à la valeur applicable prévue au paragraphe 45(2).

Toit flottant externe — non-application

(2) Le paragraphe (1) cesse de s’appliquer à l’égard des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants qui, au septième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement, sont munis d’un toit flottant externe.

Arrêté d’urgence

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’égard des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants situés à une installation qui était assujettie à l’Arrêté d’urgence concernant les rejets de benzène provenant d’installations pétrochimiques de Sarnia (Ontario) pris par le ministre le 16 mai 2024 et publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 21 mai 2024.

Programme de surveillance

45 (1) Pour l’application de l’alinéa 44(1)c), les concentrations de benzène mesurées au cours d’au moins vingt-quatre des vingt-six périodes d’échantillonnage les plus récentes doivent être inférieures ou égales aux valeurs suivantes, selon le cas :

a) s’agissant d’une période d’échantillonnage qui prend fin avant le premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement, 19 µg/m³;
b) s’agissant d’une période d’échantillonnage qui prend fin au premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le deuxième anniversaire de cette date, 17 µg/m³;
c) s’agissant d’une période d’échantillonnage qui prend fin au deuxième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le troisième anniversaire de cette date, 15 µg/m³;
d) s’agissant d’une période d’échantillonnage qui prend fin au troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, 13 µg/m³.

Moyenne arithmétique

(2) Pour l’application de l’alinéa 44(1)c), la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées pendant les vingt-six périodes d’échantillonnage les plus récentes doit être inférieure ou égale aux valeurs suivantes, selon le cas :

a) si la période d’échantillonnage la plus récente prend fin avant le premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement, 6,5 µg/m³;
b) si la période d’échantillonnage la plus récente prend fin au premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le deuxième anniversaire de cette date, 5,5 µg/m³;
c) si la période d’échantillonnage la plus récente prend fin au deuxième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le troisième anniversaire de cette date, 4,5 µg/m³;
d) si la période d’échantillonnage la plus récente prend fin au troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, 3,5 µg/m³.

Exclusion de données

(3) Pour l’application de l’alinéa 44(1)c), l’exploitant exclut les données recueillies des périodes d’échantillonnage suivantes :

a) celles qui ont pris fin avant les périodes d’échantillonnage pour lesquelles les données ont été comprises dans le rapport transmis au ministre en application du paragraphe 47(2);
b) celles qui ont pris fin avant la date à laquelle l’exploitant de l’installation a muni un réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant à l’installation d’un système de contrôle des vapeurs, conformément à l’article 38, ainsi que les deux premières périodes d’échantillonnage qui ont pris fin après cette date, tant que la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées à chaque emplacement d’échantillonnage du programme de surveillance du périmètre à cette installation, de la troisième à la huitième période d’échantillonnage qui ont pris fin après cette date, était inférieure ou égale aux valeurs suivantes, selon le cas :
- (i) si la huitième période d’échantillonnage prend fin avant le premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement, 6,5 µg/m³,
- (ii) si la huitième période d’échantillonnage prend fin au premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le deuxième anniversaire de cette date, 5,5 µg/m³,
- (iii) si la huitième période d’échantillonnage prend fin au deuxième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, mais avant le troisième anniversaire de cette date, 4,5 µg/m³,
- (iv) si la huitième période d’échantillonnage prend fin au troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement ou postérieurement, 3,5 µg/m³;
c) celles que le ministre a indiquées comme étant exclues en vertu du paragraphe 48(2).

Exclusion de données — moyenne arithmétique

(4) Pour calculer la moyenne arithmétique visée au paragraphe (2), si l’exploitant exclut des données en application du paragraphe (3), la concentration de benzène mesurée pour chaque période d’échantillonnage exclue à chaque emplacement d’échantillonnage est remplacée par la valeur applicable prévue aux alinéas (2)a) à d) pour l’année au cours de laquelle la période d’échantillonnage la plus récente qui a été incluse a pris fin.

Concentration inférieure à la limite

(5) Pour l’application des paragraphes (1) et (2) et de l’article 47, si la concentration de benzène dans un échantillon est inférieure à la limite de détection de la méthode, cette limite est considérée comme étant la valeur de la concentration de benzène dans l’échantillon.

Conditions non remplies

46 (1) Si l’une des conditions prévues aux alinéas 44(1)a) ou b) n’est plus remplie à l’égard d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant à l’installation, l’exploitant de l’installation veille à ce que ce réservoir respecte les exigences de l’article 38 au plus tard un an suivant la date à laquelle la condition n’était plus remplie.

Diminution du nombre de réservoirs

(2) Si les conditions prévues à l’alinéa 44(1)c) ne sont plus remplies à l’égard d’une installation, l’exploitant de l’installation diminue de un le nombre de réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation qui sont munis d’un toit flottant interne ou d’un toit flottant externe au lieu d’un système de contrôle des vapeurs dans l’année suivant la date à laquelle ces conditions n’étaient plus remplies.

Diminution de deux réservoirs additionnels

(3) Si les conditions prévues à l’alinéa 44(1)c) ne sont toujours pas remplies à la fin de la période d’une année visée au paragraphe (2), l’exploitant diminue le nombre de réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation qui sont munis d’un toit flottant interne ou d’un toit flottant externe au lieu d’un système de contrôle des vapeurs de deux réservoirs additionnels pour chaque année subséquente, jusqu’à ce que, selon le cas :

a) les conditions prévues à l’alinéa 44(1)c) soient remplies;
b) tous les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation soient conformes aux exigences de l’article 38.

Rapports

47 (1) L’exploitant d’une installation qui continue d’utiliser un toit flottant interne ou un toit flottant externe plutôt qu’un système de contrôle des vapeurs à l’installation dans le but de contrôler les émissions de COV, en vertu de l’article 44, transmet au ministre des rapports conformément aux paragraphes (2) et (4).

Premier rapport

(2) L’exploitant transmet au ministre un premier rapport au plus tard cent quatre-vingts jours après la date d’entrée en vigueur du présent règlement. Ce rapport contient les données d’au moins les six périodes d’échantillonnage consécutives les plus récentes et d’au plus les vingt-six périodes consécutives d’échantillonnage les plus récentes, de même que les renseignements prévus à la partie 1 de l’annexe 3.

Exception

(3) Malgré le paragraphe (2), l’exploitant qui a établi un programme de surveillance du périmètre de l’installation en application du Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) avant la date de l’entrée en vigueur du présent règlement n’a pas à transmettre, dans ce premier rapport, les renseignements prévus aux articles 6 à 8 de la partie 1 de l’annexe 3.

Rapport annuel

(4) L’exploitant transmet au ministre, dans les trente jours suivant chaque anniversaire de l’entrée en vigueur du présent règlement, un rapport annuel contenant les renseignements prévus aux articles 1 à 4 et 9 de la partie 1 de l’annexe 3 ainsi qu’une mise à jour, s’il y a lieu, des renseignements prévus aux articles 5 à 8 de cette partie et les données recueillies pendant toutes les périodes d’échantillonnage débutant après la dernière période d’échantillonnage comprise dans le rapport précédent et pour lesquelles les résultats analytiques sont disponibles.

Exception

(5) Malgré le paragraphe (4), l’exploitant qui a établi un programme de surveillance du périmètre de l’installation en application du Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) avant la date de l’entrée en vigueur du présent règlement n’a pas à mettre à jour, dans ce rapport annuel, les renseignements prévus aux articles 5 à 8 de la partie 1 de l’annexe 3.

Rapport de dépassement

48 (1) L’exploitant qui continue d’utiliser un toit flottant interne ou un toit flottant externe plutôt qu’un système de contrôle des vapeurs dans le but de contrôler les émissions de COV, au titre de l’article 44, avise le ministre de toute concentration de benzène mesurée dans le cadre du programme de surveillance du périmètre qui dépasse la valeur applicable prévue aux alinéas 45(1)a) à d) ou de toute concentration qui fait en sorte que la moyenne arithmétique dépasse la moyenne arithmétique applicable prévue aux alinéas 45(2)a) à d) en lui transmettant un rapport contenant les renseignements prévus à la partie 2 de l’annexe 3 dans les cinq jours suivant la réception de l’analyse de l’échantillon.

Rejet anormal

(2) Si, après avoir reçu le rapport visé au paragraphe (1) ou toute autre information, le ministre détermine qu’un dépassement de la valeur applicable ou de la moyenne arithmétique résulte d’un rejet anormal de benzène à l’installation qui n’est pas lié aux réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants de l’installation ou d’un rejet anormal de benzène qui provient de l’extérieur de l’installation, il en informe l’exploitant de l’installation par écrit et indique les périodes d’échantillonnage qui sont exclues pour l’application de l’alinéa 45(3)c).

Plan d’action

Plan d’action

49 (1) L’exploitant prépare et met en œuvre un plan d’action avant d’entreprendre une ou plusieurs des activités suivantes :

a) la diminution du niveau de liquide dans un réservoir de liquide à haute concentration de benzène de sorte que son toit flottant interne ou son toit flottant externe ne flotte plus en tout temps sur la surface du liquide;
b) le nettoyage de l’intérieur d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène;
c) le remplacement du joint primaire du toit flottant interne ou du toit flottant externe d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène.

Contenu du plan

(2) L’exploitant transmet le plan d’action au ministre au moins trente jours avant la date à laquelle il a l’intention de le mettre en œuvre, lequel plan contient les renseignements prévus à la partie 3 de l’annexe 3.

Plan — conditions

(3) Dans les quinze jours après la date de la réception du plan d’action, le ministre avise l’exploitant par écrit s’il exige que ce dernier ajoute dans le plan d’action des conditions à respecter à l’égard des éléments suivants :

a) la surveillance;
b) la réparation d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène défectueux, d’un toit flottant interne défectueux, d’un toit flottant externe défectueux ou d’un joint primaire défectueux et les délais applicable;
c) le remplacement d’un joint primaire et les délais applicable;
d) l’utilisation d’un toit flottant interne, d’un toit flottant externe, d’un système temporaire de contrôle des vapeurs ou de tout autre équipement de contrôle des émissions;
e) la mise en œuvre d’autres mesures de réduction des émissions de COV;
f) les avis et les rapports;
g) la tenue de dossiers;
h) tout autre élément que le ministre estime nécessaire pour l’application du présent règlement.

Plan d’action révisé

(4) Si le ministre exige que l’exploitant ajoute dans le plan d’action l’une ou l’autre des conditions prévues au paragraphe (3), l’exploitant ne doit pas mettre en œuvre ce plan jusqu’à qu’il lui transmette un plan d’action révisé comprenant les conditions qui ont été ajoutées.

Mise en œuvre

(5) Malgré le délai prévu au paragraphe (2), l’exploitant peut mettre en œuvre le plan d’action si le ministre l’a informé par écrit à cet effet.

Mise à jour et avis

(6) L’exploitant avise le ministre de l’achèvement de toute activité visée au paragraphe (1) dans les cinq jours suivant la date d’achèvement de l’activité.

Conception et utilisation de l’équipement de contrôle des émissions

Système de contrôle des vapeurs

Chargement d’essence aux camions

50 L’exploitant d’une installation veille à ce que les exigences de la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.1000-2024, intitulée Systèmes de récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution d’essence, à l’exception de celles qui sont relatives à la tenue de dossiers et aux rapports, soient respectées lorsqu’un système de contrôle des vapeurs est utilisé à l’installation dans le but de contrôler les émissions de COV provenant du chargement d’essence aux camions.

Spécifications de conception

51 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de contrôle des vapeurs à l’installation soit installé, utilisé et entretenu conformément aux spécifications de conception.

Conception, utilisation et entretien

52 S’agissant d’un système de récupération des vapeurs ou d’un système de destruction des vapeurs, l’exploitant veille à ce que le système soit conçu, utilisé et entretenu pour qu’il :

a) collecte toutes les vapeurs rejetées par le réservoir ou la rampe de chargement en cause, ainsi que par tout réservoir d’un véhicule recevant des liquides pétroliers volatils de la rampe de chargement;
b) capte ou détruit les COV, conformément aux exigences de performance prévues aux articles 57 ou 58, selon le cas, dans toutes les vapeurs collectées pour toute la gamme de débits de vapeur à l’entrée et de concentrations de COV;
c) minimise l’accumulation des liquides dans la tuyauterie de vapeur.

Exempt de fuites

53 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de contrôle des vapeurs à l’installation et tous les tuyaux, réservoirs, réservoirs de véhicules ou équipements qui sont reliés à l’espace vapeur soient exempts de fuites de vapeur ou de fuites de liquides.

Scellés pendant le fonctionnement

(2) L’exploitant veille à ce que les trappes d’entretien ou autres tuyaux, réservoirs, réservoirs de véhicules ou équipements mis à l’air libre, qui sont reliés à l’espace vapeur, demeurent scellés pendant le fonctionnement du système de contrôle des vapeurs, sauf pendant l’entretien, l’inspection ou la réparation.

Évent à pression-dépression

(3) Si le système de contrôle des vapeurs sert à contrôler les émissions d’un réservoir muni d’un évent à pression-dépression, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient respectées :

a) l’évent à pression-dépression satisfait aux exigences de l’article 78 et celui-ci est inspecté et réparé conformément aux articles 104 et 105;
b) si le système de contrôle des vapeurs est un système de récupération des vapeurs ou un système de destruction des vapeurs, le système et l’évent à pression-dépression sont conçus, utilisés et entretenus de façon à ce que l’évent à pression-dépression demeure scellé, sauf pour casser le vide à l’intérieur du réservoir ou pour alléger la pression à l’intérieur du réservoir pendant une situation d’urgence ou lors d’une défaillance du système;
c) si le système de contrôle des vapeurs est un système de retour en boucle des vapeurs, le système et l’évent à pression-dépression sont conçus, utilisés et entretenus de façon à ce que l’évent à pression-dépression demeure scellé, sauf pour casser le vide à l’intérieur du réservoir, pour alléger la pression à l’intérieur du réservoir supérieure au réglage de décharge de la pression prévu à l’alinéa 78b) ou pour alléger la pression à l’intérieur du réservoir pendant une situation d’urgence ou lors d’une défaillance du système.

Système temporaire de contrôle des vapeurs

(4) Le paragraphe (2) ne s’applique pas à un système temporaire de contrôle des vapeurs qui a été installé sur un réservoir au titre des paragraphes 43(1) ou (3).

Dispositif de surveillance continue

54 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de récupération des vapeurs ou chaque système de destruction des vapeurs à l’installation soit muni d’un dispositif de surveillance continue, considéré comme faisant partie du système de récupération des vapeurs ou du système de destruction des vapeurs, lequel dispositif :

a) produit une mesure exacte de la capture ou la destruction des COV, en mesurant soit directement la concentration de COV dans les gaz d’échappement, soit d’autres paramètres physiques pertinents, tels que la température de la chambre de combustion ou d’échappement, la concentration d’oxygène dans l’échappement ou la présence d’une flamme;
b) alerte l’exploitant lorsque la capture ou la destruction des COV ne satisfait pas aux exigences de performance prévues aux articles 57 ou 58, selon le cas;
c) fonctionne en tout temps lorsque le système de récupération des vapeurs ou le système de destruction des vapeurs est en service.

Mesure exacte

(2) La mesure générée par le dispositif de surveillance continue est considérée comme étant exacte dans les cas suivants :

a) si le dispositif mesure la concentration de COV, il le fait avec une exactitude de plus ou moins 5 % de la pleine échelle;
b) si le dispositif mesure la température, il le fait avec une exactitude de plus ou moins 2 °C;
c) si le dispositif mesure tout autre paramètre physique pertinent, il le fait avec une exactitude de plus ou moins 5 % de l’étendue de l’échelle;
d) si le dispositif vérifie un paramètre non numérique pertinent d’une manière telle que toute inexactitude ou tout mauvais fonctionnement du dispositif, y compris une valeur mesurée invalide, déclenche une alerte aux termes de l’alinéa (1)b).

Pertinence des paramètres

(3) Pour l’application des alinéas (1)a) et (2)c) et d), la mesure d’un paramètre est considérée pertinente à la démonstration de la performance de la capture ou de la destruction des COV si les spécifications de conception du système de récupération des vapeurs ou du système de destruction des vapeurs, y compris tout essai de performance pertinent réalisé pendant la conception ou la mise en service du système, établissent que celui-ci satisfait aux exigences de performance des articles 57 ou 58, selon le cas, lorsque le paramètre est maintenu dans un état spécifique ou à une valeur ou dans une plage de valeurs spécifiques.

Procédures d’utilisation normalisées

55 L’exploitant d’une installation conserve, par écrit, pour chaque système de contrôle des vapeurs à l’installation, des procédures d’utilisation normalisées :

a) qui sont mises à la disposition, à l’installation, de toute personne qui utilise ou entretient le système de contrôle des vapeurs;
b) qui contiennent tous les renseignements nécessaires pour l’emploi et l’entretien du système de contrôle des vapeurs.

Fonctionnement

56 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de contrôle des vapeurs soit en état de marche lorsque des vapeurs sont déplacées du réservoir en cause et lorsque la rampe de chargement en cause est utilisée pour le chargement de liquides pétroliers volatils ou le chargement en alternance.

Exceptions

(2) Malgré le paragraphe (1) :

a) le fonctionnement du système de contrôle des vapeurs peut être interrompu pour des périodes d’entretien ou de réparation pour une durée totale ne dépassant pas 5 %, au cours d’une année civile, des périodes au cours desquelles le réservoir ou la rampe de chargement est en service;
b) si le système de contrôle des vapeurs est un système de retour en boucles des vapeurs, l’exploitant n’est pas tenu de veiller à ce qu’il fonctionne lorsqu’il effectue un chargement en alternance.

Performance — émissions

57 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de récupération des vapeurs ou chaque système de destruction des vapeurs, à l’installation, n’émette pas plus de 10 g de COV par mètre cube de vapeur évacuée ou plus de 10 g de COV par m³ normalisé de liquide pétrolier volatil chargé, en moyenne par heure.

Exception — concentration de benzène

(2) Malgré le paragraphe (1), si la concentration de benzène du liquide pétrolier volatil est égale ou supérieure à 20 % en poids, l’exploitant veille à ce que le système de récupération des vapeurs ou le système de destruction des vapeurs n’émettent pas plus de 1 g de COV par mètre cube de vapeur évacuée ou plus de 1 g de COV par m³ normalisé de liquide pétrolier volatil chargé, en moyenne par heure.

Performance — systèmes temporaires ou existants

58 (1) Malgré le paragraphe 57(1), l’exploitant d’une installation veille à ce que chaque système de récupération des vapeurs existant, chaque système de destruction des vapeurs existant ou chaque système temporaire de contrôle des vapeurs, à l’installation, n’émette pas plus de 35 g de COV par mètre cube de vapeur évacuée ou plus de 35 g de COV par m³ normalisé de liquide pétrolier volatil chargé, en moyenne par heure.

Exception — concentration de benzène

(2) Malgré le paragraphe (1), si la concentration de benzène du liquide pétrolier volatil est égale ou supérieure à 20 % en poids, l’exploitant veille à ce que le système de récupération des vapeurs existant, le système de destruction des vapeurs existant ou le système temporaire de contrôle des vapeurs n’émette pas plus de 5 g de COV par mètre cube de vapeur évacuée ou plus de 5 g de COV par m³ normalisé de liquide pétrolier volatil chargé, en moyenne par heure.

Raccords compatibles

59 (1) Avant le chargement de liquides pétroliers volatils d’une installation, l’exploitant de l’installation veille à ce que le réservoir du véhicule dans lequel ou duquel les liquides sont chargés soit muni de raccords d’interconnexion compatibles avec ceux du système de contrôle des vapeurs utilisé lors du chargement.

Réservoir de véhicule exempt de fuites

(2) Avant le chargement de liquides pétroliers volatils, l’exploitant veille à ce que le réservoir du véhicule soit exempt de fuites de vapeur, conformément aux normes applicables, et, s’agissant d’un camion, que son réservoir ait fait l’objet de l’essai annuel conformément à l’article 5.3.1 de la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.1000-2024, intitulée Systèmes de récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution d’essence.

Toit flottant interne

Installation

60 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque toit flottant interne à l’installation et ses composants — notamment les joints et les raccords — soient installés conformément aux spécifications de conception.

Flottaison à la surface du liquide

61 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant interne flotte en tout temps sur la surface du liquide et suit librement les variations du niveau du liquide.

Au plus trente jours

(2) Malgré le paragraphe (1) et sous réserve du paragraphe (3), le toit flottant interne peut reposer sur une structure de support ou un système de suspension pour une durée totale ne dépassant pas trente jours par année civile.

Plus de trente jours

(3) Le toit flottant interne peut reposer sur une structure de support ou un système de suspension pendant plus de trente jours par année civile si le diamètre du réservoir est de 10 m ou moins et s’il est utilisé après un procédé discontinu ou semi-discontinu de rétention temporaire du liquide à des fins de contrôle de la qualité ou d’essai.

Compartiments de flottaisons multiples

62 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant interne à compartiments de flottaisons multiples reste à flot sur la surface du liquide avec, selon le cas :

a) un flotteur ou un compartiment perforé et inondé de liquide, si le diamètre du toit est inférieur ou égal à 6 m;
b) le pont et deux flotteurs adjacents perforés et inondés de liquide, si le toit est de type flotteur à simple pont et que son diamètre est supérieur à 6 m;
c) deux compartiments adjacents perforés et inondés de liquide, si le toit est de type double pont et que son diamètre est supérieur à 6 m.

Double de son poids mort

(2) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant interne soit en mesure de soutenir au moins le double de son poids mort, lequel comprend le poids de tous les composants du toit, ainsi que la force exercée par les joints pendant le remplissage d’un réservoir.

Joints exposés

63 L’exploitant veille à ce que chaque joint du toit flottant interne exposé à la vapeur ou au liquide possède les qualités suivantes :

a) il est exempt de fuites de vapeur et de fuites de liquides;
b) il a une durée utile prévue égale à celle du toit.

Enceinte continue et étanche à la vapeur

64 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant interne soit muni d’au moins un joint de rebord qui forme une enceinte continue et étanche à la vapeur sur tout le périmètre du toit flottant, sauf là où le joint de rebord est en contact avec la paroi du réservoir, auquel cas l’interstice de joint doit être conforme aux exigences prévues au paragraphe 65(2).

Joints de rebord — types

(2) Les configurations ci-après de joints de rebord sont permises :

a) un joint primaire et un ou plusieurs joints secondaires, de tout type;
b) un seul joint primaire de l’un des types suivants :
- (i) un joint de mousse ou un joint rempli de liquide qui reste en contact permanent avec la surface du liquide,
- (ii) un joint mécanique à sabot mesurant au moins 30 cm de hauteur et constitué d’une feuille de métal incurvée conçue pour être en contact continu avec la paroi du réservoir sur une distance d’au moins 10 cm au-dessus et au-dessous de la surface du liquide.

Interstice entre le joint et la paroi du réservoir

65 (1) Tout espace entre le joint de rebord du toit flottant interne et la paroi du réservoir par lequel peut passer librement une sonde cylindrique uniforme de 0,3 cm de diamètre est considéré comme étant un interstice de joint, lequel est mesuré dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe.

Dimensions

(2) Sous réserve du paragraphe (3), l’exploitant veille à ce que les interstices de chaque joint soient inférieurs aux dimensions suivantes :

a) s’agissant d’un joint de rebord qui est un joint primaire :
- (i) 4 cm de large en tout point entre le joint et la paroi du réservoir,
- (ii) un total cumulé des interstices de 200 cm² par mètre de diamètre du réservoir;
b) s’agissant d’un joint de rebord qui est un joint secondaire :
- (i) 1,3 cm de large en tout point entre le joint et la paroi du réservoir,
- (ii) un total cumulé des interstices de 20 cm² par mètre de diamètre du réservoir;

Plusieurs joints secondaires

(3) Si le toit flottant interne est muni de plusieurs joints secondaires, l’exploitant veille à ce qu’au moins un de ces joints soit conforme aux exigences prévues aux sous-alinéas (2)b)(i) et (ii).

Ouvertures

66 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), l’exploitant veille à ce que chaque ouverture du pont du toit flottant interne soit scellée en tout temps de façon à ce qu’elle soit exempte de fuites de vapeur et de fuites de liquides.

Ouvertures — composante mobile

(2) L’exploitant veille à ce que chaque ouverture du pont du toit flottant interne, qui permet à une composante du réservoir de suivre les changements du niveau du liquide dans le réservoir, soit munie de l’un ou l’autre des dispositifs suivants :

a) un manchon flexible qui forme une enceinte autour de la composante;
b) un joint d’étanchéité qui est en contact avec tout le périmètre de la composante et, lorsqu’un espace à l’intérieur de la composante permet le passage de la vapeur, un flotteur interne.

Exceptions

(3) L’exploitant peut desceller une ouverture lorsque cela est nécessaire pour éviter qu’une pression ou qu’un vide excessifs ne s’accumule dans le réservoir lors de circonstances exceptionnelles en dehors des conditions normales de fonctionnement du réservoir, ou lorsque cela est nécessaire pour son entretien, son inspection ou sa réparation.

Rebords

67 L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant interne soit muni de rebords, à la périphérie du toit et autour de toutes ses ouvertures, qui sont exempts de fuites de vapeur et de fuites de liquides et qui respectent les conditions suivantes :

a) ils s’étendent jusqu’au moins 15 cm au-dessus du liquide, sauf pour les rebords autour des drains;
b) ils s’étendent jusqu’au moins 10 cm au-dessous du liquide, sauf pour les rebords autour des évents ou des brise-vides.

Matériaux

68 L’exploitant veille à ce que chaque composant des toits flottants internes soit fait de matériaux qui sont, à la fois :

a) imperméables aux vapeurs;
b) compatibles chimiquement avec le liquide dans l’environnement opérationnel, de sorte qu’ils ne subissent pas de dommages qui réduisent l’efficacité du contrôle des émissions du composant pendant sa durée utile prévue;
c) compatibles physiquement avec les conditions météorologiques à l’installation, de sorte qu’ils ne subissent pas de dommages qui réduisent l’efficacité du contrôle des émissions du composant pendant sa durée utile prévue.

Toit flottant externe

Installation

69 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque toit flottant externe et ses composants — notamment les joints et les raccords —, à l’installation, soient installés conformément aux spécifications de conception.

Flottaison à la surface du liquide

70 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe flotte en tout temps sur la surface du liquide et suit librement les variations du niveau du liquide.

Au plus trente jours

(2) Malgré le paragraphe (1), le toit flottant externe peut reposer sur une structure de support ou un système de suspension pour une durée totale ne dépassant pas trente jours par année civile.

Compartiments de flottaisons multiples

71 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe soit de type flotteur à simple pont ou de type double pont et qu’il reste à flot sur la surface du liquide avec, selon le cas :

a) un flotteur ou un compartiment perforé et inondé de liquide, si le diamètre du toit est inférieur ou égal à 6 m;
b) le pont et deux flotteurs adjacents perforés et inondés de liquide, si le toit est de type flotteur à simple pont et que son diamètre est supérieur à 6 m;
c) deux compartiments adjacents perforés et inondés de liquide, si le toit est de type double pont et que son diamètre est supérieur à 6 m.

Pluie

(2) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe reste à flot sur la surface du liquide après avoir reçu, sur la surface du pont, 25 cm de pluie en vingt-quatre heures, les drains primaires étant désactivés, sauf si le toit est de type double pont muni de drains d’urgence qui fonctionnent et qui sont conçus pour réduire l’accumulation d’eau sur le toit à un volume que le toit peut supporter en toute sécurité.

Glace et neige

(3) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe soit conçu et entretenu pour rester à flot sur la surface du liquide en cas d’accumulation de glace ou de neige qu’il est raisonnable de s’attendre à recevoir à l’installation compte tenu de son emplacement géographique.

Joints exposés

72 L’exploitant veille à ce que chaque joint du toit flottant externe exposé à la vapeur ou au liquide possède les qualités suivantes :

a) il est exempt de fuites de vapeur et de fuites de liquides;
b) il a une durée utile prévue égale à celle du toit.

Enceinte continue et étanche à la vapeur

73 (1) L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe soit muni d’un joint primaire et d’un joint secondaire qui forment ensemble une enceinte continue et étanche à la vapeur sur tout le périmètre du toit flottant, sauf là où ces joints sont en contact avec la paroi du réservoir, auquel cas les interstices de joint doivent être conformes aux exigences prévues au paragraphe 74(2).

Joints primaires — types

(2) L’exploitant veille à ce que chaque joint primaire soit de l’un des types suivants :

a) un joint de mousse, ou un joint rempli de liquide, qui reste en contact permanent avec la surface du liquide;
b) un joint mécanique à sabot constitué d’une feuille de métal incurvée conçue pour être en contact continu avec la paroi du réservoir sur une distance d’au moins 60 cm au-dessus de la surface du liquide et d’au moins 10 cm au-dessous de la surface du liquide.

Joints secondaires — type

(3) L’exploitant veille à ce que chaque joint secondaire soit du type qui peut être monté sur le rebord du toit flottant externe.

Structure périphérique

(4) Une structure périphérique qui recouvre un joint primaire ou un joint secondaire dans le but principal de le protéger de la pluie, de la neige ou des rayons ultraviolets n’est pas considérée comme étant un joint secondaire.

Interstice entre le joint et la paroi du réservoir

74 (1) Tout espace entre le joint de rebord du toit flottant externe et la paroi du réservoir est considéré comme étant un interstice de joint, lequel est mesuré dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe.

Dimensions

(2) Sous réserve du paragraphe (3), l’exploitant veille à ce que les interstices de chaque joint soient inférieurs aux dimensions suivantes :

a) s’agissant d’un joint de rebord qui est un joint primaire :
- (i) 4 cm de large en tout point entre le joint et la paroi du réservoir,
- (ii) un total cumulé des interstices de 200 cm² par mètre de diamètre du réservoir;
b) s’agissant d’un joint de rebord qui est un joint secondaire :
- (i) 1,3 cm de large en tout point entre le joint et la paroi du réservoir,
- (ii) un total cumulé des interstices de 20 cm² par mètre de diamètre du réservoir;

Plusieurs joints secondaires

(3) Si le toit flottant externe est muni de plusieurs joints secondaires, l’exploitant veille à ce qu’au moins un de ces joints soit conforme aux exigences de dimensions prévues aux sous-alinéas (2)b)(i) et (ii).

Ouvertures

75 (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (4), l’exploitant veille à ce que chaque ouverture du pont du toit flottant externe soit scellée en tout temps de façon à ce qu’elle soit exempte de fuites de vapeur et de fuites de liquides.

Drain d’urgence

(2) L’exploitant veille à ce que chaque ouverture dans le pont du toit flottant externe qui sert de drain d’urgence soit munie d’un couvercle qui forme une enceinte autour d’au moins 90 % de la superficie de l’ouverture.

Ouvertures — composante mobile

(3) L’exploitant veille à ce que chaque ouverture du pont du toit flottant externe qui permet à une composante du réservoir de suivre les changements du niveau du liquide dans le réservoir soit munie de l’un des dispositifs suivants :

a) un manchon flexible qui forme une enceinte autour de la composante;
b) un joint d’étanchéité qui est en contact avec tout le périmètre de la composante et, lorsqu’un espace à l’intérieur de la composante permet le passage de la vapeur, un flotteur interne.

Exceptions

(4) L’exploitant peut desceller une ouverture lorsque cela est nécessaire pour éviter qu’une pression ou qu’un vide excessifs ne s’accumule dans le réservoir lors de circonstances exceptionnelles en dehors des conditions normales de fonctionnement du réservoir, ou lorsque cela est nécessaire pour son entretien, son inspection ou sa réparation.

Rebords

76 L’exploitant veille à ce que chaque toit flottant externe soit muni de rebords, à la périphérie du toit et autour de toutes ses ouvertures, qui sont exempts de fuites de vapeur et de fuites de liquides et qui s’étendent jusqu’au moins 10 cm au-dessous du liquide, sauf pour les rebords autour des évents ou des brise-vides.

Matériaux

77 L’exploitant veille à ce que chaque composant des toits flottants externes soit fait de matériaux qui sont, à la fois :

a) imperméables aux vapeurs;
b) compatibles chimiquement avec le liquide dans l’environnement opérationnel, de sorte qu’ils ne subissent pas de dommages qui réduisent l’efficacité du contrôle des émissions du composant pendant sa durée utile prévue;
c) compatibles physiquement avec les conditions météorologiques prévues à l’installation, de sorte qu’ils ne subissent pas de dommages qui réduisent l’efficacité du contrôle des émissions du composant pendant sa durée utile prévue.

Évent à pression-dépression

Exigences

78 L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque évent à pression-dépression à l’installation respecte les exigences suivantes :

a) il se ferme et forme un scellé exempt de fuites de vapeur et de fuites de liquides lorsqu’il n’y a pas de différence de pression entre l’intérieur du réservoir et l’atmosphère;
b) les réglages de décharge de la pression et du vide sont réglés aux valeurs maximales de pression et de vide, sous réserve des tolérances admises pour la pression nominale du réservoir;
c) il est installé, utilisé et étalonné conformément aux spécifications de conception.

Ventilation

79 L’exploitant veille à ce que le réservoir ne puisse être mis à l’air libre que par l’évent à pression-dépression, sauf pendant l’échantillonnage ou pendant l’entretien du réservoir, son inspection ou sa réparation.

Équipement de contrôle des émissions de rechange

Demande de permis

80 (1) L’exploitant d’une installation peut présenter au ministre une demande de permis pour utiliser un type d’équipement de contrôle des émissions de rechange sur des réservoirs ou des rampes de chargement à l’installation plutôt que celui visé à l’un des articles 38 à 40 et 42.

Substitutions prohibées

(2) Toutefois, la demande de permis ne peut être présentée à l’égard des équipements de rechange suivants :

a) un toit flottant interne ou un toit flottant externe comme équipement de rechange à un système de contrôle des vapeurs;
b) un évent à pression-dépression comme équipement de rechange à un toit flottant interne, à un toit flottant externe ou à un système de contrôle des vapeurs.

Contenu de la demande

(3) La demande de permis, qui peut être présentée à l’égard de plus d’une installation, contient les renseignements prévus à l’annexe 5.

Précisions ou renseignements supplémentaires

(4) Le ministre peut, à la réception de la demande de permis, exiger du demandeur toute précision ou tout renseignement supplémentaire dont il a besoin pour étudier la demande.

Délivrance

81 (1) Le ministre peut délivrer le permis visé au paragraphe 80(1) s’il conclut que les renseignements fournis dans la demande démontrent que l’équipement de contrôle des émissions de rechange contrôle les émissions de COV de manière aussi efficace que l’équipement qu’il remplace, et ce dans toutes les situations où il sera utilisé.

Permis — renseignements

(2) Le permis délivré par le ministre précise les renseignements suivants :

a) la période de validité du permis;
b) le nom des installations visées par le permis;
c) l’identifiant des réservoirs et des rampes de chargement qui peuvent être munis de l’équipement de contrôle des émissions de rechange;
d) les situations dans lesquelles l’équipement de rechange peut être utilisé;
e) les conditions à respecter lors de l’utilisation de l’équipement de contrôle des émissions de rechange.

Permis — conditions

(3) Pour l’application de l’alinéa (2)e), le ministre peut préciser dans le permis les conditions à l’égard des éléments suivants :

a) la conception et l’utilisation de l’équipement de contrôle des émissions de rechange;
b) la surveillance et les limites applicables aux paramètres de surveillance;
c) les procédures et les pratiques d’entretien, d’inspection et de réparation de l’équipement de contrôle des émissions de rechange;
d) les avis et les rapports;
e) la tenue de dossiers;
f) les procédures de mises à jour des renseignements administratifs;
g) tout autre élément que le ministre estime nécessaire pour l’application du présent règlement.

Permis — refus

82 (1) Si les renseignements exigés aux termes des paragraphes 80(3) et (4) n’ont pas été fournis ou sont insuffisants pour permettre au ministre d’étudier la demande, le ministre refuse de délivrer le permis. Il avise par écrit le demandeur des motifs du refus et lui donne la possibilité de présenter des observations écrites à cet égard.

Trente jours

(2) Les observations écrites sont présentées au ministre dans les trente jours qui suivent la date de réception par le demandeur de l’avis de refus du ministre.

Décision du ministre

(3) Après avoir donné au demandeur la possibilité de présenter des observations écrites, le ministre prend l’une des mesures suivantes :

a) il avise par écrit le demandeur de la délivrance du permis et il le délivre conformément à l’article 81;
b) il avise par écrit le demandeur du refus de délivrer le permis.

Renouvellement du permis

83 (1) Le titulaire du permis qui souhaite renouveler son permis présente au ministre une demande de renouvellement au moins soixante jours avant la date d’expiration du permis.

Contenu de la demande

(2) La demande de renouvellement contient une mise à jour des renseignements fournis en application du paragraphe 80(3).

Précisions ou renseignements supplémentaires

(3) Le ministre peut exiger du demandeur toute précision ou tout renseignement supplémentaire dont il a besoin pour étudier la demande de renouvellement.

Renouvellement

(4) Le ministre peut renouveler le permis s’il conclut que les renseignements fournis dans la demande de renouvellement démontrent que l’équipement de contrôle des émissions de rechange contrôle les émissions de COV de manière aussi efficace que l’équipement qu’il remplace, et ce dans toutes les situations où il sera utilisé.

Conditions

(5) Le ministre peut modifier toute condition du permis initial qu’il a exigée en application du paragraphe 81(3) et, le cas échéant, il précise cette condition modifiée dans le permis renouvelé.

Avis au ministre

84 Si le titulaire du permis reçoit des renseignements démontrant que l’équipement de contrôle des émissions de rechange ne contrôle pas les émissions de COV aussi efficacement que l’équipement qu’il a remplacé ou des données de surveillance établissant que les limites visées à l’alinéa 81(3)b) ne sont plus respectées, le titulaire en avise le ministre dans les trente jours suivant la date de réception de ces renseignements ou données.

Modification du permis

85 (1) Le ministre peut modifier le permis délivré en vertu du paragraphe 81(1) s’il a des motifs raisonnables de croire que l’équipement de contrôle des émissions de rechange ne contrôle pas les émissions de COV de manière aussi efficace que l’équipement qu’il a remplacé.

Annulation du permis

(2) Le ministre peut annuler le permis s’il a des motifs raisonnables de croire que, selon le cas :

a) l’équipement de contrôle des émissions de rechange ne contrôle pas les émissions de COV de manière aussi efficace que l’équipement qu’il a remplacé;
b) les conditions du permis n’ont pas été remplies;
c) le titulaire du permis a fourni des renseignements faux ou trompeurs à l’appui de sa demande.

Avis de modification ou d’annulation

(3) Avant de modifier ou d’annuler le permis, le ministre avise par écrit le titulaire des motifs de la modification ou de l’annulation et lui donne la possibilité de présenter des observations écrites à cet égard.

Trente jours

(4) Pour l’application du paragraphe (3), le titulaire du permis peut présenter des observations écrites au ministre au plus tard trente jours après la date à laquelle il a reçu l’avis de modification ou d’annulation.

Décision du ministre

(5) Si, après avoir donné au titulaire du permis la possibilité de présenter des observations écrites, le ministre décide de modifier ou d’annuler le permis, il prend les mesures suivantes :

a) il avise par écrit le titulaire de la modification ou de l’annulation, selon le cas;
b) il précise la date à laquelle le titulaire doit cesser d’utiliser l’équipement de contrôle des émissions de rechange et la date à laquelle ce dernier doit commencer à utiliser l’équipement de contrôle des émissions requis en vertu des articles 38 à 40 et 42, s’il y a lieu.

Inspection, essais et réparation

Système de contrôle des vapeurs

Inspections et essais

Inspection mensuelle

86 (1) L’exploitant d’une installation effectue, au moins une fois par mois et au moins quatorze jours après la date de l’inspection précédente, l’inspection visuelle de tous les composants de chaque système de contrôle des vapeurs à l’installation pour détecter toute fuite de vapeur et toute fuite de liquide ou toute autre défectuosité pouvant être détectée visuellement.

Inspection annuelle

(2) Au moins une fois par année civile, et au moins dix mois après la date de l’inspection précédente, l’exploitant vérifie l’étanchéité de chaque système de contrôle des vapeurs en utilisant l’un des instruments de détection de fuites visés au paragraphe 26(1).

Composants exclus

(3) Tout composant d’un système de contrôle des vapeurs qui, lors de son fonctionnement normal, a une pression interne inférieure d’au moins 5 kPa à la pression ambiante n’a pas à être inspecté au titre du paragraphe (2).

Essai de performance — défectuosités

87 (1) L’exploitant d’une installation effectue, dans les délais prévus aux spécifications de conception, et au plus tard tous les cinq ans, un essai de performance du système de contrôle des vapeurs pour détecter des défectuosités visées au paragraphe 90(3).

Spécifications de conception

(2) Malgré le paragraphe (1), si le système de contrôle des vapeurs est un système de destruction des vapeurs conçu essentiellement pour produire de la chaleur ou de l’énergie utiles, ou s’il est une torchère, l’exploitant n’est tenu d’effectuer que les essais indiqués dans les spécifications de conception du système.

Essai de performance — adaptations

88 (1) Si le système de contrôle des vapeurs est un système de récupération des vapeurs ou un système de destruction des vapeurs, l’exploitant veille à ce que l’essai de performance visé à l’article 87 soit effectué conformément à la section 7 de la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.1000-2024, intitulée Systèmes de récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution d’essence, compte tenu des adaptations suivantes :

a) la méthode d’essai s’applique à tous les systèmes de récupération des vapeurs et à tous les systèmes de destruction des vapeurs;
b) la mention de terminal vaut mention d’installation;
c) la mention d’essence vaut mention de liquide pétrolier volatil;
d) la mention de vapeurs d’essence vaut mention de vapeurs;
e) si le système de contrôle des vapeurs est utilisé dans le but de contrôler les émissions de COV émanant d’un réservoir, la période d’essai de la performance doit être de la même durée que l’essai de performance prévu dans la norme et doit comprendre au moins une heure pendant laquelle le réservoir se fait remplir au débit maximal de remplissage;
f) l’utilisation d’autres méthodes d’essai, y compris la surveillance continue des émissions, n’est pas autorisée;
g) l’analyseur des hydrocarbures totaux doit être un dispositif distinct du dispositif de surveillance continue et les deux dispositifs doivent collecter des données de manière indépendante durant tout l’essai;
h) les détections de méthane et d’éthane peuvent être exclues des résultats recueillis par l’analyseur d’hydrocarbures totaux :
- (i) soit au moyen d’un dispositif d’un type qui est insensible à ces substances,
- (ii) soit par la soustraction de la lecture de l’effet de ces substances en fonction d’un facteur d’étalonnage ou de correction établi le jour de l’essai et adapté aux conditions d’essai, y compris la température, la pression, la composition atmosphérique globale et la composition réelle de la vapeur;
i) dans tous les calculs et étalonnages, les références au propane et aux propriétés du propane, y compris la densité ou la masse moléculaire, doivent être remplacées par des références à une autre substance appropriée et par les propriétés de cette substance chaque fois que cela est nécessaire pour représenter avec précision les propriétés d’un liquide pétrolier volatil;
j) le volume des substances qui ne sont pas des liquides pétroliers volatils n’est pas inclus dans les calculs relatifs au volume de liquide chargé;
k) les résultats des calculs peuvent indiquer, au lieu de la masse de COV émise par litre de liquide chargé, le rendement du système de contrôle des vapeurs en matière de masse de COV émise par mètre cube de vapeur évacuée.

Plusieurs réservoirs

(2) Pour l’application de l’alinéa (1)e), si le système de contrôle des vapeurs est utilisé pour plusieurs réservoirs, un seul réservoir est rempli pendant l’essai.

Dispositif de surveillance continue

(3) L’exactitude du dispositif de surveillance continue visée à l’alinéa 54(1)a) est évaluée par comparaison entre les mesures générées par le dispositif durant l’essai et les résultats de l’essai de performance visé à l’article 87.

Retour en boucle des vapeurs — essai

89 (1) Si le système de contrôle des vapeurs est un système de retour en boucle des vapeurs, l’exploitant veille à que l’essai visé à l’article 87 couvre toute la durée du chargement d’un réservoir à un réservoir de véhicule et toute la durée du chargement d’un réservoir de véhicule à un réservoir.

Éléments de l’essai

(2) L’essai inclut les éléments suivants :

a) l’utilisation d’un manomètre étalonné pour surveiller la pression à la sortie des vapeurs du réservoir du véhicule durant le chargement;
b) l’utilisation de méthodes visuelles, auditives ou olfactives pour surveiller les évents à pression-dépression sur le réservoir du véhicule et sur le réservoir et déterminer si l’un des évents s’ouvre durant le chargement.

Chargement durant l’essai

(3) Le chargement durant l’essai est effectué conformément aux procédures d’utilisation normalisées de l’exploitant, avec des véhicules représentatifs des véhicules utilisés à l’installation, sans modifications dans le but d’améliorer le rendement du système en vue de l’essai.

Réparation

Réparation — délais

90 (1) L’exploitant d’une installation, dans les quarante-cinq jours suivant la date à laquelle une défectuosité du système de contrôle des vapeurs est détectée à l’installation, prend l’une des mesures suivantes :

a) il répare le système de contrôle des vapeurs défectueux et effectue tout essai ou toute inspection nécessaires pour confirmer que la réparation est réussie;
b) il utilise un système temporaire de contrôle des vapeurs.

Délai — exception

(2) Malgré le paragraphe (1), si le fonctionnement du système de contrôle des vapeurs n’est pas requis le dernier jour de la période visée à ce paragraphe, l’exploitant veille à ce que les mesures prévues aux alinéas (1)a) ou b) soient prises avant que le fonctionnement du système ne soit requis de nouveau.

Défectuosité

(3) Le système de contrôle des vapeurs a une défectuosité dans les cas suivants :

a) il y a une fuite de vapeur ou une fuite de liquide;
b) s’agissant d’un système de récupération des vapeurs ou d’un système de destruction des vapeurs, selon le cas :
- (i) il est muni d’un dispositif de surveillance continue non conforme aux exigences prévues à l’article 54,
- (ii) sa performance est insuffisante en matière de capture ou de destruction des COV, le rendant non conforme aux exigences prévues aux articles 57 ou 58, selon le cas;
c) s’agissant d’un système de retour en boucle des vapeurs, selon le cas :
- (i) il a une pression mesurée supérieure à 4,5 kPa à la sortie des vapeurs du réservoir de véhicule,
- (ii) ses évents à pression-dépression sont ouverts à une pression inférieure au réglage de décharge de la pression prévu à l’alinéa 78b) durant les activités de chargement;
d) il a toute autre défectuosité susceptible de réduire sa performance.

Toit flottant interne et toit flottant externe

Inspection du toit flottant interne

Inspection mensuelle

91 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que l’espace au-dessus du toit flottant interne de chaque réservoir à l’installation soit inspecté au moins une fois par mois, et au moins quatorze jours après la date de l’inspection précédente.

Omission d’inspections

(2) Malgré le paragraphe (1), l’exploitant peut omettre au plus quatre inspections pendant une année civile si les conditions météorologiques ou des circonstances imprévues occasionnent des problèmes de sécurité ou d’accessibilité et rendent l’inspection pratiquement impossible.

Pourcentage LIE

(3) L’inspection comprend la détermination de la valeur du pourcentage LIE dans l’espace au-dessus du toit flottant interne dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 6 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe.

Pourcentage LIE de référence

92 (1) L’exploitant calcule un pourcentage LIE de référence aux fins d’évaluation de la performance du toit flottant interne.

Calcul

(2) Sous réserve du paragraphe (3), le pourcentage LIE de référence est la moyenne arithmétique de toutes les valeurs du pourcentage LIE déterminées dans l’espace au-dessus du toit flottant interne au cours des quatre dernières années.

Valeurs exclues

(3) Les valeurs ci-après sont exclues du calcul du pourcentage LIE de référence :

a) les valeurs du pourcentage LIE déterminées avant le remplacement complet du joint primaire ou du joint secondaire;
b) les valeurs du pourcentage LIE qui dépassent 20, ou celles qui dépassent 10 si la concentration de benzène du liquide pétrolier volatil dans le réservoir est égale ou supérieure à 20 % en poids;
c) les valeurs du pourcentage LIE déterminées avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Pourcentage LIE de référence non établi

(4) Malgré le paragraphe (1), le pourcentage LIE de référence n’est pas établi si moins de douze valeurs du pourcentage LIE sont incluses dans son calcul.

Pourcentage LIE de référence établi

(5) Si un pourcentage LIE de référence est établi, les valeurs du pourcentage LIE dans l’espace au-dessus du toit flottant interne ne doivent pas dépasser les seuils suivants :

a) 150 % du pourcentage LIE de référence, si le pourcentage LIE de référence est égal ou supérieur à 5;
b) 7,5, si le pourcentage LIE de référence est inférieur à 5.

Pourcentage LIE de référence non établi

(6) Si aucun pourcentage LIE de référence n’est établi, les valeurs du pourcentage LIE dans l’espace au-dessus du toit flottant interne ne doivent pas dépasser les seuils ci-après, selon le cas :

a) 10, s’il s’agit d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène;
b) 90, s’il s’agit d’un réservoir inerté qui n’est pas un réservoir de liquide à haute concentration de benzène;
c) 20, dans tous les autres cas.

Pourcentage LIE supérieur — deuxième inspection

(7) Malgré l’alinéa 100(5)d), si lors d’une première inspection la valeur du pourcentage LIE dépasse le seuil applicable visé aux paragraphes (5) ou (6) mais ne dépasse pas l’un des seuils prévus aux alinéas 101(1)b) ou c), une deuxième inspection peut être effectuée dans les sept jours suivant la date de la première inspection, et, si lors de cette deuxième inspection la valeur du pourcentage LIE ne dépasse pas le seuil applicable visé aux paragraphes (5) ou (6), la valeur déterminée lors de la première inspection ne signale pas la présence d’une défectuosité.

Inspection tous les vingt ans

93 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que l’intérieur de chaque réservoir à l’installation muni d’un toit flottant interne et le toit flottant interne de ces réservoirs soient inspectés tous les vingt ans et que l’inspection comprenne les éléments suivants :

a) la mesure des interstices de joints dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe, sauf si le joint de rebord est remplacé au moment de l’inspection;
b) l’inspection des trappes, couvercles et autres dispositifs de contrôle des émissions, y compris les joints et les flotteurs internes, afin de détecter les déchirures, les trous, la corrosion, le gonflement, la fragilisation ou tout autre dommage qui réduiraient leur efficacité en matière de contrôle des émissions;
c) des essais de fonctionnement des trappes afin de vérifier leur étanchéité automatique après utilisation, s’il y a lieu;
d) si le réservoir n’est pas en service au moment de l’inspection, l’entretien ou le remplacement des évents et des brise-vides, ou leur mise à l’essai, en vue de s’assurer qu’ils sont en bon état de fonctionnement et qu’ils restent fermés lorsque le toit flottant flotte sur le liquide;
e) l’inspection visant à détecter tout défaut structurel et toute corrosion du toit flottant interne et de tout autre équipement de contrôle des émissions;
f) l’inspection des joints du toit flottant interne en vue de détecter des fuites de vapeur ou des fuites de liquides potentielles, des ouvertures ou des dommages;
g) si le réservoir n’est pas en service au moment de l’inspection, l’inspection de l’intérieur des flotteurs et la détermination de la valeur du pourcentage LIE à l’intérieur des flotteurs en vue de détecter les fuites de vapeur et les fuites de liquides;
h) l’inspection de la barre de boulonnage sur les joints secondaires de rebord, s’il y a lieu, en vue de détecter la corrosion et les soudures cassées;
i) des essais de fonctionnement du système de jaugeage automatique et des alarmes de niveau de liquide, s’il y a lieu;
j) l’inspection visuelle de l’intérieur du poteau de guidage afin de détecter toute protubérance susceptible d’endommager la flotte de contrôle des vapeurs, s’il y a lieu;
k) l’inspection du flotteur de contrôle des vapeurs ou du couvercle situé à l’intérieur du poteau de guidage, s’il y a lieu;
l) l’inspection des parties exposées de la paroi interne du réservoir afin de détecter les rainures, la corrosion, les défaillances du revêtement et les faux ronds.

Début de la période

(2) La période de vingt ans est considérée comme ayant débuté à la plus récente des dates suivantes :

a) la date à laquelle le réservoir a été mis en service pour la première fois, à condition que les dossiers de l’exploitant démontrent que tous les essais ou inspections de vérification de l’installation et du fonctionnement adéquats du réservoir et du toit flottant interne requis par les spécifications de conception ont été effectués;
b) la date de l’inspection interne du réservoir la plus récente, à condition que le rapport d’inspection de l’exploitant démontre que l’inspection a été effectuée par une personne détenant un certificat valide intitulé API 653 - Aboveground Storage Tank Inspector de l’American Petroleum Institute.

Aucune date applicable

(3) Si aucune des dates visées aux alinéas (2)a) et b) n’est applicable, ou si, avant l’entrée en vigueur du présent règlement, plus de dix ans se sont écoulés depuis ces dates, l’exploitant veille à ce que la première inspection exigée au paragraphe (1) soit effectuée au plus tard dix ans après la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Inspection du toit flottant externe

Inspection mensuelle

94 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que la surface supérieure de chaque toit flottant externe à l’installation soit inspectée visuellement au moins une fois par mois et au moins quatorze jours après la date de l’inspection précédente afin de détecter toute défectuosité visée aux alinéas 100(5)e) à g).

Inspection sans délai

(2) Malgré le paragraphe (1), si les conditions météorologiques ou des circonstances imprévues occasionnent des problèmes de sécurité ou d’accessibilité et rendent l’inspection irréalisable, l’exploitant peut la reporter d’au plus sept jours mais il doit procéder à l’inspection dès que les circonstances le permettent.

Inspection annuelle

95 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que la surface supérieure de chaque toit flottant externe à l’installation soit inspectée visuellement chaque année, et au moins dix mois après la date de l’inspection précédente, afin de détecter toute défectuosité visée aux alinéas 100(5)a), c) et e) à h), et à ce que les interstices des joints secondaires soient mesurés dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe.

Au plus deux mètres

(2) L’inspection visuelle qui vise des ouvertures du pont du toit flottant externe s’effectue à une distance maximale de 2 m de chaque ouverture.

Inspection tous les cinq ans

96 L’exploitant d’une installation veille à ce que la partie exposée de la paroi interne de chaque réservoir à l’installation muni d’un toit flottant externe et le toit flottant externe de ces réservoirs soient inspectés tous les cinq ans, et que l’inspection comprenne les éléments suivants :

a) la mesure des interstices de joints primaires dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe, sauf si le joint de rebord est remplacé au moment de l’inspection;
b) l’inspection des joints primaires et secondaires, par leur retrait tout autour de la paroi interne, en vue de vérifier leur bon fonctionnement;
c) l’inspection des joints secondaires en vue de vérifier qu’ils ne sont pas déformés ou que l’angle qu’ils forment avec la paroi interne n’est pas trop aigu;
d) l’inspection des trappes, couvercles et autres dispositifs de contrôle des émissions, y compris les flotteurs internes et les joints, en vue de détecter les déchirures, les trous, la corrosion, le gonflement, la fragilisation ou tout autre dommage qui réduiraient considérablement leur efficacité en matière de contrôle des émissions;
e) l’inspection de la partie exposée de la paroi interne du réservoir en vue de détecter les rainures, la corrosion, les défaillances du revêtement et les faux ronds;
f) l’inspection du jaugeage automatique du réservoir et du logement de la poulie inférieure, s’il y a lieu, en vue de détecter les fuites de vapeur et les fuites de liquides;
g) l’inspection de la poutre de vent en vue de détecter toute corrosion;
h) l’inspection visuelle du toit flottant externe afin de vérifier que le drainage est adéquat;
i) des essais de fonctionnement des trappes afin de vérifier leur étanchéité automatique après utilisation, s’il y a lieu;
j) l’inspection des poteaux de guidage et des puits de jauge afin de détecter tout amincissement, toute rainure ou toute usure, s’il y a lieu;
k) l’inspection de la nivelance du toit flottant externe à au moins trois endroits par une prise de mesure de la distance entre le bord du toit et un cordon de soudure horizontal situé au-dessus du toit flottant;
l) l’inspection des drains d’urgence afin de s’assurer qu’ils sont recouverts ou scellés de manière adéquate;
m) l’inspection de l’intérieur des flotteurs et la détermination de la valeur du pourcentage LIE à l’intérieur des flotteurs en vue de détecter les fuites de vapeur et les fuites de liquides, s’il y a lieu;
n) l’inspection du pont supérieur du toit flottant externe en vue de détecter les défauts de peinture et la corrosion;
o) l’inspection de la barre de boulonnage sur les joints secondaires de rebord, s’il y a lieu, en vue de détecter la corrosion et les soudures cassées.

Mesure des interstices de joints

97 L’exploitant mesure les interstices de joints d’un toit flottant externe, dans les conditions de contrôle prévues à l’annexe 4 et conformément à la marche à suivre établie à cette annexe, dans les soixante jours suivant la date de remplacement du joint de rebord.

Certificat d’inspecteur

98 L’exploitant veille à ce que les inspections visées au paragraphe 93(1) et à l’article 96 soient effectuées par une personne détenant un certificat valide intitulé API 653 - Aboveground Storage Tank Inspector de l’American Petroleum Institute.

Autres exigences

Intervalles d’inspection réduits

99 Si les spécifications de conception ou les résultats d’inspection indiquent que la durée utile prévue d’un composant d’un toit flottant interne ou d’un toit flottant externe est plus courte que les intervalles d’inspection prévus au paragraphe 93(1) et à l’article 96, selon le cas, les intervalles d’inspection portant sur ce composant sont réduits pour correspondre à la durée utile prévue.

Réparation

Réparation — réservoir en service

100 (1) Sous réserve des paragraphes (2), (3) et 101(1) à (4), si une défectuosité visée au paragraphe (5) est détectée alors que le réservoir est en service à l’installation, l’exploitant de l’installation prend l’une des mesures suivantes :

a) s’agissant d’une défectuosité du réservoir, du toit flottant interne ou du toit flottant externe, dans un délai de soixante jours suivant la date à laquelle la défectuosité a été détectée :
- (i) soit mettre le réservoir hors service,
- (ii) soit réparer le réservoir, le toit flottant interne ou le toit flottant externe et effectuer tout essai ou toute inspection nécessaires pour confirmer que la réparation est réussie;
b) s’agissant d’une défectuosité d’un réservoir muni d’un toit flottant interne ou d’une défectuosité de ce toit, munir le réservoir d’un système temporaire de contrôle des vapeurs dans un délai de quinze jours suivant la date de la détection, réparer le réservoir et effectuer tout essai ou toute inspection nécessaires pour confirmer que la réparation est réussie dans un délai de cent quatre-vingts jours suivant cette date.

Réservoir désigné au titre du paragraphe 125(1)

(2) Sous réserve du paragraphe 101(1), si une défectuosité est détectée sur un réservoir désigné comme réservoir visé par une application différée au titre du paragraphe 125(1) et si la réparation nécessite la mise hors service du réservoir, la réparation peut être reportée jusqu’à ce que le réservoir soit mis hors service.

Défectuosité des joints de rebord

(3) En cas de défectuosité d’un joint de rebord, le délai pour prendre les mesures prévues au sous-alinéa (1)a)(ii) est prolongé à quatre-vingt-dix jours suivant la date à laquelle la défectuosité a été détectée si les circonstances suivantes sont réunies :

a) la superficie totale cumulée de tous les interstices de joints est inférieure à 1 000 cm² par mètre de diamètre du réservoir;
b) dans une période de trente jours suivant la date à laquelle la défectuosité a été détectée, une personne détenant un certificat valide intitulé API 653 - Aboveground Storage Tank Inspector de l’American Petroleum Institute a conclu que le réservoir est exempt de toute autre défectuosité qui empêcherait la réparation du joint de rebord lorsque le réservoir est en service.

Réparation irréalisable

(4) Si, après avoir tenté d’effectuer la réparation d’un joint de rebord défectueux en application du paragraphe (3), l’exploitant conclut qu’il n’est pas possible de le faire lorsque le réservoir est en service, il met le réservoir hors service dans un délai de quarante-cinq jours suivant la date de cette conclusion.

Défectuosité

(5) Le toit flottant interne ou le toit flottant externe ont une défectuosité dans les cas suivants :

a) le réservoir en cause est non conforme aux exigences de l’article 37, ce qui pourrait réduire l’efficacité du toit flottant interne ou du toit flottant externe à contrôler les émissions;
b) l’interstice de joints du toit flottant interne ou celui du toit flottant externe ne respecte pas les exigences prévues aux paragraphes 65(2) et (3) et 74(2) et (3);
c) l’ouverture du pont du toit flottant interne ou du toit flottant externe ne respecte pas les exigences prévues aux articles 66 et 75;
d) la valeur du pourcentage LIE dans l’espace au-dessus du toit flottant interne dépasse le seuil applicable prévu aux paragraphes 92(5) ou (6);
e) le toit flottant externe a un drainage inadéquat ou une accumulation de neige, de glace ou de débris qui compromet sa capacité de flottaison sur la surface du liquide;
f) la présence de liquides pétroliers volatils sur la surface supérieure du toit flottant interne ou du toit flottant externe est constatée plus d’une fois au cours d’une période de douze mois, ou la présence de plus d’un m² de ces liquides y est constatée;
g) le toit flottant interne ou le toit flottant externe, ou le réservoir dans lequel le toit flottant interne est installé ou sur lequel le toit flottant externe est installé, a une défectuosité structurelle ou une obstruction qui pourrait nuire au mouvement du toit flottant interne ou du toit flottant externe;
h) il y a toute autre défectuosité du toit flottant interne ou du toit flottant externe, ou du réservoir dans lequel le toit flottant interne est installé ou sur lequel le toit flottant externe est installé, qui pourrait réduire l’efficacité du toit flottant interne ou du toit flottant externe à contrôler les émissions.

Défectuosité majeure

101 (1) L’exploitant prend les mesures prévues aux paragraphes (2) et (5) lorsque l’une des défectuosités suivantes est détectée :

a) le toit flottant interne ou le toit flottant externe s’est enfoncé;
b) la valeur du pourcentage LIE dans l’espace situé au-dessus du toit flottant interne d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène dépasse 20;
c) la valeur du pourcentage LIE dans l’espace situé au-dessus du toit flottant interne d’un réservoir, autre qu’un réservoir inerté, dépasse 50.

Mesures

(2) Sous réserve des paragraphes (3) et (4), si l’une des défectuosités visées au paragraphe (1) est détectée, l’exploitant, dès que les circonstances le permettent, cesse de charger des liquides pétroliers volatils dans le réservoir et prend l’une des mesures suivantes :

a) il vide le réservoir de tout liquide pétrolier volatil;
b) il utilise un système temporaire de contrôle des vapeurs dans le but de contrôler les émissions émanant du réservoir.

Choix de la mesure

(3) Si les mesures visées aux alinéas (2)a) et b) peuvent être réalisées en toute sécurité, l’exploitant choisit l’action qui peut être réalisée le plus rapidement.

Mesures additionnelles

(4) Si l’exploitant prend la mesure visée à l’alinéa (2)b), il doit, dès que les circonstances le permettent, soit réparer le réservoir défectueux et effectuer tout essai ou toute inspection nécessaires pour confirmer que la réparation est réussie, soit vider le réservoir de tout liquide pétrolier volatil.

Rapport

(5) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant, à la fois :

a) transmet, dès que possible après la détection de la défectuosité, un rapport au ministre contenant les renseignements visés à l’annexe 7;
b) avise le ministre, dès que possible, de toute modification aux mesures ou à l’échéancier prévu dans le rapport;
c) met à jour le rapport et transmet la mise à jour au ministre dans les cinq jours suivant la date de la réparation.

Défectuosité — réservoir existant

102 Pour l’application du paragraphe 100(1), toute défectuosité détectée au moment d’une inspection sur un réservoir existant qui a été effectuée avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement est considérée comme ayant été détectée un an après la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Plan de minimisation des émissions de COV

Plan

103 (1) L’exploitant prépare un plan de minimisation des émissions de COV, lequel contient les renseignements visés à l’annexe 8, avant de mettre un réservoir — autre qu’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène — hors service ou avant de remplacer le joint primaire sur le toit flottant interne ou le toit flottant externe d’un réservoir — autre qu’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène — qui est en service, et il met en œuvre ce plan au moment de la mise hors service ou du remplacement, selon le cas.

Mesures — mise hors service

(2) En vue de mettre hors service un réservoir, le plan de minimisation des émissions de COV comprend au moins l’une des mesures suivantes :

a) la substitution, la dilution ou la décontamination chimique du liquide contenu dans le réservoir de sorte que le liquide n’est plus considéré comme étant un liquide pétrolier volatil;
b) l’achèvement de la mise hors service du réservoir dans un délai de quinze jours après que son toit flottant interne ou son toit flottant externe cesse de flotter à la surface du liquide;
c) l’utilisation d’un système temporaire de contrôle des vapeurs au titre de l’article 43.

Dossiers

(3) L’exploitant consigne dans ses dossiers toute dérogation aux mesures comprises dans le plan et la date à laquelle le plan a été achevé.

Évent à pression-dépression

Inspection

Évent à pression-dépression

104 (1) L’exploitant d’une installation veille à ce que chaque évent à pression-dépression à l’installation soit inspecté chaque année, et pas moins de dix mois après la date de l’inspection précédente, pour vérifier qu’il satisfait aux exigences prévues à l’alinéa 78a).

Cinq ans

(2) L’exploitant veille à ce que l’évent à pression-dépression soit inspecté tous les cinq ans pour vérifier qu’il satisfait à l’exigence prévue aux alinéas 78b) et c).

Réparation

Défectuosité détectée

105 (1) Si une défectuosité à l’évent à pression-dépression est détectée pendant que le réservoir en cause est en service, l’exploitant veille à ce qu’il soit réparé dès que possible et au plus tard quarante-cinq jours après la date de la détection.

Défectuosité

(2) L’évent à pression-dépression pour lequel les exigences prévues à l’article 78 n’ont pas été respectées est considéré comme étant défecteux.

Plan de réparation prolongé

Motifs

106 (1) L’exploitant d’une installation prépare un plan de réparation prolongé pour un réservoir défectueux, un toit flottant interne défectueux ou un toit flottant externe défectueux si l’agent autorisé détermine que le réservoir doit être mis hors service aux fins de réparation et que la mise hors service du réservoir ne peut être accomplie en vue de cette réparation dans le délai applicable prévu à l’article 100 pour l’un des motifs suivants :

a) la mise hors service du réservoir nécessiterait l’arrêt d’une partie ou de la totalité de l’équipement de traitement du pétrole à l’installation;
b) il n’existe pas, à l’installation ou ailleurs, d’options de stockage, de traitement ou d’élimination du contenu du réservoir;
c) la mise hors service du réservoir pose des risques importants à la santé, à la sécurité ou à l’environnement qui seraient atténués par un délai de réparation supplémentaire.

Transmission au ministre et contenu

(2) Le plan, qui doit contenir les renseignements visés à l’annexe 9, est transmis au ministre au moins trente jours avant que le délai applicable prévu à l’article 100 ne vienne à échéance.

Précisions ou renseignements supplémentaires

(3) À la réception du plan, le ministre peut exiger de l’exploitant toute précision ou tout renseignement supplémentaire.

Transmission du plan de nouveau

(4) Si, à la réception du plan, le ministre a des motifs raisonnables de croire que la date prévue dans le plan pour la mise hors service du réservoir est trop tardive dans les circonstances, il peut exiger que l’exploitant transmette le plan de nouveau et modifie cette date par une date précisée par le ministre.

Mise en œuvre

(5) L’exploitant met en œuvre le plan à compter du lendemain de la date à laquelle le délai applicable prévu à l’article 100 vient à échéance et met le réservoir hors service dans le délai prévu indiqué dans le plan.

Motifs visés aux alinéas (1)b) ou c)

(6) Si l’exploitant met en œuvre le plan pour l’un des motifs visés aux alinéas (1)b) ou c), il cesse de remplir le réservoir de tout liquide pétrolier volatil à compter du lendemain de la date à laquelle le délai applicable prévu à l’article 100 vient à échéance.

Mise à jour et avis

(7) L’exploitant qui met en œuvre le plan prend les mesures suivantes :

a) dans le cas d’une modification aux renseignements visés aux articles 9 à 11 de l’annexe 9, il met à jour le plan et le transmet à nouveau au ministre le plus tôt possible avant que la modification ne prenne effet;
b) il avise le ministre de la date de la mise hors service du réservoir dans les cinq jours suivant cette date.

Approbations

Approbation fédérale, provinciale ou municipale

107 (1) Si les mesures que l’exploitant doit prendre pour corriger une défectuosité nécessitent l’approbation d’une autorité fédérale, provinciale ou municipale, les périodes ci-après ne sont pas incluses dans le calcul des délais prévus aux paragraphes 90(1), 100(1), (3) et (4) et 105(1) et à l’article 106, selon le cas :

a) une période unique commençant à la date à laquelle la défectuosité est détectée et se terminant quatorze jours suivant la date de la détection, pour la demande d’approbation de l’exploitant de l’installation à l’autorité fédérale, provinciale ou municipale;
b) toute période pour laquelle l’approbation par l’autorité fédérale, provinciale ou municipale est en attente.

Demande dès que possible

(2) L’exploitant demande l’approbation de l’autorité fédérale, provinciale ou municipale dès que les circonstances le permettent.

Inventaire

Inventaire

108 L’exploitant d’une installation établit et tient un inventaire à l’égard de l’installation, lequel contient les renseignements prévus à l’annexe 10.

Tenue de dossiers

Dossiers

Équipement de contrôle des émissions

109 L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à chaque équipement de contrôle des émissions à l’installation :

a) l’identifiant de l’équipement de contrôle des émissions;
b) le type d’équipement de contrôle des émissions et l’identifiant de chaque réservoir ou de chaque rampe de chargement sur lesquels il a été installé;
c) l’année d’installation de l’équipement de contrôle des émissions sur chaque réservoir ou chaque rampe de chargement;
d) les spécifications de conception de l’équipement de contrôle des émissions;
e) s’agissant d’un système de contrôle des vapeurs, les renseignements suivants :
- (i) les dates et la durée de toute période pendant lesquels le système de contrôle des vapeurs est en service et pendant lesquels il est hors service,
- (ii) pour chaque période pendant laquelle le système de contrôle des vapeurs est hors service, les raisons pour lesquelles il l’est et si le réservoir ou la rampe de chargement en cause sont en service pendant ces périodes,
- (iii) la durée totale des périodes, au cours d’une année civile, pendant lesquelles le système de contrôle des vapeurs a été interrompu aux fins d’entretien ou de réparation au titre de l’alinéa 56(2)a),
- (iv) les procédures d’utilisation normalisées prévues à l’article 55,
- (v) le plan pour l’entretien du système de contrôle des vapeurs, y compris :
  - (A) les dates auxquelles il est prévu que le système de contrôle des vapeurs soit mis hors service ou remis en service et les motifs justifiant cette mesure,
  - (B) la date la plus tardive permise de la prochaine inspection requise en application des paragraphes 86(1) et (2),
  - (C) la date la plus tardive permise du prochain essai requis en application de l’article 87,
- (vi) les renseignements relatifs aux essais de performance sur le système de contrôle des vapeurs exigés à l’article 87, notamment :
  - (A) la date de chaque essai,
  - (B) la raison de toute omission d’un essai et la raison pour laquelle un essai n’a pas été effectué dans les délais prévus, s’il y a lieu,
  - (C) pour chaque essai, les paramètres pertinents visés au paragraphe 54(3) utilisés pour établir la performance du système de contrôle des vapeurs, s’il y a lieu,
  - (D) la méthode d’essai suivie pour chaque essai,
  - (E) les instruments utilisés pour chaque essai,
  - (F) la méthode d’essai d’étalonnage des instruments utilisés pour chaque essai, les dates des essais d’étalonnage et les résultats de ces essais,
  - (G) les conditions de fonctionnement dans lesquelles chaque essai a été effectué,
  - (H) les résultats de chaque essai et toutes les données recueillies,
  - (I) tout écart constaté entre les résultats de chaque essai et la performance établie par le dispositif de surveillance continue, s’il y a lieu,
  - (J) le nom de la personne qui a effectué chaque essai ainsi que celui de son employeur;
f) s’agissant d’un système de récupération des vapeurs ou d’un système de destruction des vapeurs :
- (i) toute donnée de surveillance générée par son dispositif de surveillance continue conformément à l’alinéa 54(1)a) durant les douze derniers mois,
- (ii) les renseignements sur l’exactitude et la pertinence, conformément aux paragraphes 54(2) et (3), des mesures générées par son dispositif de surveillance continue durant les douze derniers mois;
g) s’agissant d’un évent à pression-dépression, toute donnée sur son étalonnage en application de l’alinéa 78c);
h) les renseignements démontrant que les exigences prévues à l’article 59 ont été satisfaites, s’il y a lieu;
i) s’agissant d’un système de contrôle des vapeurs, les renseignements relatifs aux inspections sur le système exigées en application de l’article 86, notamment :
- (i) la date de chaque inspection,
- (ii) la raison de toute omission d’une inspection et la raison pour laquelle une inspection n’a pas été effectuée dans les délais prévus, s’il y a lieu,
- (iii) une mention précisant si chaque inspection a été effectuée visuellement ou à l’aide d’un instrument de détection des fuites, et le cas échéant, le type d’instrument utilisé ainsi que son identifiant,
- (iv) les résultats de chaque inspection, y compris une description et l’emplacement de toute fuite ou de toute défectuosité détectées,
- (v) le nom de la personne qui a effectué chaque inspection, ainsi que le nom de son employeur;
j) s’agissant d’un évent à pression-dépression, les renseignements relatifs aux inspections de l’évent exigées en application de l’article 104, notamment :
- (i) la date de chaque inspection,
- (ii) la raison de toute omission d’une inspection et la raison pour laquelle une inspection n’a pas été effectuée dans les délais prévus, s’il y a lieu,
- (iii) les résultats de chaque inspection, y compris une description et l’emplacement de toute fuite ou de toute défectuosité détectées,
- (iv) le nom de la personne qui a effectué chaque inspection, ainsi que le nom de son employeur;
k) s’agissant d’un système de contrôle des vapeurs ou d’un évent à pression-dépression, toute défectuosité visée aux paragraphes 90(3) ou 105(2) détectée sur le système ou sur l’évent, y compris, selon le cas :
- (i) la date à laquelle la défectuosité a été détectée,
- (ii) une description de la défectuosité,
- (iii) la date de réparation du système ou de l’évent,
- (iv) une description de la réparation et les résultats de tout essai ou toute inspection confirmant que la réparation est réussie,
- (v) une mention précisant si la réparation a été effectuée pendant que le réservoir ou la rampe de chargement en cause était en service,
- (vi) les raisons pour lesquelles la réparation n’a pas été effectuée dans les délais prévus aux paragraphes 90(1) ou 105(1), s’il y a lieu.

Réservoirs

110 (1) L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à tout réservoir à l’installation désigné en application de l’article 12 :

a) l’identifiant du réservoir;
b) l’année de l’installation du réservoir, ainsi que ses spécifications de conception, y compris :
- (i) le volume intérieur du réservoir, calculé conformément à l’article 15,
- (ii) la hauteur et le diamètre du réservoir,
- (iii) le type et l’identifiant de tout équipement de contrôle des émissions installé sur le réservoir;
c) la description de chaque liquide stocké dans le réservoir et les dates auxquelles le réservoir contenait le liquide, y compris, s’agissant d’un liquide pétrolier volatil, sa pression de vapeur, sa concentration de benzène et, si le liquide pétrolier volatil est un mélange d’hydrocarbures et d’eau, sa concentration de COV;
d) s’agissant du nettoyage de l’intérieur du réservoir en application de l’alinéa 7(2)a), la valeur du pourcentage LIE à l’intérieur du réservoir, l’identifiant de l’instrument qui a été utilisé pour déterminer cette valeur et une mention précisant si une ventilation mécanique a été utilisée lors de cette détermination;
e) la catégorie selon laquelle le réservoir est désigné en application de l’article 12, la date à laquelle il a été ainsi désigné pour la première fois, toute modification subséquente de cette désignation, la date de ces modifications, ainsi que les raisons des modifications;
f) s’agissant du réservoir utilisé comme réservoir à service intermittent au titre du paragraphe 10(1), les renseignements démontrant qu’il était en service pendant trois cents heures ou moins au total par année civile et, s’il y a lieu, l’analyse statistique ou technique visée au paragraphe 10(3);
g) s’agissant du réservoir utilisé comme réservoir tampon au titre du paragraphe 11(1), une description des conditions anormales de fonctionnement et des liquides transférés au réservoir et les dates auxquelles les liquides ont été transférés ou enlevés du réservoir;
h) le plan pour l’entretien du réservoir, y compris :
- (i) les dates prévues pour l’entretien prévu et une mention précisant si le réservoir sera mis hors service pendant l’entretien,
- (ii) la date la plus tardive permise de la prochaine inspection requise en application des paragraphes 91(1), 93(1), 94(1) et 95(1) et des articles 96 et 97, selon le cas, compte tenu de tout intervalle d’inspection réduit au titre de l’article 99;
i) les dates et la durée de toute période pendant laquelle le toit flottant interne du réservoir et son toit flottant externe reposaient sur une structure de soutien ou étaient suspendus au titre des paragraphes 61(2) ou (3) ou 70(2), selon le cas;
j) les renseignements relatifs aux inspection du réservoir, de son toit flottant interne ou de son toit flottant externe en application des paragraphes 91(1), 92(7), 93(1), 94(1) et 95(1) et des articles 96 et 97, selon le cas, y compris :
- (i) la date de chaque inspection,
- (ii) la raison de toute omission d’une inspection et si une inspection a été omise au titre du paragraphe 91(2),
- (iii) la raison pour laquelle une inspection n’a pas été effectuée dans les délais applicables et si l’inspection a été reportée au titre du paragraphe 94(2),
- (iv) l’article du présent règlement en application duquel chaque inspection a été effectuée,
- (v) les résultats de chaque inspection, y compris une description et l’emplacement de toute défectuosité détectée,
- (vi) s’agissant de l’inspection du toit flottant interne :
  - (A) le pourcentage LIE mesuré dans l’espace situé au-dessus du toit flottant interne et le pourcentage LIE de référence calculé en application de l’article 92,
  - (B) l’identifiant de l’instrument qui a été utilisé pour mesurer le pourcentage LIE,
  - (C) une mention précisant si la prise de la mesure fait partie d’une deuxième inspection au titre du paragraphe 92(7),
  - (D) la vitesse estimée du vent au moment de la prise de la mesure,
  - (E) le volume de liquide dans le réservoir au moment de la prise de la mesure et huit heures avant ce moment,
- (vii) le nom de la personne qui a effectué chaque inspection ainsi que le nom de son employeur et, dans le cas d’une inspection effectuée en application du paragraphe 93(1) ou de l’article 96, la preuve démontrant que la personne détenait la certification visée à l’article 98;
k) les dossiers sur les essais et les inspections visés à l’alinéa 93(2)a) qui ont servi à établir le début de la période de vingt ans prévue au paragraphe 93(1), s’il y a lieu;
l) les renseignements relatifs aux défectuosités visées aux paragraphes 100(5) ou 101(1) détectées sur le réservoir, son toit flottant interne ou son toit flottant externe, y compris, selon le cas :
- (i) la date à laquelle la défectuosité a été détectée,
- (ii) une description de chaque défectuosité,
- (iii) la date de chaque réparation du réservoir, de son toit flottant interne ou de son toit flottant externe,
- (iv) une description de chaque réparation et les résultats de tout essai ou toute inspection confirmant que chaque réparation est réussie,
- (v) les raisons pour lesquelles chaque réparation n’a pas été effectuée dans le délai applicable prévu à l’article 100,
- (vi) dans le cas d’une défectuosité visée au paragraphe 101(1) qui a été détectée sur son toit flottant interne ou son toit flottant externe, à la fois :
  - (A) la date à laquelle l’exploitant a cessé de remplir le réservoir de liquide pétrolier volatil,
  - (B) la date à laquelle il a vidé le réservoir de tout liquide pétrolier volatil en application de l’alinéa 101(2)a) ou celle à laquelle il a installé un système temporaire de contrôle des vapeurs sur le réservoir conformément à l’alinéa 101(2)b) et la date de début de l’utilisation du système, selon le cas,
  - (C) les éléments pris en considération dans le choix des mesures visées au paragraphe 101(2),
- (vii) dans le cas d’une défectuosité sur un joint de rebord d’un réservoir, les renseignements relatifs aux conclusions émises pour l’application des paragraphes 100(3) et (4), y compris :
  - (A) la date à laquelle la personne visée à l’alinéa 100(3)b) a conclu que le réservoir était exempt de toute autre défectuosité, le nom de cette personne, ainsi que le nom de son employeur, et la preuve démontrant que la personne détenait la certification visée à cet alinéa,
  - (B) la date à laquelle l’exploitant de l’installation a conclu, en application du paragraphe 100(4), qu’il n’était pas possible de réparer le joint de rebord défectueux lorsque le réservoir est en service, s’il y a lieu,
  - (C) une mention de toute tentative de réparation du joint pendant que le réservoir était en service;
m) une copie de tout plan de minimisation des émissions de COV relatif au réservoir, préparé en application du paragraphe 103(1), y compris toute dérogation aux mesures comprises dans le plan et la date d’achèvement du plan;
n) si l’exploitant met en œuvre un plan de réparation prolongé relatif au réservoir en application du paragraphe 106(1) pour l’un des motifs visés aux alinéas 106(1)b) ou c), la date à laquelle il a cessé de remplir le réservoir de tout liquide pétrolier volatil;
o) une mention précisant si le réservoir a été désigné au titre du paragraphe 125(1) comme réservoir visé par une application différée et, s’il y a lieu, la date prévue à laquelle la désignation ne s’appliquera plus au réservoir.

Autres réservoirs

(2) L’exploitant tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à chaque réservoir à l’installation qui n’est pas désigné en application de l’article 12 et dont le volume interne est égal ou supérieur à 150 m³ :

a) l’identifiant du réservoir;
b) le volume intérieur du réservoir;
c) la hauteur et le diamètre du réservoir;
d) une description du liquide stocké dans le réservoir, le cas échéant.

Programme de surveillance du périmètre

111 L’exploitant d’une installation qui, au titre de l’article 44, continue d’utiliser un toit flottant interne ou un toit flottant externe plutôt qu’un système de contrôle des vapeurs dans le but de contrôler les émissions de COV tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs au programme de surveillance du périmètre à l’installation :

a) un diagramme de l’installation comportant les limites du terrain, le périmètre, les emplacements d’échantillonnage, l’équipement de traitement du pétrole, les réservoirs, les rampes de chargement et les zones de traitement des eaux usées;
b) une description de l’analyse utilisée pour sélectionner le périmètre, y compris la méthode suivie, les éléments pris en considération et, le cas échéant, les calculs effectués;
c) le nombre de tubes d’échantillonnage et leur emplacement sur le périmètre ainsi qu’une description de l’analyse utilisée pour déterminer les emplacements, notamment la méthode suivie, les éléments pris en compte et, le cas échéant, les calculs effectués;
d) pour chaque période d’échantillonnage :
- (i) les dates de début et de fin de la période,
- (ii) la concentration de benzène mesurée à chaque emplacement d’échantillonnage ainsi que celle qui est mesurée dans chaque blanc de terrain et chaque double échantillon,
- (iii) les données météorologiques recueillies à la station météorologique située sur les lieux de l’installation ou dans un rayon de 40 km du périmètre, incluant la vitesse et la direction du vent, la température et la pression atmosphérique, sur une base horaire,
- (iv) une mention précisant si les données de la période d’échantillonnage ont été exclues en application du paragraphe 45(3), s’il y a lieu,
- (v) la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées pendant les vingt-six périodes d’échantillonnage les plus récentes à chaque emplacement d’échantillonnage, compte tenu de tout remplacement effectué conformément au paragraphe 45(4).

Rampe de chargement

112 (1) L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à chaque rampe de chargement désignée en application de l’article 13, à l’exception des rampes de chargements désignées en application de l’alinéa 13c), qui sont à l’installation :

a) l’identifiant de la rampe de chargement;
b) l’année de l’installation de la rampe de chargement, ainsi que ses spécifications de conception, y compris le type et l’identifiant de tout équipement de contrôle des émissions installé sur la rampe de chargement;
c) les types de véhicules chargés au moyen de la rampe de chargement;
d) les renseignements sur chaque liquide pétrolier volatil chargé au moyen de la rampe de chargement, notamment :
- (i) une description de ce liquide pétrolier volatil, y compris sa pression de vapeur, sa concentration de benzène et, si le liquide pétrolier volatil est un mélange d’hydrocarbures et d’eau, sa concentration de COV,
- (ii) le volume de ce liquide pétrolier volatil chargé chaque jour, lorsque le système de contrôle des vapeurs était en service,
- (iii) le volume de ce liquide pétrolier volatil chargé chaque jour, lorsque le système de contrôle des vapeurs était hors service;
e) la catégorie selon laquelle la rampe de chargement est désignée en application de l’article 13, la date à laquelle elle a été ainsi désignée pour la première fois, toute modification subséquente de cette désignation et la date et les raisons de ces modifications;
f) le volume total de liquide chargé en alternance au moyen de la rampe de chargement, dans une année civile, sans l’utilisation d’un système de contrôle des vapeurs, ou une déclaration de l’agent autorisé indiquant que le volume total de liquide chargé en alternance au moyen de la rampe de chargement sans l’utilisation d’un système de contrôle des vapeurs était inférieur à 30 %, dans une année civile;
g) une mention précisant si la rampe de chargement a été désignée au titre du paragraphe 125(1) comme rampe de chargement visée par une application différée et, s’il y a lieu, la date prévue à laquelle la désignation ne s’appliquera plus à la rampe de chargement.

Autres rampes de chargement

(2) L’exploitant tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à toute rampe de chargement à l’installation qui n’est pas désignée en application de l’article 13 et à toute rampe de chargement à l’installation désignée en application de l’alinéa 13c) :

a) l’identifiant de la rampe de chargement;
b) la description du liquide chargé au moyen de la rampe de chargement, le cas échéant;
c) s’agissant d’une rampe de chargement désignée en application de l’alinéa 13c), une déclaration de l’agent autorisé indiquant que le facteur de chargement ne dépasse pas 0,04.

Facteurs de chargement

(3) L’exploitant tient un dossier, et tout document à l’appui, relatifs au facteur de chargement total et au facteur de chargement journalier maximal de l’installation.

Facteur de chargement — adaptation

(4) L’exploitant tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à l’adaptation du calcul du facteur de chargement prévue au paragraphe 16(2) :

a) l’identifiant de la rampe de chargement;
b) les types de véhicules chargés au moyen de la rampe de chargement;
c) une description de l’événement exceptionnel qui a conduit à l’adaptation;
d) les dates de début et de fin de l’événement exceptionnel;
e) les dates de début et de fin de la période au cours de laquelle l’événement exceptionnel a entraîné une augmentation du volume de liquides pétroliers volatils chargés au moyen de la rampe de chargement;
f) le volume de tout liquide pétrolier volatil chargé chaque jour au cours de la période visée à l’alinéa e);
g) le volume de tout liquide pétrolier volatil chargé, déterminé conformément au sous-alinéa 1c)(iv) de l’annexe 1;
h) un document énonçant les raisons pour lesquelles l’agent autorisé est arrivé à la conclusion visée au paragraphe 16(2), daté et signé par l’agent autorisé.

Chargement de véhicule à véhicule

(5) L’exploitant tient un dossier dans lequel il consigne les dates auxquelles le chargement de véhicule à véhicule a eu lieu à l’installation, les types de véhicule utilisés pour le chargement et la distance entre l’emplacement du chargement et le bâtiment occupé le plus près.

Échantillons de liquide

113 L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à tout échantillon prélevé pour déterminer la pression de vapeur, la concentration de benzène ou la concentration de COV du liquide stocké dans un réservoir ou chargé au moyen d’une rampe de chargement à l’installation :

a) une description du liquide;
b) l’identifiant du réservoir ou de la rampe de chargement desquels l’échantillon a été prélevé;
c) la date à laquelle l’échantillon a été prélevé, le nom de la personne qui a prélevé l’échantillon et le nom de son employeur, ainsi que la méthode d’échantillonnage utilisée;
d) la date d’essai de l’échantillon, le nom de la personne qui a effectué l’essai et le nom de son employeur, ainsi que la méthode d’essai utilisée pour déterminer la pression de vapeur, la concentration de benzène et la concentration de COV du liquide;
e) les conditions et les résultats de l’essai;
f) tout renseignement requis pour identifier l’échantillon et de le lier aux résultats des essais.

Instruments et dispositifs de surveillance continue

114 L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs aux instruments et dispositifs de surveillance continue utilisés à l’installation pour l’application du présent règlement :

a) l’identifiant de l’instrument;
b) les spécifications de conception de l’instrument ou du dispositif de surveillance continue, selon le cas;
c) les résultats de tout essai et de tout étalonnage effectués sur l’instrument ou sur le dispositif de surveillance continue, la date à laquelle ils ont été effectués, le nom de la personne qui les a effectués et le nom de son employeur.

Mesures et calculs

115 L’exploitant tient les dossiers, et tout document à l’appui, relatifs à toute mesure et à tout calcul servant à déterminer la valeur d’un élément d’une formule figurant dans le présent règlement, y compris la méthodologie utilisée pour déterminer cette valeur.

Unités de mesure

116 Sauf indication contraire, toute unité de mesure utilisée dans tout dossier, avis, plan ou rapport exigé en vertu du présent règlement, ainsi que dans toute demande présentée en vertu de celui-ci, est exprimée dans les unités ci-après, selon le cas :

a) s’agissant du volume d’un réservoir, en m³;
b) s’agissant du volume d’un fluide, en m³ normalisé;
c) s’agissant de la concentration de benzène d’un liquide, en % en poids;
d) s’agissant de la concentration de COV d’un liquide, en % en poids;
e) s’agissant de la pression de vapeur, en kPa;
f) s’agissant de la concentration de benzène mesurée dans le cadre d’un programme de surveillance du périmètre, en μg/m³;
g) s’agissant d’une distance, en unités métriques.

Personne effectuant l’échantillonnage

117 (1) L’exploitant d’une installation tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à toute personne qui effectue l’échantillonnage à l’installation pour l’application du présent règlement :

a) les nom et titre de la personne, ainsi que son adresse professionnelle et le nom de son employeur;
b) une mention précisant si la personne satisfait aux exigences prévues à au moins un des alinéas 22a) à c) et les exigences auxquelles elle satisfait;
c) si la personne est un professionnel qualifié, ses qualifications;
d) s’agissant d’une personne satisfaisant les exigences prévues aux alinéas 22b) ou c), les qualifications du professionnel qualifié visé à ces alinéas.

Personne effectuant des essais

(2) L’exploitant tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à toute personne qui effectue des essais en application des articles 23 à 25 :

a) les nom et titre de la personne, ainsi que son adresse professionnelle et le nom de son employeur;
b) une mention précisant si la personne satisfait aux exigences prévues à au moins un des alinéas 29a) à c) et les exigences auxquelles elle satisfait;
c) si la personne est un professionnel qualifié, ses qualifications;
d) s’agissant d’une personne satisfaisant les exigences prévues aux alinéas 29b) ou c), les qualifications du professionnel qualifié visé à ces alinéas.

Équipement de contrôle des émissions

(3) L’exploitant tient un dossier contenant les renseignements ci-après, et tout document à l’appui, relatifs à la formation suivie, aux termes de l’article 35, par toute personne relativement à l’accomplissement des activités prévues à cet article :

a) les nom et titre de la personne, ainsi que son adresse professionnelle et le nom de son employeur;
b) le nom de l’entité qui donne cette formation;
c) une description de cette formation;
d) la date à laquelle la personne termine cette formation.

Personne désignée comme exploitant

118 Si l’exploitant est une personne désignée par un accord écrit visé à l’alinéa b) de la définition de exploitant au paragraphe 1(1), cet exploitant conserve un dossier où est consigné cet accord.

Personne désignée comme agent autorisé

119 Si l’agent autorisé est une personne désignée par écrit au sens de la définition de agent autorisé au paragraphe 1(1), l’exploitant conserve un dossier où est consigné cette désignation.

Avis, plans et rapports

120 L’exploitant tient des dossiers, et tout document à l’appui, relatifs à tout avis, plan ou rapport exigés en application du présent règlement.

Transmission par voie électronique

121 (1) Les demandes, avis, plans ou rapports présentés au ministre en vertu ou en application du présent règlement sont transmis, datés et signés électroniquement par l’agent autorisé, en la forme précisée par le ministre.

Support papier

(2) Si aucune forme électronique n’est précisée ou si, en raison de circonstances indépendantes de la volonté de l’exploitant, il est difficile de transmettre électroniquement la demande, l’avis, le plan ou le rapport conformément au paragraphe (1), ceux-ci sont présentés sur support papier et datés et signés par l’agent autorisé en la forme précisée par le ministre, ou autrement si aucune forme n’est précisée par le ministre.

Paragraphe 124(3)

(3) Malgré les paragraphes (1) et (2), la signature datée de l’agent autorisé n’est pas requise lorsqu’il s’agit d’aviser le ministre, en application du paragraphe 124(3), d’une modification aux renseignements fournis.

Demande du ministre — dossier

122 (1) À la demande du ministre, l’exploitant d’une installation transmet, dans les trente jours suivant la date de la demande, une copie de tout dossier qu’il est tenu de tenir en application du présent règlement.

Demande du ministre — échantillon

(2) L’exploitant met à la disposition du ministre et, à sa demande, lui envoie à l’adresse et de la manière indiquées dans la demande, un échantillon de tout liquide stocké dans le réservoir ou chargé au moyen de la rampe de chargement à l’installation.

Conservation des dossiers

Consignation

123 (1) Sauf disposition contraire du présent règlement, l’exploitant d’une installation veille à ce que tout renseignement exigé en vertu du présent règlement soit consigné dès que possible, mais au plus tard trente jours après la date où l’information est disponible.

Période

(2) L’exploitant veille à ce que les dossiers qu’il est tenu de tenir en application du présent règlement soient conservés pendant une période d’au moins six ans après la date de leur création ou de leur mise à jour.

Inspections — paragraphe 93(1)

(3) Malgré le paragraphe (2), les dossiers relatifs à l’inspection de l’intérieur d’un réservoir et du toit flottant interne effectuée en application du paragraphe 93(1), y compris les dossiers relatifs aux réparations effectuées à la suite de cette inspection, sont conservés jusqu’à la date à laquelle la prochaine inspection est effectuée en application de cette même disposition.

Support électronique lisible

(4) Les dossiers qui sont conservés sur un support électronique doivent l’être sur un support électronique compatible avec celui qu’utilise le ministre.

Lieu de conservation

(5) Les dossiers sont conservés à l’installation ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés.

Langue

(6) Les dossiers tenus en application du présent règlement doivent être en anglais ou en français ou, s’ils sont dans une autre langue, être accompagnés d’une traduction anglaise ou française, et d’une déclaration attestant de l’exactitude de la traduction.

Enregistrement de l’installation

Rapport d’enregistrement

124 (1) L’exploitant transmet au ministre, pour chacune des installations qu’il exploite, un rapport d’enregistrement contenant les renseignements prévus aux annexes 10 et 11.

Délai de transmission

(2) L’exploitant transmet le rapport d’enregistrement dans les trente jours suivant la date de début de l’exploitation de l’installation ou dans les cent vingt jours suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, selon la plus tardive de ces dates.

Modification aux renseignements

(3) L’exploitant avise le ministre de toute modification apportée aux renseignements visés aux articles 1 à 3 et 7 de l’annexe 11 dans les quinze jours suivant la date de la modification.

Mise à jour

(4) Chaque année civile, l’exploitant fournit au ministre, dans les trente jours suivant l’anniversaire de l’entrée en vigueur du présent règlement, une mise à jour des renseignements visés à l’annexe 10 et aux articles 1 à 9 et 12 de l’annexe 11 ou avise le ministre que les renseignements contenus dans le rapport n’ont pas été modifiés.

Application différée : réservoirs et rampes de chargements existants

Désignation

125 (1) Sous réserve des paragraphes (2), (3) et (4) et des articles 126 à 130, l’exploitant d’une installation peut désigner un réservoir existant comme réservoir visé par une application différée ou une rampe de chargement existante comme rampe de chargement visée par une application différée et différer l’application des exigences visées à l’article 135, tant que la désignation s’applique au réservoir ou à la rampe de chargement.

Haute concentration de benzène

(2) Une désignation effectuée au titre du paragraphe (1) ne peut viser un réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant ou une rampe de chargement de liquide à haute concentration de benzène existante.

Au moins deux réservoirs existants

(3) Un réservoir existant à l’installation peut seulement être désigné au titre du paragraphe (1) si au moins deux réservoirs existants à l’installation remplissent l’un des critères suivants :

a) ils ont été munis d’un toit flottant interne après la date d’entrée en vigueur du présent règlement;
b) ils ont été munis d’un système de contrôle des vapeurs après la date d’entrée en vigueur du présent règlement;
c) ils ont été mis hors service en vue d’une réparation en application des articles 100 ou 101 après la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Au moins une rampe de chargement existante

(4) S’agissant d’une installation dont le facteur de chargement est égal ou supérieur à 8 à la date d’entrée en vigueur du présent règlement, une rampe de chargement existante à cette installation peut seulement être désignée au titre du paragraphe (1) si au moins une rampe de chargement existante à l’installation a été munie d’un système de contrôle des vapeurs après la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Quatrième année — réservoirs existants

126 (1) Dans la quatrième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, le nombre de réservoirs existants à une installation qui sont désignés au titre du paragraphe 125(1) ne peut dépasser la moins élevée des valeurs suivantes :

a) la valeur équivalente à 20 %, arrondie au nombre entier supérieur le plus près, du nombre total de réservoirs prévu, conformément à l’article 11 de l’annexe 11, dans le rapport d’enregistrement de l’installation;
b) douze.

Deux rampes de chargement existantes

(2) Dans la quatrième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, au plus deux rampes de chargement existantes d’une installation sont désignées au titre du paragraphe 125(1).

Cinquième année — réservoirs existants

127 (1) Dans la cinquième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, le nombre de réservoirs existants à une installation qui sont désignés au titre du paragraphe 125(1) ne peut dépasser la moins élevée des valeurs suivantes :

a) la valeur équivalente à 15 %, arrondie au nombre entier supérieur le plus près, du nombre total de réservoirs prévu, conformément à l’article 11 de l’annexe 11, dans le rapport d’enregistrement de l’installation;
b) neuf.

Une rampe de chargement existante

(2) Dans la cinquième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, une seule rampe de chargement existante à une installation est désignée au titre du paragraphe 125(1).

Sixième année — réservoirs existants

128 (1) Dans la sixième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, le nombre de réservoirs existants à une installation qui sont désignés au titre du paragraphe 125(1) ne peut excéder la moins élevée des valeurs suivantes :

a) la valeur équivalente à 10 %, arrondie au nombre entier supérieur le plus près, du nombre total de réservoirs prévu, conformément à l’article 11 de l’annexe 11, dans le rapport d’enregistrement de l’installation;
b) six.

Aucune rampe de chargement existante

(2) À compter de la sixième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, aucune rampe de chargement existante à une installation n’est désignée au titre du paragraphe 125(1).

Septième année — réservoirs existants

129 Dans la septième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, le nombre de réservoirs existants à une installation qui sont désignés au titre du paragraphe 125(1) à une installation ne peut dépasser la moins élevée des valeurs suivantes :

a) la valeur équivalente à 5 %, arrondie au nombre entier supérieur le plus près, du nombre total de réservoirs prévu, conformément à l’article 11 de l’annexe 11, dans le rapport d’enregistrement de l’installation;
b) trois.

Huitième année — aucun réservoir existant

130 À compter de la huitième année suivant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, aucun réservoir existant à une installation n’est désigné au titre du paragraphe 125(1).

Dispositions transitoires

Systèmes de contrôle des vapeurs existants

131 (1) Malgré le paragraphe 33(2), les exigences prévues aux articles 50 à 55, au paragraphe 58(1) et aux articles 59 et 86 à 90 ne s’appliquent aux systèmes de contrôle des vapeurs existants qu’à compter du premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Exception

(2) Malgré le paragraphe 33(2), les exigences prévues à l’article 36 et au paragraphe 58(2) ne s’appliquent aux systèmes de récupération des vapeurs existants et aux systèmes de destruction des vapeurs existants qu’à compter du troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Réservoirs existants — toits flottants internes

132 Malgré le paragraphe 33(2), les exigences prévues aux articles 62 et 63, au paragraphe 64(2) et aux articles 66 à 68 ne s’appliquent aux réservoirs existants qui sont munis d’un toit flottant interne installé avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement qu’à compter de la date où l’une des situations suivantes survient :

a) le réservoir est inspecté en application du paragraphe 93(1);
b) le délai pour l’inspection du réservoir prévu au paragraphe 93(1) est expiré;
c) s’agissant d’un réservoir qui a été mis hors service, le réservoir est remis en service.

Premier anniversaire — réservoirs existants

133 Malgré le paragraphe 33(2), les exigences prévues aux articles 78, 79, 91, 92 et 94 à 96, aux paragraphes 100(1) à (5) et aux articles 103 à 105 ne s’appliquent aux réservoirs existants qu’à compter du premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Réservoirs existants — haute concentration de benzène

134 (1) Malgré le paragraphe 33(1) et sous réserve des paragraphes (2) et (3), les exigences prévues à l’article 38 ne s’appliquent aux réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants qu’à compter du premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Trois réservoirs ou plus

(2) Sous réserve du paragraphe (3), l’exploitant d’une installation qui, à la date d’entrée en vigueur du présent règlement, a trois réservoirs ou plus de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation qui contiennent un liquide dont la concentration de benzène est supérieure à 20 % en poids et qui ne satisfont pas aux exigences de l’article 38, prend les mesures suivantes :

a) veiller à ce qu’au premier anniversaire de cette date, au moins deux réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation soient conformes aux exigences de l’article 38 et que les autres réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation soient munis d’un système temporaire de contrôle des vapeurs ou cessent d’être des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène;
b) veiller à ce qu’au deuxième anniversaire de cette date, tous les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants à l’installation soient conformes aux exigences de l’article 38 ou cessent d’être des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène.

Exception — arrêté d’urgence

(3) Si un réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant est situé à une installation qui était assujettie à l’Arrêté d’urgence concernant les rejets de benzène provenant d’installations pétrochimiques de Sarnia (Ontario), pris par le ministre le 16 mai 2024 et publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 21 mai 2024, les exigences de l’article 38 s’appliquent à ce réservoir à partir de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Rampes de chargement existantes — haute concentration de benzène

(4) Malgré le paragraphe 33(1), les exigences prévues à l’article 42 ne s’appliquent aux rampes de chargement de liquide à haute concentration de benzène existantes qu’à compter du premier anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Troisième anniversaire — réservoirs existants

135 (1) Malgré le paragraphe 33(1), les exigences prévues aux articles 38 à 40 ne s’appliquent aux réservoirs existants, à l’exception des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants, qu’à compter du troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Réservoirs existants — toits flottants externes

(2) Malgré le paragraphe 33(2), les exigences prévues aux articles 71 et 72, aux paragraphes 73(2) à (4) et aux articles 75 à 77 ne s’appliquent aux réservoirs existants qui sont munis d’un toit flottant externe installé avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement qu’à compter du troisième anniversaire de cette date.

Rampes de chargement existantes

(3) Malgré le paragraphe 33(1) et sous réserve de l’article 136, les exigences prévues à l’article 42 ne s’appliquent aux rampes de chargement de liquide existantes, à l’exception des rampes de chargement de liquide à haute concentration de benzène existantes, qu’à compter du troisième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

Quatrième anniversaire

136 Les exigences prévues à l’article 42 ne s’appliquent aux rampes de chargement existantes qui sont utilisées pour le chargement aux navires ou aux barges de transport, à l’exception des rampes de chargement de liquide à haute concentration de benzène existantes, qu’à compter du quatrième anniversaire de la date d’entrée en vigueur du présent règlement.

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

137 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 1} est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Règlement	Colonne 2 Dispositions
44	Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils)	a) paragraphes 33(1) et (2) b) article 35 c) article 36 d) article 38 e) article 39 f) article 40 g) article 41 h) article 42 i) paragraphe 43(3) j) article 46 k) article 49 l) article 50 m) article 52 n) article 53 o) paragraphe 54(1) p) paragraphe 56(1) q) article 57 r) article 58 s) article 59 t) article 60 u) paragraphe 61(1) v) article 62 w) article 63 x) paragraphe 64(1) y) paragraphes 65(2) et (3) z) paragraphe 66(1) z.01) article 67 z.02) article 68 z.03) article 69 z.04) paragraphe 70(1) z.05) article 71 z.06) article 72 z.07) paragraphe 73(1) z.08) paragraphe 74(2) z.09) paragraphe 75(1) z.10) article 76 z.11) article 77 z.12) article 78 z.13) article 79 z.14) paragraphes 86(1) et (2) z.15) paragraphe 90(1) z.16) paragraphe 91(1) z.17) article 93 z.18) paragraphe 94(1) z.19) paragraphe 95(1) z.20) article 96 z.21) paragraphes 100(1), (3) et (4) z.22) article 101 z.23) paragraphe 103(1)z.24) article 104 z.25) article 105

Entrée en vigueur

Enregistrement

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

Cent vingtième jour suivant l’enregistrement

(2) Le paragraphe 43(3) et l’article 49 entrent en vigueur le cent vingtième jour suivant la date d’enregistrement du présent règlement.

ANNEXE 1

(article 16 et alinéa 112(4)g))

Calcul des facteurs de chargement

Facteur de chargement total

1 Le facteur de chargement total d’une installation est calculé, pour l’année civile précédente, selon la méthode suivante :

a) déterminer la pression de vapeur la plus élevée et la concentration de benzène la plus élevée de chaque liquide pétrolier volatil chargé à l’installation;
b) calculer, selon la formule ci-après, le facteur de chargement de chaque liquide pétrolier volatil et de chaque moyen de transport ou contenant du chargement visé à la colonne 1 du tableau 3 du présent article :

V ÷ (F_benz × F_pv × F_charg × 25 000)

où :

V

représente le volume du liquide pétrolier volatil chargé, calculé selon la méthode indiquée à l’alinéa c),

F_benz

la valeur figurant à la colonne 2 du tableau 1 du présent article, selon la concentration de benzène déterminée en application de l’alinéa a),

F_pv

la valeur figurant à la colonne 2 du tableau 2 du présent article, selon la pression de vapeur déterminée en application de l’alinéa a),

F_charg

la valeur figurant à la colonne 2 du tableau 3 du présent article, selon le moyen de transport ou le contenant du chargement visé figurant à la colonne 1;
c) déterminer le volume de chaque liquide pétrolier volatil, en m³ normalisé, chargé sans l’utilisation d’un système de contrôle des vapeurs au cours de l’année civile précédente, compte tenu des adaptations suivantes :
- (i) si aucun liquide pétrolier volatil n’est chargé à l’installation au cours de l’année civile précédente, le volume de chargement prévu pour l’année civile en cours est déterminé,
- (ii) si le volume total de liquides chargé en alternance au moyen de la rampe de chargement sans l’utilisation d’un système de contrôle des vapeurs est égal ou supérieur à 30 %, le volume de tout liquide ainsi chargé est compté comme un chargement de liquide pétrolier volatil pour lequel F_benz est égale à 2,4 et F_pv est égale à 2,8,
- (iii) si une rampe de chargement est munie d’un système de contrôle des vapeurs en application de l’article 42 durant l’année civile précédente ou l’année civile en cours, le volume de liquide pétrolier volatil chargé au moyen de cette rampe n’est pas inclus dans le calcul du volume,
- (iv) dans le cas d’un événement exceptionnel visé au paragraphe 16(2), le volume chargé au moyen de la rampe de chargement, pendant la période où le volume de liquides pétroliers volatils chargé au moyen de cette rampe de chargement a augmenté en raison de l’événement exceptionnel, peut être remplacé par le volume moyen chargé au moyen de cette rampe de chargement, pendant la même période au cours de l’année la plus récente où un tel événement ne s’est pas produit, ou, si les données ne sont pas disponibles pour cette année-là, par une estimation du volume qui serait chargé pendant la même période dans des conditions normales de fonctionnement;
d) additionner les facteurs de chargement calculés conformément à l’alinéa b), la valeur ainsi obtenue correspondant au facteur de chargement total à l’installation.

TABLEAU 1
Article	Colonne 1 Concentration de benzène (% en poids)	Colonne 2 F_benz
1	Moins de 0,5	2,4
2	0,5 à 1,0	1^{note 1 du tableau c2}
3	1,1 à 2,0	0,6
4	2,1 à 10,0	0,2
5	Plus de 10	0,02
Note(s) du tableau c2 Note 1 du tableau c2 Utiliser F_benz = 1 pour l’essence, quelle que soit la concentration de benzène réelle. Retour à la note 1 du tableau c2

TABLEAU 2
Article	Colonne 1 Pression de vapeur (kPa)	Colonne 2 F_pv
1	3,5 à 10,0	1
2	10,1 à 35,0	2,8
3	35,1 à 65	1^{note 1 du tableau c3}
4	Plus de 65	0,4
Note(s) du tableau c3 Note 1 du tableau c3 Utiliser F_pv = 1 pour l’essence, quelle que soit la pression de vapeur réelle. Retour à la note 1 du tableau c3

TABLEAU 3
Article	Colonne 1 Moyen de transport ou contenant du chargement	Colonne 2 F_charg
1	Camion	1
2	Wagon	1
3	Navire ou barge de transport	1,5
4	Véhicule autre qu’un camion, un wagon, un navire ou une barge de transport	1
5	Réservoir à toit fixe	1

Facteur de chargement journalier maximal

2 Le facteur de chargement journalier maximal d’une installation est calculé selon la méthode suivante :

a) déterminer la pression de vapeur la plus élevée et la concentration de benzène la plus élevée de chaque liquide pétrolier volatil chargé à l’installation;
b) calculer, selon la formule ci-après, pour chaque jour de l’année civile précédente, le facteur de chargement journalier de chaque liquide pétrolier volatil et de chaque moyen de transport ou contenant du chargement visé à la colonne 1 du tableau du présent article :

V_j ÷ F_j

où :

V_j

représente le volume journalier du liquide pétrolier volatil, en m³ normalisé, chargé dans le moyen de transport ou le contenant du chargement au moyen d’une rampe de chargement non munie d’un système de contrôle des vapeurs en application de l’article 42;

F_j

la valeur figurant à la colonne 3 du tableau du présent article, selon le moyen de transport ou le contenant du chargement figurant à la colonne 1 et la concentration de benzène figurant à la colonne 2;
c) additionner, pour chaque jour de l’année civile précédente, les facteurs de chargement journalier calculés conformément à l’alinéa b);
d) déterminer la valeur la plus élevée calculée conformément à l’alinéa c) pour tout jour de l’année civile précédente, la valeur ainsi obtenue correspondant au facteur de chargement journalier maximal à l’installation.

TABLEAU
Article	Colonne 1 Moyen de transport ou contenant du chargement	Colonne 2 Concentration de benzène (% en poids)	Colonne 3 F_j
1	Camion, wagon, réservoir à toit fixe ou véhicule autre qu’un navire ou une barge de transport	(1) Moins de 0,5	a) 10 000, si la pression de vapeur est inférieure à 35 kPa b) 2 000, si la pression de vapeur est égale ou supérieure à 35 kPa
		(2) 0,5 à 1,0	500^{note 1 du tableau d1}
		(3) Plus de 1,0	30
2	Navire ou barge de transport	(1) Moins de 0,5	a) 15 000, si la pression de vapeur est inférieure à 35 kPa b) 4 000, si la pression de vapeur est égale ou supérieure à 35 kPa
		(2) 0,5 à 1,0	1 100^{note 2 du tableau d1}
		(3) Plus de 1,0	50
Note(s) du tableau d1 Note 1 du tableau d1 Utiliser F_j = 500 pour l’essence, quelle que soit la concentration de benzène réelle. Retour à la note 1 du tableau d1 Note 2 du tableau d1 Utiliser F_j = 1 100 pour l’essence, quelle que soit la concentration de benzène réelle. Retour à la note 2 du tableau d1

ANNEXE 2

(paragraphe 30(5))

Renseignements à l’égard d’une demande d’utilisation d’une méthode d’essai de rechange

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation dans laquelle la méthode d’essai de rechange serait utilisée.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 Le nom et une description de la méthode d’essai de rechange ainsi qu’une copie de celle-ci si elle n’est pas accessible au public.
6 La méthode d’essai visée aux articles 23 à 25 qui serait remplacée par la méthode d’essai de rechange.
7 La fin visée aux alinéas 30(1)a) à c) pour laquelle la demande est présentée.
8 Une description des situations dans lesquelles la méthode d’essai de rechange serait utilisée, y compris toute limite sur le moment de son utilisation.
9 La preuve que les conditions énoncées au paragraphe 30(2) seraient respectées.
10 La méthode d’essai visée aux alinéas 30(3)a) et b) qui est utilisée pour évaluer l’équivalence de la méthode d’essai de rechange.
11 La date à laquelle l’exploitant propose de commencer à utiliser la méthode d’essai de rechange.

ANNEXE 3

(paragraphes 47(2) à (5), 48(1) et 49(2))

Renseignements visant les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène existants

PARTIE 1
Renseignements à l’égard du programme de surveillance du périmètre

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 Le type de programme de surveillance du périmètre qui a été mis en place à l’installation.
6 L’analyse utilisée pour sélectionner le périmètre, y compris la méthode suivie, les éléments pris en considération et, le cas échéant, les calculs effectués dans le cadre de cette analyse.
7 Le nombre de tubes d’échantillonnage et leur emplacement sur le périmètre ainsi qu’une description de l’analyse utilisée pour déterminer ce nombre et ces emplacements, y compris la méthode suivie, les éléments pris en considération et, le cas échéant, les calculs effectués dans le cadre de cette analyse.
8 Un diagramme de l’installation comportant les limites du terrain, le périmètre, les emplacements d’échantillonnage, l’équipement de traitement du pétrole, les réservoirs, les rampes de chargement et les zones de traitement des eaux usées.
9 Pour chaque période d’échantillonnage :
- a) les dates de début et de fin de la période;
- b) la concentration de benzène mesurée à chaque emplacement d’échantillonnage ainsi que celle qui est mesurée dans chaque blanc de terrain et double échantillon;
- c) une mention précisant si les données de la période d’échantillonnage ont été exclues en application du paragraphe 45(3);
- d) la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées pendant les vingt-six périodes d’échantillonnage les plus récentes à chaque emplacement d’échantillonnage, compte tenu de tout remplacement effectué conformément au paragraphe 45(4).

PARTIE 2
Renseignements à l’égard du rapport de dépassement

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 Pour chaque période d’échantillonnage débutant après la dernière période d’échantillonnage comprise dans le rapport transmis précédemment au ministre en application des paragraphes 47(2) et (4) ou 48(1) :
- a) les dates de début et de fin de la période;
- b) la concentration de benzène mesurée à chaque emplacement d’échantillonnage ainsi que celle qui est mesurée dans chaque blanc de terrain et double échantillon;
- c) une mention précisant si les données de la période d’échantillonnage ont été exclues en application du paragraphe 45(3);
- d) la moyenne arithmétique des concentrations de benzène mesurées pendant les vingt-six périodes d’échantillonnage les plus récentes à chaque emplacement d’échantillonnage, compte tenu de tout remplacement effectué conformément au paragraphe 45(4).
6 Les renseignements ci-après et tout document à l’appui :
- a) les raisons pour lesquelles l’exploitant croit que le dépassement a eu lieu;
- b) une description et l’emplacement approximatif des sources d’émission de benzène à l’extérieur de l’installation qui peuvent avoir changé les concentrations de benzène mesurées à l’installation au cours des périodes d’échantillonnage prévues à l’article 5 de la présente partie;
- c) une description, ainsi que les dates et lieux, des événements qui peuvent avoir changé les concentrations de benzène mesurées à l’installation au cours des périodes d’échantillonnage prévues à l’article 5 de la présente partie.

PARTIE 3
Renseignements à l’égard du plan d’action

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 L’identifiant du réservoir et, s’il y a lieu, du système de contrôle des vapeurs installé sur le réservoir.
6 Une description du liquide stocké dans le réservoir, y compris le volume, en m³, et la concentration de benzène.
7 S’il y a lieu, la valeur la plus récente du pourcentage LIE dans l’espace au-dessus du toit flottant interne du réservoir.
8 Les activités que l’exploitant a l’intention d’entreprendre en application du paragraphe 49(1).
9 Une description des étapes prévues à l’égard des activités, leurs dates de début et de fin et celles qui pourraient provoquer des émissions de COV.
10 Les mesures à prendre dans le cadre des étapes prévues pour minimiser ou gérer les émissions de COV et les dates auxquelles ces mesures seront prises.
11 Une description des mesures qui seront prises pour surveiller les émissions de COV et les délais prévus pour leur réalisation.
12 Les avis prévus au ministre, y compris ceux sur l’achèvement de chaque étape du plan, les écarts par rapport au plan et les résultats concernant la surveillance des émissions de COV.

ANNEXE 4

(paragraphes 65(1) et 74(1), alinéa 93(1)a), paragraphe 95(1), alinéa 96a) et article 97)

Mesure des interstices des joints de réservoirs à toit flottant

Conditions de contrôle

1 La mesure des interstices des joints des réservoirs à toit flottant est effectuée dans les conditions de contrôle suivantes :
- a) à l’aide d’un ensemble de sondes cylindriques uniformes de différents diamètres qui satisfont aux critères suivants :
  - (i) la plus petite sonde a un diamètre de 0,3 cm,
  - (ii) l’une des sondes a un diamètre de 4 cm, dans le cas de la mesure de l’interstice du joint primaire, ou un diamètre de 1,3 cm, dans le cas de la mesure de l’interstice du joint secondaire,
  - (iii) le diamètre de chaque sonde est inférieur au double de celui de la plus petite sonde suivante;
- b) le niveau de liquide dans le réservoir ne change pas;
- c) si le réservoir est un réservoir à toit flottant externe, les mesures des interstices des joints sont prises lorsque le toit flottant flotte librement sur la surface du liquide et non lorsqu’il repose sur une structure de soutien ou un système de suspension;
- d) dans le cas de la mesure de l’interstice d’un joint primaire, tout joint secondaire ou toute couverture qui restreint l’accès au joint primaire sont éloignés de la paroi du réservoir, retirés ou positionnés de manière à ne pas interférer avec la prise de mesure.

Marche à suivre

2 La marche à suivre pour mesurer les interstices des joints d’un réservoir à toit flottant comprend, dans l’ordre, les étapes suivantes :
- a) repérer les interstices des joints sur la circonférence du réservoir en passant une sonde de 0,3 cm de diamètre entre le joint et la paroi du réservoir sans forcer la sonde contre le joint ni la coller contre celui-ci;
- b) déterminer la longueur de chaque interstice, en centimètres, en mesurant la distance circonférentielle le long de la paroi du réservoir entre les deux extrémités opposées de l’interstice;
- c) déterminer la superficie de chaque interstice en mesurant, en centimètres, à l’aide de sondes de diamètre de plus en plus grand, la largeur de l’interstice entre le joint et la paroi du réservoir, et en multipliant chaque largeur par la longueur de l’interstice déterminée conformément à l’alinéa b) (si la largeur de l’interstice en un point quelconque est supérieure au diamètre d’une sonde, mais inférieure au diamètre de la prochaine sonde, la largeur est calculée par interpolation linéaire à partir des mesures prises par ces deux sondes);
- d) déterminer et consigner la largeur de l’interstice le plus large;
- e) additionner les superficies individuelles calculées à l’alinéa c) pour tous les interstices repérés conformément à l’alinéa a);
- f) diviser la superficie totale déterminée conformément à l’alinéa e) par le diamètre intérieur du réservoir et consigner le résultat en cm² par m.

Autres instruments

3 Malgré les alinéas 1a) et 2c), un instrument muni d’une seule sonde ne dépassant pas 0,3 cm peut être utilisé pour mesurer les interstices des joints, à condition qu’il puisse mesurer les interstices d’une taille de 0,3 cm à 4 cm avec une marge d’erreur inférieure à la moitié du diamètre de l’interstice.

ANNEXE 5

(paragraphe 80(3))

Renseignements à l’égard d’une demande de permis pour utiliser un équipement de contrôle des émissions de rechange

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation dans laquelle l’équipement de contrôle des émissions de rechange serait utilisé.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 Une description technique de l’équipement de contrôle des émissions de rechange ainsi que sa conception schématique.
6 Une description technique des procédures, des pratiques d’entretien ou des inspections qui seraient effectuées pour assurer l’efficacité de l’équipement de contrôle des émissions de rechange en matière de contrôle des émissions, y compris la fréquence des procédures, des pratiques d’entretien ou des inspections ainsi que les critères ou les paramètres qui seraient évalués lors des inspections.
7 Une description des défectuosités possibles de l’équipement de contrôle des émissions de rechange et de la façon dont il serait réparé.
8 Une analyse démontrant que la condition énoncée au paragraphe 81(1) serait remplie, y compris :
- a) la preuve que l’équipement de contrôle des émissions de rechange contrôle les émissions de COV pendant des essais expérimentaux sur des réservoirs pleine grandeur ou des rampes de chargement pleine grandeur, ou sur des modèles réduits, y compris les méthodes et les résultats de ces essais;
- b) la preuve que l’équipement de contrôle des émissions de rechange convient aux conditions météorologiques et à l’environnement opérationnel dans lesquels il serait utilisé;
- c) les données de surveillance ou de mesure à l’appui, s’il y a lieu;
- d) les simulations ou les modélisations, s’il y a lieu.
9 L’identifiant du réservoir sur lequel l’équipement de contrôle des émissions de rechange serait utilisé et, s’il y a lieu, la désignation la plus récente de ce réservoir en application de l’article 12.
10 L’identifiant de la rampe de chargement sur laquelle l’équipement de contrôle des émissions de rechange serait utilisé et, s’il y a lieu, la désignation la plus récente de cette rampe en application de l’article 13.
11 Les dates auxquelles l’exploitant propose d’installer et de commencer à utiliser l’équipement de contrôle des émissions de rechange.

ANNEXE 6

(paragraphe 91(3))

Mesure de la concentration des vapeurs de COV dans les réservoirs munis d’un toit flottant interne

Conditions de contrôle

1 La mesure de la concentration des vapeurs de COV dans l’espace situé entre le toit fixe et le toit flottant interne d’un réservoir muni d’un toit flottant interne est effectuée dans les conditions de contrôle suivantes :
- a) le volume de liquide dans le réservoir n’est pas réduit de plus de 25 % de la capacité totale de liquide du réservoir pendant la période de huit heures précédant la prise de la mesure, sauf si le réservoir a un débit continu de liquide lorsqu’il est utilisé dans des conditions normales de fonctionnement, auquel cas la mesure est prise au cours d’une période de fonctionnement dans des conditions normales;
- b) la vitesse du vent ne dépasse pas la valeur la plus élevée des deux valeurs suivantes :
  - (i) 10 km/h,
  - (ii) la vitesse moyenne historique du vent au cours du mois pendant lequel la mesure est prise, déterminée à la station d’observation météorologique la plus proche de l’installation, selon les données les plus récentes des normales climatiques canadiennes publiées par le Service météorologique du Canada, augmentée de 5 km/h;
- c) la mesure est prise à partir de 2 m jusqu’à 4 m de distance verticale au-dessous du toit fixe ou, s’il y a moins de 3 m de distance verticale entre le toit fixe et le toit flottant, à la moitié de la distance verticale entre le toit fixe et le toit flottant;
- d) la mesure est prise à au moins 2 m des trappes, couvercles et autres dispositifs de contrôle des émissions ouverts par lesquels des vapeurs peuvent être échangées avec l’extérieur.

Marche à suivre

2 La marche à suivre pour mesurer la concentration des vapeurs de COV dans l’espace situé entre le toit fixe et le toit flottant interne d’un réservoir muni d’un toit flottant interne comprend, dans l’ordre, les étapes suivantes :
- a) utiliser l’un des instruments visés au paragraphe 26(2) du présent règlement;
- b) consigner :
  - (i) le type d’instrument utilisé,
  - (ii) la vitesse estimée du vent au moment de la prise de la mesure,
  - (iii) le volume de liquide dans le réservoir au moment de la prise de la mesure et huit heures avant la prise,
  - (iv) le résultat de la mesure;
- c) si l’instrument exprime la mesure dans une autre unité que le pourcentage LIE, convertir la valeur en pourcentage LIE et consigner la première lecture de l’instrument, la valeur convertie et le calcul de conversion.

ANNEXE 7

(alinéa 101(5)a))

Renseignements à l’égard des défectuosités majeures

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 L’identifiant du réservoir.
6 Une description du liquide stocké dans le réservoir au moment où la défectuosité a été détectée, y compris son volume, en m³, sa pression de vapeur et sa concentration de benzène.
7 Les dates auxquelles les défectuosités ont été détectées.
8 Une description des défectuosités détectées.
9 Une description des réparations effectuées et les dates auxquelles elles l’ont été ainsi qu’une description des réparations à effectuer et les dates prévues pour les effectuer.
10 Une description des mesures prises pour minimiser ou gérer les émissions de COV et les dates auxquelles elles l’ont été ainsi qu’une description des mesures qui seront prises pour minimiser ou gérer les émissions de COV jusqu’à ce que la réparation soit effectuée ou que le réservoir soit mis hors service et les dates prévues pour la prise de ces mesures.
11 Si le réservoir a été mis hors service ou sera mis hors service, la date à laquelle il l’a été ou la date prévue de sa mise hors service.

ANNEXE 8

(paragraphe 103(1))

Renseignements à l’égard du plan de minimisation des émissions de COV

1 L’identifiant du réservoir auquel le plan s’applique.
2 Une description des étapes prévues, leurs dates de début et de fin et celles qui pourraient provoquer des émissions de COV.
3 Les mesures à prendre dans le cadre des étapes prévues pour minimiser les émissions de COV, y compris, s’il y a lieu, les mesures qui seront prises en application du paragraphe 103(2), ainsi que les dates auxquelles elles seront prises.

ANNEXE 9

(paragraphe 106(2) et alinéa 106(7)a))

Renseignements à l’égard du plan de réparation prolongé

1 Le nom de l’exploitant.
2 Le nom de l’installation.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 L’identifiant du réservoir auquel le plan s’applique.
6 Le motif invoqué par l’agent autorisé au titre du paragraphe 106(1) rendant nécessaire la préparation d’un plan de réparation prolongé ainsi que les renseignements à l’appui.
7 Une description du liquide stocké dans le réservoir, y compris sa pression de vapeur et sa concentration de benzène.
8 Une description de la défectuosité et la date à laquelle elle a été détectée.
9 La date à laquelle le réservoir doit être mis hors service et la raison pour laquelle le réservoir il ne peut l’être avant cette date.
10 Une description des réparations qui seront effectuées et les dates prévues pour les effectuer.
11 Une description des mesures qui seront prises pour minimiser ou gérer les émissions de COV jusqu’à ce que le réservoir soit mis hors service et les dates prévues pour la prise de ces mesures.

ANNEXE 10

(article 108, paragraphe 124(1) et article 11 de l’annexe 11)

Renseignements à l’égard de l’inventaire

1 La date de la dernière mise à jour de l’inventaire.
2 Pour chaque réservoir désigné en application de l’article 12 :
- a) l’identifiant du réservoir;
- b) le volume interne du réservoir calculé conformément à l’article 15, la hauteur et le diamètre du réservoir ainsi que le type de toit installé sur le réservoir;
- c) une mention précisant si le réservoir est un réservoir existant;
- d) l’état de service du réservoir en application des paragraphes 7(1) et (2) et la date de début de cet état;
- e) une mention précisant si le réservoir est utilisé comme un réservoir à service intermittent au titre du paragraphe 10(1);
- f) une mention précisant si le réservoir est utilisé comme un réservoir tampon au titre du paragraphe 11(1);
- g) une description de chaque liquide pétrolier volatil qui est stocké dans le réservoir, y compris sa concentration de benzène et sa pression de vapeur, et, si le liquide pétrolier volatil est un mélange d’hydrocarbures et d’eau, sa concentration de COV;
- h) la catégorie selon laquelle le réservoir est désigné en application de l’article 12 et la date de cette désignation;
- i) s’il s’agit d’un réservoir de liquide à haute concentration de benzène, la distance, établie conformément à l’article 4, qui le sépare de tout bâtiment occupé;
- j) le type d’équipement de contrôle des émissions utilisé sur le réservoir en application des articles 38, 39 ou 40 et son identifiant;
- k) une mention précisant si le réservoir est désigné comme un réservoir visé par une application différée au titre du paragraphe 125(1).
3 Pour chaque rampe de chargement désignée en application de l’article 13 :
- a) l’identifiant de la rampe;
- b) les types de véhicules chargés au moyen de la rampe;
- c) une mention précisant si la rampe est une rampe de chargement existante;
- d) l’état de service de la rampe en application de l’article 8 et la date de début de cet état;
- e) une description de chaque liquide pétrolier volatil chargé au moyen de la rampe, y compris sa concentration de benzène et sa pression de vapeur, et, si le liquide pétrolier volatil est un mélange d’hydrocarbures et d’eau, sa concentration de COV;
- f) le volume de chaque liquide pétrolier volatil chargé au moyen de la rampe pour chaque type de véhicule pour l’année civile précédente;
- g) l’identifiant du réservoir desservi par la rampe, s’il y a lieu;
- h) la catégorie selon laquelle la rampe est désignée en application de l’article 13 et la date de cette désignation;
- i) le type d’équipement de contrôle des émissions utilisé sur la rampe en application de l’article 42 et son identifiant;
- j) une mention précisant si la rampe est désignée comme une rampe de chargement visée par une application différée au titre du paragraphe 125(1).

ANNEXE 11

(paragraphes 124(1) et (3) et alinéas 126(1)a), 127(1)a), 128(1)a) et 129a))

Renseignements à l’égard du rapport d’enregistrement

1 Le nom et le numéro d’entreprise de l’exploitant.
2 L’adresse municipale, le cas échéant, le nom et les coordonnées géographiques de l’installation, exprimées en degrés décimaux à cinq décimales.
3 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique d’une personne-ressource à l’installation et, s’il en est, au siège social de l’exploitant.
4 Les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse électronique de l’agent autorisé.
5 Le numéro d’identification de l’inventaire national des rejets de polluants de l’installation, le cas échéant.
6 Une description du type d’installation ou du type d’activités de l’installation et les codes correspondants du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord.
7 L’adresse municipale de chaque lieu où sont conservés les dossiers en application du présent règlement, si elle est différente de celle de l’installation.
8 Un plan du site de l’installation, y compris une légende, une échelle, les limites du terrain de l’installation ainsi que l’emplacement de chaque réservoir et rampe de chargement.
9 Une mention précisant si les limites du terrain de l’installation se trouvent à plus de 50 km d’un centre de population.
10 Pour chaque réservoir de l’installation qui ne figure pas à l’inventaire établi en application de l’article 108, qui a un volume interne égal ou supérieur à 150 m³ et qui est actuellement utilisé pour stocker un liquide ou peut être utilisé pour en stocker :
- a) l’identifiant du réservoir;
- b) son volume intérieur ainsi que sa hauteur et son diamètre;
- c) une description du liquide qui y est stocké, s’il y a lieu.
11 Le nombre total de réservoirs pour lesquels des renseignements visés à l’article 10 de la présente annexe et à l’article 2 de l’annexe 10 sont transmis ainsi que la capacité totale de stockage de l’installation, en m³.
12 Le facteur de chargement total et le facteur de chargement journalier maximal de l’installation.
13 Pour chaque événement exceptionnel visé au paragraphe 16(2) :
- a) une description de l’événement;
- b) ses dates de début et de fin.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

Enjeux : Les rejets de composés organiques volatils (COV) pendant le stockage et le chargement^{référence 2} de liquides pétroliers présentent des risques pour l’environnement et la santé de la population canadienne. L’ensemble hétéroclite de mesures volontaires et obligatoires actuellement en place ne permet pas de réduire suffisamment les risques pour la santé et l’environnement que posent les COV en tant que précurseurs du smog. De plus, ces mesures ne permettent pas d’atténuer de façon adéquate les risques pour la santé associés à certains COV cancérigènes, comme le benzène. Compte tenu des risques que présentent les COV pour la santé humaine et l’environnement, ainsi que de la présence de nombreuses installations de stockage et de chargement de liquides pétroliers à proximité de communautés autochtones et d’autres secteurs résidentiels, un règlement est nécessaire pour réduire les rejets de COV provenant de ces installations de stockage et de chargement de liquides pétroliers.

Description : Le Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils) [le règlement] exige que les réservoirs de stockage et les rampes de chargement de liquides pétroliers soient équipés d’équipement de contrôle des émissions. Les exploitants des installations où ces réservoirs de stockage et rampes de chargement sont situés devront installer, inspecter, entretenir et réparer l’équipement pour assurer une performance adéquate du contrôle des émissions. Le règlement comprend également des exigences en matière de tenue de registres et de déclaration. Les installations assujetties au règlement comprennent les terminaux de produits pétroliers liquides, les dépôts routiers, les raffineries de pétrole, les usines de valorisation, les installations sidérurgiques et les installations pétrochimiques dans l’ensemble du Canada.

Justification : En raison des lacunes dans la couverture offerte par les instruments provinciaux et municipaux actuels en matière de réduction des émissions de COV, il n’existe aucune protection uniforme à l’échelle nationale pour la population canadienne contre les risques pour la santé et l’environnement posés par les émissions de COV provenant du stockage et du chargement de liquides pétroliers. De plus, l’exposition par inhalation au benzène est particulièrement préoccupante pour les populations situées dans des zones où les émissions provenant des opérations de stockage et de chargement augmentent les concentrations de benzène dans l’air. Le règlement comble ces lacunes en introduisant des exigences réglementaires à l’échelle nationale pour les installations préoccupantes, étendant les protections conférées par l’Arrêté d’Urgence temporaire de mai 2024 pour les installations pétrochimiques de la région de Sarnia aux communautés à travers tout le Canada. Le règlement est conçu pour s’harmoniser, dans la mesure du possible, avec les exigences réglementaires de diverses administrations, y compris les municipalités, les provinces et les États-Unis, où des règlements sont en place depuis les années 1980.

Coûts et avantages : Dans l’ensemble, le règlement réduira les rejets d’émissions fugitives de COV d’environ 488 kilotonnes (kt) et les émissions de méthane d’environ 7,8 kt au cours de la période visée par l’analyse (2025-2045). Cela permettra d’améliorer la santé humaine et l’environnement, ainsi que d’engendrer des avantages pour les entreprises par la réduction des pertes de produits pétroliers. La valeur actualisée des avantages est estimée à 1,5 milliard de dollars, tandis que la valeur actualisée des coûts est estimée à 1,2 milliard de dollars, ce qui donne un avantage net de 299 millions de dollars. Les coûts de conformité du règlement ne devraient pas avoir d’incidence significative sur la compétitivité ou la rentabilité des secteurs concernés, à savoir les opérations de chargement de produits pétroliers, le stockage de pétrole brut ou la production pétrochimique.

Enjeux

Les activités de stockage et de chargement de liquides pétroliers sont l’une des plus importantes sources de rejets non contrôlés de COV provenant des secteurs pétrolier et pétrochimique. Les mesures volontaires et obligatoires actuellement en place ne réduisent pas suffisamment les risques pour la santé et l’environnement associés aux COV, des précurseurs du smog, ni les risques pour la santé associés à certains COV cancérigènes, comme le benzène. Il n’est pas rare que plusieurs grandes installations soient situées à proximité l’une de l’autre dans des zones urbaines et périurbaines, ce qui augmente les risques d’exposition de la population locale à des concentrations élevées de benzène. La surveillance de l’air ambiant près de certaines installations a permis de mesurer des concentrations de benzène qui peuvent poser un risque pour la santé humaine. Étant donné la proximité de nombreuses installations de stockage et de chargement de pétrole avec les communautés autochtones et d’autres secteurs résidentiels, un règlement uniforme à l’échelle nationale est nécessaire pour protéger les Canadiens contre les effets nocifs des rejets de COV de source pétrolière provenant des installations de stockage et de chargement.

Contexte

Composés organiques volatils

Les COV sont les précurseurs de la formation d’ozone troposphérique et de particules, qui sont les deux principaux composants du smog. Il a été démontré que l’ozone troposphérique et les particules, en particulier les particules fines dont le diamètre est inférieur ou égal à 2,5 micromètres (PM_2,5), nuisent à la santé humaine. L’exposition à ces polluants augmente les risques d’un large éventail d’effets nocifs sur la santé^{référence 3}. En raison de leur rôle comme précurseurs de la formation d’ozone troposphérique et de particules fines, les COV sont inscrits à la liste des substances toxiques de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE].

Du point de vue de la santé humaine, les données scientifiques indiquent que l’exposition à court terme à l’ozone troposphérique cause un éventail de symptômes respiratoires et constitue un facteur de risque de décès précoce. Certains symptômes, comme l’essoufflement et la réduction de la fonction pulmonaire, peuvent entraîner des consultations et des admissions à l’hôpital. L’exposition à long terme à l’ozone troposphérique a été associée à un éventail d’effets nocifs sur la santé, comme l’asthme, la mortalité de causes respiratoires et des changements structurels dans les poumons^{référence 4,}^{référence 5}. Il existe également des preuves abondantes et solides des effets nocifs sur la santé associée à l’exposition aux PM_2,5^{référence 6}. L’exposition à court terme aux PM_2,5 cause une insuffisance cardiaque, des crises d’asthme et des décès précoces, tandis que l’exposition à long terme entraîne des décès précoces et occasionne probablement le cancer du poumon et des maladies cardiaques et pulmonaires. Il n’y a aucun seuil d’exposition sécuritaire à l’ozone troposphérique ou aux PM_2,5 en dessous duquel il n’y pas de risques sur la santé. Dans l’ensemble, l’exposition à ces deux polluants entraîne un plus grand nombre de jours d’activité restreinte, de visites à l’urgence, d’hospitalisations et de décès précoces.

Les données environnementales démontrent que l’ozone troposphérique peut également avoir des répercussions négatives sur des processus biochimiques et physiologiques, comme la photosynthèse. Par conséquent, l’exposition à l’ozone troposphérique peut endommager les cellules foliaires des végétaux, voir entraîner leur mort. Les effets nocifs sur les espèces végétales vulnérables sont particulièrement préoccupants pour les secteurs de l’agriculture et la foresterie, puisque leur viabilité économique pourrait en être affecté^{référence 7}. Les particules fines peuvent s’accumuler sur les surfaces végétales et modifier leurs caractéristiques optiques, ce qui peut entraîner de la saleté visible et accroître les besoins de nettoyage. Elles peuvent aussi réduire la visibilité en bloquant et en diffusant le passage direct de la lumière du soleil à travers l’atmosphère.

Benzène

Le benzène est un composé organique volatil (COV) particulier et un agent cancérigène connu chez l’humain qui figure sur la Liste des substances toxiques de la LCPE. Des études menées chez l’humain et des animaux de laboratoire ont démontré que le benzène peut causer le cancer. Les recherches portant sur le lien entre le benzène et le cancer ont surtout été axées sur la leucémie et d’autres formes de cancers du sang. L’évaluation du benzène en vertu de la LCPE publiée en 1993 par le ministre de l’Environnement (le ministre) et le ministre de la Santé indiquait que l’examen des options visant à réduire l’exposition au benzène devrait être prioritaire et qu’une telle exposition devrait être réduite dans toutes les situations possibles^{référence 8}. L’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) révèle que les raffineries, les usines de valorisation, les terminaux et les installations pétrochimiques du Canada rejettent du benzène dans l’environnement^{référence 9}. On s’attend à ce que les rejets de substances cancérigènes par ces installations pourraient contribuer aux risques de cancer chez les personnes habitant à proximité.

D’après la conclusion de l’Évaluation préalable - Approche pour le secteur pétrolier - Condensats de gaz naturel ^{référence 10}, l’exposition par inhalation aux émissions par évaporation de condensats de gaz naturel provenant des sites de chargement ferroviaires et routiers et des installations de stockage de condensats de gaz naturel peut constituer un danger pour la vie ou la santé humaine. Ce danger est lié à l’exposition au benzène, un composant très dangereux des condensats de gaz naturel.

Le stockage et le déchargement aux stations-service peuvent présenter des risques d’exposition aux émissions similaires pour les populations locales. Un récent rapport du ministère de la Santé (Santé Canada) a conclu que « les expositions par inhalation au benzène attribuable aux émissions des stations-service d’essence peuvent présenter un risque inacceptable à la santé humaine pour la population générale qui réside à proximité »^{référence 11}. L’exposition à court terme à des concentrations élevées de benzène près des stations-service peut également présenter un risque pour les femmes enceintes et leurs fœtus en développement.

L’analyse du ministère de l’Environnement (le Ministère) a révélé que des concentrations ambiantes élevées de benzène cancérigène, qui peuvent poser un risque pour la santé humaine, sont toujours enregistrées dans de nombreuses communautés partout au Canada, y compris à Sarnia, à Montréal et à Edmonton. Les données récentes de surveillance de l’air et mesures prises au périmètre des installations ont permis d’établir un lien entre les concentrations élevées de benzène dans certaines communautés et les activités d’entreposage et de chargement.

Réglementation connexe

Après les évaluations préalables menées dans le cadre du Plan de gestion des produits chimiques^{référence 12} qui ont permis de cerner les risques pour la santé humaine, le Ministère, en collaboration avec Santé Canada, a élaboré un règlement visant à réduire les émissions fugitives de COV des secteurs pétrolier et pétrochimique. La version définitive du Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) a été déposée en 2020. Ce règlement limite les émissions fugitives, dont celles de substances cancérigènes comme le benzène, provenant des fuites d’équipement dans les raffineries de pétrole, les usines de valorisation et les installations pétrochimiques qui font partie intégrante d’une raffinerie de pétrole ou d’une usine de valorisation.

Au cours des consultations menées sur le Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) de 2016 à 2018, certains peuples autochtones et organisations non gouvernementales (ONG) ont souligné qu’il fallait prendre des mesures supplémentaires pour lutter contre des sources additionnelles de COV, notamment les activités d’entreposage et de chargement de liquides pétroliers. Le règlement réduira ces sources d’émissions additionnelles.

Il existe un règlement fédéral qui s’applique aux réservoirs de stockage de pétrole, le Règlement sur les systèmes de stockage de produits pétroliers et de produits apparentés (le règlement sur les réservoirs de stockage) ^{référence 13}, promulgué en 2008 et modifié en 2020 dans le but de réduire les fuites et les déversements liquides provenant des systèmes de stockage. Le règlement sur les réservoirs de stockage ne vise pas les polluants rejetés directement dans l’atmosphère, y compris les émissions atmosphériques de COV, mais concerne plutôt un éventail plus vaste de réservoirs de stockage que le Règlement sur la réduction des rejets de COV (secteur pétrolier), dont les très petits réservoirs de stockage et les réservoirs qui contiennent des liquides non volatils^{référence 14}, comme le diesel et le mazout domestique. Le règlement sur les réservoirs de stockage ne s’applique en outre qu’aux réservoirs situés sur des terres fédérales ou autochtones ou exploités par des organismes désignés relevant de la compétence fédérale. La plupart des installations visées par le règlement sur les réservoirs de stockage comprennent des sites qui stockent de petites quantités de carburant (essence, diesel, carburéacteur et mazout) pour une utilisation locale.

Mesures de gestion des risques en place au Canada

Deux instruments volontaires publiés par le Conseil canadien des ministres de l’environnement (CCME) visent le stockage et le chargement de liquides pétroliers, à savoir le code de recommandations techniques pour la protection de l’environnement applicable à la récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution d’essence (CCME PN 1058), publié en 1991, et les lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de composés organiques volatils par les réservoirs de stockage hors sol (CCME PN 1181) publiées en 1995.

Certaines installations soumises à ces instruments volontaires sont également visées par des mesures provinciales ou municipales obligatoires, en grande partie adaptées des instruments volontaires du CCME. À titre d’exemple, le Grand Vancouver dispose d’exigences en matière de contrôle des vapeurs pour le chargement de l’essence, tandis que le Québec a des exigences en ce qui concerne la conception des réservoirs de stockage. De leur côté, Montréal, certaines parties de l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador ont des exigences en matière de contrôle des vapeurs lors du chargement de l’essence et au niveau de la conception, de l’entretien et de l’inspection des réservoirs de stockage d’essence. Cela signifie que les terminaux de ces administrations ont généralement des intensités d’émissions beaucoup plus faibles que celles d’autres administrations où les réductions des émissions ne sont pas réglementées.

Les émissions de COV du secteur pétrolier en amont^{référence 15} sont réglementées par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont). Toutefois, ce règlement n’aborde pas les risques liés aux émissions de COV découlant des activités de stockage et de chargement dans certaines installations en amont, notamment dans les terminaux de pétrole brut et les installations de fractionnement.

Un certain nombre d’installations de stockage et de chargement de liquides pétroliers ne sont pas visées par les instruments volontaires du CCME, le règlement fédéral sur les émissions de méthane dans le secteur pétrolier en amont, des instruments provinciaux ou des exigences municipales, y compris de nombreuses activités ferroviaires et maritimes de chargement de pétrole brut et de produits pétrochimiques. Les permis d’exploitation de certaines installations renvoient au code de recommandations du CCME pour les réservoirs, mais la conformité globale à certains éléments, surtout en ce qui concerne les exigences en matière d’inspection, serait faible dans l’ensemble du secteur, d’après les renseignements recueillis par le Ministère dans le cadre de nombreuses réunions avec des représentants de l’industrie et des gouvernements provinciaux.

L’ensemble disparate d’instruments connexes des diverses administrations, le cas échéant, signifie que les installations adoptent des approches différentes pour réduire les émissions de COV, et les données de surveillance continuent de montrer des concentrations ambiantes élevées de benzène près des installations de stockage et de chargement de liquides pétroliers, malgré les mesures en place. Par conséquent, il n’existe aucune norme uniforme pour protéger la santé humaine contre les risques associés aux émissions de COV. Le règlement vise à corriger ce manque d’uniformité en ciblant les installations à l’échelle nationale en fonction du risque, y compris les activités qui n’ont pas été abordées antérieurement, comme le chargement ferroviaire et maritime, le chargement de pétrole brut ainsi que le stockage et le chargement de liquides aux installations de fractionnement.

Le 16 mai 2024, le ministre a pris l’Arrêté d’urgence concernant les rejets de benzène provenant d’installations pétrochimiques de Sarnia (Ontario) (l’arrêté d’urgence), qui s’appliquait à certaines installations pétrochimiques situées à Sarnia et qui forçait la mise en œuvre immédiate de certaines exigences du projet de règlement, comme publiées dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 24 février 2024, y compris les exigences relatives aux systèmes d’évents entièrement scellés pour le contrôle des vapeurs sur certains réservoirs de stockage du benzène. L’arrêté d’urgence visait à atténuer un danger urgent et important pour la santé humaine posé par les émissions de benzène provenant des installations pétrochimiques de Sarnia en exigeant que ces installations réduisent les émissions provenant de tous leurs réservoirs de stockage de benzène. L’arrêté d’urgence était nécessaire pour protéger la santé des résidents de la communauté de la Première Nation d’Aamjiwnaang située à Sarnia, en Ontario, qui avaient signalé des effets aigus et chroniques sur la santé découlant de l’exposition au benzène. L’arrêté d’urgence a été pris en vertu du paragraphe 94(1) de la LCPE et cesse d’être en vigueur deux ans après ou le jour où le règlement est pris, selon la première éventualité.

Sources d’émissions

Les sources d’émissions de COV comprennent les réservoirs de stockage et les rampes de chargement dans les terminaux, les raffineries, les usines de valorisation, les installations pétrochimiques, les installations sidérurgiques et les dépôts routiers qui stockent de grandes^{référence 16} quantités de liquides pétroliers volatils. Selon les données du Ministère (voir la section sur l’analyse de la réglementation pour plus de détails), les émissions totales de COV de ces installations étaient de 55 841 tonnes en 2019, dont environ 63 % (35 287 tonnes) provenaient du stockage et du chargement de liquides pétroliers volatils. Les émissions provenant du stockage prennent généralement la forme d’émissions de gaz d’évaporation, en raison d’un contrôle des émissions insuffisant et d’une étanchéité déficiente des réservoirs de stockage de liquides volatils. Les émissions provenant du chargement sont principalement dues à l’évacuation pendant le transfert du produit, en particulier en l’absence d’équipement de contrôle des émissions. Les tableaux 1 et 2 (ci-dessous) présentent un récapitulatif des installations par province et territoire, ainsi qu’une estimation des émissions de COV lors des activités de stockage et de chargement, respectivement.

Les terminaux comprennent les terminaux de pétrole brut^{référence 17} et les terminaux primaires (produits raffinés)^{référence 18}. Le transport du pétrole à destination et en provenance de ces installations nécessite plusieurs modes de transport, notamment des pipelines, des navires, des wagons et des camions^{référence 19}. Les terminaux primaires sont généralement situés près des secteurs plus peuplés et peuvent être sous forme d’installations distinctes et indépendantes ou intégrés aux raffineries de pétrole.

Les raffineries traitent le pétrole brut ou le pétrole brut synthétique et produisent des carburants de transport, l’essence étant le principal produit. Ils produisent également du diesel, du mazout de chauffage domestique, des lubrifiants, du pétrole lourd, de l’asphalte pour les routes et des matières premières pour les installations pétrochimiques. La plupart des produits raffinés fabriqués au Canada desservent le marché canadien, tandis que certains sont exportés, principalement aux États-Unis.

Les usines de valorisation transforment le bitume ou le pétrole lourd en pétrole brut synthétique, et certaines peuvent également produire des produits pétroliers raffinés comme le diesel et le kérosène. La plupart des installations de valorisation sont intégrées ou associées à des procédés d’extraction des sables bitumineux. La majeure partie du pétrole brut synthétique est exportée vers les États-Unis, mais une partie est transportée vers des raffineries canadiennes.

Les installations pétrochimiques transforment les matières premières, comme le pétrole raffiné, le gaz naturel ou les liquides de gaz naturel, en produits tels que le styrène, le xylène, le benzène et le butadiène. Ces produits sont vendus à des installations canadiennes de fabrication de produits chimiques ou exportés, principalement aux États-Unis.

Les dépôts routiers^{référence 20} sont situés dans des régions moins densément peuplées où il n’est pas rentable et pratique de livrer des produits aux utilisateurs finaux depuis un terminal primaire^{référence 21}. Comparativement aux terminaux principaux, les dépôts routiers sont des installations d’entreposage et de distribution de plus petite taille. Les dépôts routiers reçoivent habituellement les produits par camion-citerne en provenance d’un terminal primaire et disposent généralement de réservoirs de stockage à toit fixe.

Les installations sidérurgiques produisent du pétrole léger, dont la concentration en benzène est supérieure à 20 %, comme sous-produit du traitement des goudrons de houille. Les installations de stockage et de chargement de pétrole léger sont généralement dotées de systèmes de contrôle des vapeurs. Quatre aciéries de l’Ontario pourraient être visées par le règlement, et les systèmes de contrôle des vapeurs existants dans ces installations devraient répondre aux exigences du règlement en matière d’équipement.

Tableau 1. Nombre estimatif d’installations visées par le règlement par type et province ou territoire^{référence 26}
Province/ territoire	Installations de produits chimiques ou aciéries	Terminaux de pétrole brut	Terminaux primaires	Raffineries	Terminaux de raffinerie	Usines de valorisation	Dépôts routiers	Total	% du total des installations
T.-N.-L.	0	1	5	0	0	0	9	15	3,5
Î.-P.-É.	0	0	1	0	0	0	2	3	0,7
N.-É.	0	0	4	0	0	0	11	15	3,5
N.-B.	0	1	3	1	0	0	5	10	2,3
Qc	4	3	17	2	1	0	13	40	9,2
Ont.	12	6	23	5	3	0	31	80	18,4
Man.	0	5	3	0	0	0	16	24	5,5
Sask.	0	20	2	2	0	1	33	58	13,4
Alb.	3	38	5	5	2	5	71	129	29,7
C.-B.	0	5	19	2	1	0	24	51	11,8
Yn	0	0	1	0	0	0	1	2	0,5
T.N.-O.	0	1	2	0	0	0	3	6	1,4
Nt	0	0	1	0	0	0	0	1	0,2
Total	19	80	86	17	7	6	219	434	100,0

Tableau 2. Estimation des émissions de COV provenant des activités de stockage et de chargement pour ls installations visées par le règlement, par type d’installation et province ou territoire (en tonnes, 2019)
Province/ territoire	Installations de produits chimiques ou aciéries	Terminaux de pétrole brut	Terminaux primaires	Raffineries	Terminaux de raffinerie	Usines de valorisation	Dépôts routiers	Total
T.-N.-L.	0	63	1 915	0	0	0	9	1 924
Î.-P.-É.	0	0	172	0	0	0	17	189
N.-É.	0	0	1 095	0	0	0	95	1 190
N.-B.	0	83	210	1 075	0	0	43	1 411
Qc	95	384	1 933	1 076	24	0	81	3 593
Ont.	355	324	1 058	3 810	18	0	122	5 687
Man.	0	427	945	0	0	0	138	1 510
Sask.	0	2 043	510	1 465	0	634	284	4 936
Alb.	191	3 876	1 679	1 788	2 001	1 212	611	11 358
C.-B.	0	525	1 787	414	0	0	176	2 902
Yn	0	0	3	0	0	0	9	12
T.N.-O.	0	232	141	0	0	0	26	399
Nt	0	0	114	0	0	0	0	114
Total	641	7 956	11 562	9 628	2 043	1 846	1 611	35 287

Objectifs

Les objectifs du règlement sont les suivants :

réduire les émissions fugitives de COV provenant des réservoirs de stockage et de l’équipement de chargement de liquides pétroliers au Canada;
protéger la santé humaine en réduisant au minimum, dans la mesure du possible, l’exposition aux COV cancérigènes comme le benzène;
améliorer la santé humaine et la qualité de l’environnement en réduisant la formation de smog;
privilégier des règles du jeu équitables grâce à des mesures de gestion des risques liés aux COV qui sont uniformes à l’échelle nationale;
harmoniser ces mesures, dans la mesure du possible, avec les mesures existantes dans d’autres administrations (p. ex., provinces, municipalités et États-Unis);
Assurer une certitude réglementaire afin de permettre aux propriétaires d’installations de prendre des décisions éclairées en matière d’investissement à long terme et d’instaurer la confiance chez les autres parties intéressées quant à l’atteinte des résultats visés en matière d’environnement et de santé.

Description

Le règlement établit des exigences en matière d’équipement^{référence 22}, pour les réservoirs de stockage de liquides pétroliers volatils^{référence 23} nouveaux et existants et les activités de chargement dans les installations pétrolières et pétrochimiques (ci-après appelées « installations réglementées ») situées au Canada. L’applicabilité est propre à chaque installation, et l’exploitant de chaque installation réglementée (ci-après appelé « exploitant ») est tenu de faire ce qui suit :

installer l’équipement de contrôle des émissions sur les réservoirs de stockage et l’équipement de chargement;
mettre en œuvre une procédure d’inspection et de réparation;
tenir des registres et présenter des rapports.

Le Règlement définit les critères relatifs au temps accordé aux installations réglementées pour rendre l’équipement conforme, et ces critères sont fondés sur l’état antérieur de l’équipement et les risques d’émissions. La mise en œuvre du règlement suivra une approche progressive, ce qui obligera les installations réglementées à prioriser l’équipement produisant le plus d’émissions. Voir la sous-section sur l’entrée en vigueur pour de plus amples renseignements.

Échantillonnage et analyse

Le règlement exige l’utilisation des méthodes normalisées spécifiques d’ASTM International (entité anciennement connue sous le nom d’American Society for Testing and Materials) ou de l’Office des normes générales du Canada (incorporées par renvoi) pour échantillonner et analyser les liquides pétroliers afin de déterminer la concentration en COV, la pression de vapeur ou la concentration en benzène. Le système de délivrance de permis permet au ministre d’approuver des méthodes de rechange à ces méthodes normalisées dans les cas suivants :

lorsque les méthodes exigées ne s’appliquent pas aux liquides faisant l’objet d’analyse;
lorsqu’un exploitant a trouvé une méthode qui obtient des résultats exacts ou plus précis; ou
lorsqu’un exploitant souhaite utiliser une méthode automatisée d’échantillonnage ou d’analyse, mais que l’automatisation n’est pas appuyée par les méthodes exigées.

Le règlement nécessite l’utilisation d’instruments qui répondent aux exigences de conception et de rendement dans le cadre d’inspections, telles que lors de vérification d’étanchéité des systèmes de contrôle des vapeurs ou d’essais de limite inférieure d’explosivité des réservoirs à toit flottant interne.

Équipement de contrôle des émissions

Les installations réglementées sont tenues d’installer de l’équipement de contrôle des émissions sur les réservoirs de stockage et les rampes de chargement qui contiennent des liquides pétroliers volatils, et de les entretenir et de les réparer comme décrit dans le tableau 3.

De plus, les installations réglementées doivent respecter la norme CAN/CGSB-3.1000-2024, Systèmes de récupération des vapeurs dans les réseaux de distribution d’essence, lors du chargement de l’essence dans un camion-citerne ou du déchargement de l’essence d’un camion-citerne. Cette norme nationale est suivie volontairement par la plupart des installations au Canada qui utilisent déjà un système de récupération des vapeurs pendant le chargement de l’essence.

Tableau 3. Exigences et exemptions proposées pour l’équipement de contrôle des émissions
Type d’installation	Exigence
Grands réservoirs (volume interne supérieur à 150 m³)	Toit flottant interne, toit flottant externe ou système de contrôle des vapeurs
Petits réservoirs (volume interne entre 50 et 150 m³ ou volume interne entre 5 et 150 m³ si c’est de l’essence)	Évent à pression/dépression
Réservoirs à haut risque d’émissions (stockage de liquides à concentration élevée en benzène^{note a du tableau e3} ou de liquides à haute pression (pression de vapeur supérieure à 76 kilopascals [kPa])	Système de contrôle des vapeurs^{note b du tableau e3}
Réservoirs dont les volumes internes sont inférieurs à 50 m³ et qui ne stockent pas d’essence, de liquides à concentration élevée en benzène ou de liquides à haute pression (pression de vapeur supérieure à 76 kPa) Tous les réservoirs d’une capacité inférieure à 5 m³	Exemption - aucune exigence
Rampes de chargement	Système de contrôle des vapeurs Système de retour en boucle des vapeurs permis dans les dépôts routiers
Rampes de chargement éloignées^{note c du tableau e3} ou à faible débit^{note d du tableau e3}	Exemption - aucune exigence
Note(s) du tableau e3 Note a du tableau e3 Dans le présent document, « liquide à haute concentration de benzène » s’entend d’un liquide pétrolier volatil dont la concentration en benzène est supérieure à 20 % en poids, et « réservoir de liquide à haute concentration de benzène » désigne un réservoir qui peut contenir un liquide à haute concentration de benzène. Retour à la note a du tableau e3 Note b du tableau e3 L’installation d’un toit flottant sur certains réservoirs de liquide à teneur élevée en haute concentration de benzène en place sera permise lorsque la surveillance au périmètre de l’installation établit que les risques d’exposition sont faibles et qu’une distance de plus de 300 m sépare les réservoirs du bâtiment occupé le plus proche. Retour à la note b du tableau e3 Note c du tableau e3 Une rampe de chargement est considérée comme éloignée si elle charge des liquides dont la concentration en benzène est inférieure à 0,5 % en poids et la pression de vapeur inférieure à 76 kPa, et qu’elle est située à plus de 1 500 m des bâtiments hors site et à plus de 50 km du centre de la population comptant plus de 20 000 habitants la plus proche. Retour à la note c du tableau e3 Note d du tableau e3 Une rampe de chargement est dite à faible débit si son débit est inférieur au seuil calculé. Ce seuil varie en fonction de la pression de vapeur des liquides, de leur concentration de benzène, du type de véhicule de chargement et de la distance entre la rampe de chargement et les bâtiments hors site, mais il est de 25 millions de litres standard d’essence par an chargés dans un camion si la distance d’avec les bâtiments hors site est d’au moins 300 m, ou à 1 million de litres standard d’essence par an sans distance minimale requise. Retour à la note d du tableau e3

Le règlement prévoit également un système de permis afin que le ministre puisse permettre l’utilisation d’équipements de contrôle des émissions de rechange dans les cas où l’exploitant peut en démontrer l’efficacité.

Inspections et réparations

Les exploitants sont tenus d’inspecter leurs équipements de contrôle des émissions et de faire les réparations nécessaires, au besoin, notamment ce qui suit :

l’inspection visuelle mensuelle des réservoirs à toit flottant externes pour détecter les défectuosités majeures ou les obstructions;
la vérification mensuelle de la limite inférieure d’explosivité des réservoirs à toit flottant interne;
la prise de mesure annuelle de l’interstice des joints secondaires des réservoirs à toit flottant externe et une mesure de l’interstice des joints primaires à tous les cinq ans;
l’inspection interne des réservoirs à toit flottant interne, y compris des joints de rebord, tous les vingt ans;
l’inspection annuelle des évents à pression/dépression;
l’entretien du système de surveillance continue des systèmes de récupération ou de destruction des vapeurs;
les inspections mensuelles des systèmes de contrôle des vapeurs pour y détecter les fuites;
l’essai de la performance du système de récupération ou de destruction des vapeurs à tous les cinq ans.

Les exploitants sont tenus de réparer les défectuosités des l’équipements de contrôle des émissions dans les délais prescrits par le règlement, à compter de la date à laquelle la défectuosité a été détectée. Le délai pour la réparation d’un réservoir à toit flottant est de 60 jours, ou jusqu’à 180 jours si un système temporaire de contrôle des vapeurs est utilisé^{référence 24}, tandis que le délai pour les réparations du système de contrôle des vapeurs est de 45 jours. Un délai de réparation plus court est nécessaire pour les incidents à risque élevé d’émissions par exemple, dans les cas où les toits flottants se sont enfoncés ou les résultats des essais de limite inférieure d’explosivité sont très élevés. Les délais de réparation ne s’appliquent pas pendant les périodes où l’équipement à réparer est temporairement hors service, comme lorsqu’un réservoir doit être vidé et nettoyé.

Une prolongation du délai est permise dans des circonstances précises, y compris dans les cas où il y a des problèmes pour vider ou nettoyer les réservoirs en vue de leur réparation ou lorsqu’il existe un risque de perturbation importante des activités. Des mesures provisoires d’atténuation des émissions sont requises pour les rampes de chargement et les réservoirs utilisés pour les liquides à concentration élevée en benzène. L’élaboration et la mise en œuvre d’un plan de minimisation des émissions sont nécessaires lorsqu’il s’agit de nettoyer l’intérieur d’un réservoir ou de remplacer le joint de rebord d’un réservoir à toit flottant interne ou externe.

Tenue de registres et déclarations

Les exploitants sont tenus de faire ce qui suit :

tenir des registres sur les inspections, l’entretien, la prise de mesure, les spécifications de l’équipement et la formation du personnel;
conserver les registres pendant six ans, à l’exception de ceux liés à la conception ou à la construction de l’équipement, qui eux doivent être conservés pour toute la durée de vie de l’équipement, et de ceux relatifs aux inspections effectuées à des intervalles supérieurs à six ans, qui doivent être conservés jusqu’à la date de l’inspection suivante;
enregistrer les installations réglementées auprès du Ministère;
présenter un rapport en cas de défaillance majeure d’un l’équipement de contrôle des émissions du réservoir, notamment si un toit flottant s’est enfoncé ou si les résultats des essais de limite inférieure d’explosivité sont très élevés;
présenter des rapports contenant les données de surveillance au périmètre de l’installation si celle-ci utilise des réservoirs équipés de toits flottants plutôt qu’un système de contrôle des vapeurs comme équipement de contrôle des émissions des réservoirs existants de liquides à concentration élevée en benzène.

Portée du règlement

Le règlement s’applique aux installations suivantes :

installation qui stocke plus de 500 m³ de liquides pétroliers volatils;
installation qui charge et décharge plus de quatre millions de litres standard de liquides pétroliers volatils par année;
installation qui stocke des liquides pétroliers volatils dont la concentration de benzène est égale ou supérieure à 20 % dans un réservoir d’au moins 5 m³; ou
installation qui stocke des liquides pétroliers volatils dont la pression de vapeur est égale ou supérieure à 76 kPa dans un réservoir d’au moins 100 m³.

Une substance est considérée comme un liquide pétrolier volatil s’il s’agit d’un hydrocarbure dérivé du pétrole ou du charbon qui est liquide dans des conditions normales (20 °C, 101,325 kPa) et dont la pression de vapeur est supérieure à 10 kPa ou à 3,5 kPa s’il contient également plus de 2 % de benzène en poids^{référence 25}. Selon cette définition, l’essence, la plupart des pétroles bruts, certains produits intermédiaires et certains produits pétrochimiques sont visés, tandis que les liquides à faibles émissions de COV, comme le carburant diesel, le carburéacteur de type kérosène, le mazout de chauffage et certains pétroles bruts lourds ne sont pas visés. Les mélanges éthanol-pétrole contenant moins de 10 % de pétrole en poids sont également exclus de la portée.

Les exemptions pour les installations et l’équipement présentant de faibles risques d’émissions sont les suivantes :

les installations de vente de carburant au détail;
les rampes de chargement et les réservoirs visés par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont).
les installations pétrolières et gazières en amont dont les émissions sont généralement visées par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) ou par des exigences provinciales équivalentes, plus précisément celles qui exercent les activités suivantes :
extraction;
traitement primaire;
stockage en amont des installations de traitement primaire;
traitement du gaz;
les installations extracôtières situées à plus de 3 milles marins de la côte;
les petites installations (principalement les terminaux et les dépôts routiers) qui répondent aux critères indiqués au tableau 4.

Tableau 4. Critères pour l’exemption d’installations supplémentaires
Les installations qui traitent des liquides à concentration de benzène supérieure à 2 % en poids ne sont admissibles à aucune de ces exemptions. Les installations qui traitent de liquides dont la pression de vapeur est supérieure à 76 kPa ne sont pas admissibles aux exemptions relatives à la distance prévue jusqu’au bâtiment occupé situé hors site.
Critères	Capacité maximale de stockage sur le site^{note a du tableau e4} (m³)	Chargement/ déchargement annuel maximal^{note b du tableau e4} (m³/an)	Chargement/ déchargement quotidien maximal^{note b du tableau e4} (m³/jour)
Distance jusqu’au bâtiment occupé hors site – plus de 60 m Capacité du réservoir – l’installation ne stocke les liquides pétroliers volatils que dans des réservoirs à toit fixe dont le volume interne est inférieur à 150 m³ ou dans des réservoirs souterrains.	2 000	20 000	500
Distance jusqu’au bâtiment occupé situé hors site - plus de 300 m	2 000	25 000	500
Distance jusqu’aux zones urbaines – plus de 100 km d’un centre de population comptant plus de 20 000 habitants	10 000	30 000	2 000
Note(s) du tableau e4 Note a du tableau e4 La capacité de stockage est le volume interne total de tous les réservoirs utilisés pour stocker des liquides pétroliers volatils. Retour à la note a du tableau e4 Note b du tableau e4 Comprend le chargement dans les réservoirs de véhicules (p. ex., camions) et le déchargement dans les réservoirs à toit fixe. Retour à la note b du tableau e4

Entrée en vigueur

Le règlement entre en vigueur au moment de son enregistrement, mais permet de reporter l’application de certaines dispositions. Les installations réglementées doivent s’assurer que les nouveaux réservoirs de stockage et les nouvelles rampes de chargement (ceux et celles qui entrent en service après l’enregistrement du règlement) sont conformes à toutes les exigences au moment où ils sont utilisés pour la première fois pour stocker ou charger des liquides pétroliers.

Les installations réglementées sont tenues de rendre conformes un certain pourcentage des rampes de chargement et des réservoirs de stockage existants chaque année. Une période d’un à trois ans est autorisée pour rendre l’équipement conforme, selon son état antérieur et le risque d’émissions. Les réservoirs de liquides à concentration élevée en benzène font l’objet de délais de mise en œuvre plus courts – soit un délai d’un an pour les réservoirs présentant le risque le plus élevé. Au moins 80 % des réservoirs d’une installation devront être conformes dans les trois premières années et, chaque année subséquente, le pourcentage de réservoirs non conformes devra être réduit de 5 %. Si un réservoir à toit flottant existant ne satisfait pas entièrement aux exigences en matière de conception, mais qu’il continue de répondre aux exigences de performance du règlement, les mises à niveau peuvent être reportées jusqu’à ce que le réservoir échoue à une inspection en service ou soit mis hors service pour une inspection.

Dans les cas où une installation compte plus de deux réservoirs qui nécessitent un équipement de contrôle des émissions, un délai total de quatre à sept ans est permis pour les réservoirs, pourvu qu’au moins 80 % des réservoirs répondent aux exigences du règlement après trois ans. Concernant les rampes de chargement, un délai pouvant aller jusqu’à cinq ans en tout est accordé pour les installations ayant au moins deux rampes de chargement ou les installations à faible débit (équivalant à moins de 175 000 m³ d’essence) pour se doter d’équipement de contrôle des émissions. Les installations réglementées sont tenues de présenter un plan de mise en œuvre au Ministère et de fournir une confirmation lorsque l’installation est devenue conforme au règlement.

Selon cette approche progressive, la plupart des rampes de chargement à émissions élevées seront dotées d’équipement de contrôle des émissions entre 2026 et 2028 et la plupart des réservoirs, y compris tous les réservoirs présentant les risques d’émissions de benzène les plus élevés, seront conformes d’ici la fin de 2028. Le reste de l’équipement sera mis en conformité à un taux supérieur à 14 % chaque année jusqu’en 2032, lorsque tout l’équipement devra être conforme. Voir le tableau 5 pour le calendrier de conformité.

Tableau 5. Délai de conformité au Règlement
Calendrier	Éléments à respecter en vertu du règlement	Souplesse en matière de conformité
Au moment de l’enregistrement	Équipement de contrôle des émissions pour les nouveaux réservoirs et les nouvelles rampes de chargement Inspection et réparation des nouveaux réservoirs et rampes de chargement	s.o.
Un an après l’enregistrement	Équipement de contrôle des émissions pour les réservoirs stockant des liquides à concentration de benzène supérieure à 20 % Équipement de contrôle des émissions pour les rampes de chargement de liquides à concentration de benzène supérieure à 20 % Inspection et réparation des réservoirs et des rampes de chargement existants Exigences en matière de conception, de fonctionnement et de rendement pour les systèmes de contrôle des vapeurs et les toits flottants existants Exigences en matière de tenue de registres et de déclaration	Les installations dont au moins trois réservoirs de liquides à haute concentration de benzène ne satisfont pas aux exigences du règlement doivent rendre conforme deux de ces réservoirs au cours de la première année. Jusqu’à une année supplémentaire est autorisée pour rendre conforme les réservoirs restants.
Un an après l’enregistrement		Les systèmes de contrôle des vapeurs existants qui sont utilisés pour les réservoirs de liquides à haute concentration de benzène et les rampes de chargement doivent être conformes aux spécifications générales de performance à ce moment-là, puis les installations disposent d’une année supplémentaire pour se conformer à la norme de performance plus stricte concernant le benzène.
Trois ans après l’enregistrement	Équipement de contrôle des émissions pour au moins 80 % des réservoirs de l’installation, ou tous les réservoirs existants si pas plus de deux réservoirs nécessitent l’installation d’un nouvel équipement de contrôle des émissions.	Jusqu’à quatre années supplémentaires pour rendre conforme les réservoirs restants, à raison d’un taux de 5 % du total des réservoirs de l’installation par année.
Trois ans après l’enregistrement	Équipement de contrôle des émissions pour les rampes de chargement à fortes émissions	Jusqu’à un an de plus pour rendre les rampes de chargement maritimes conformes Jusqu’à deux années supplémentaires pour rendre conforme les rampes de chargement à faibles émissions restantes.
Dix ans après l’enregistrement	Inspections internes des réservoirs à toit flottant existants dont les inspections antérieures ont été faites plus de dix ans avant l’enregistrement	s.o.

Élaboration du règlement

Consultation

Premières consultations

Les premières consultations ont commencé en mai 2021 avec la publication d’un document de travail intitulé Document de travail : Une approche proposée pour le contrôle des émissions de composés organiques volatils (COV) provenant du stockage et du chargement de liquides pétroliers (l’approche proposée). Le Ministère avait alors communiqué avec des représentants de l’industrie, des gouvernements provinciaux, territoriaux et municipaux, des groupes autochtones et des ONG pour les aviser de la publication du document de travail et recueillir leurs commentaires concernant l’approche proposée et solliciter leurs commentaires. Une consultation informelle de 60 jours a commencé, et elle a pris fin en juillet 2021.

Dans les semaines qui ont suivi la publication du document de travail, le Ministère a organisé des webinaires pour fournir plus de détails sur l’approche proposée. Au total, 250 participants ont assisté aux webinaires. Le Ministère a également tenu des réunions avec plusieurs organisations pour discuter de leurs questions et de leurs préoccupations. Il a alors reçu 30 mémoires d’organisations de l’industrie, d’entreprises distinctes, de gouvernements provinciaux, territoriaux et municipaux ainsi que de groupes autochtones. Aucun commentaire écrit n’a été reçu d’ONG ou de particuliers.

Le Ministère a continué de consulter les parties intéressées jusqu’à l’automne 2023, en organisant des réunions et des appels téléphoniques, en échangeant des courriels et en visitant des raffineries, des terminaux, des usines de produits chimiques et des sites communautaires.

Les commentaires reçus au cours de ces consultations ont contribué à orienter le projet de Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils) (le projet de règlement).

Consultations sur le projet de règlement – de février à octobre 2024

Le projet de règlement ainsi qu’un résumé de l’étude d’impact de la réglementation décrivant les consultations initiales ont été publiés dans la Partie I de la Gazette du Canada le 24 février 2024. Cette publication a été suivie d’une consultation publique de 60 jours.

Au cours de l’élaboration et de la mise en œuvre de l’arrêté d’urgence, une consultation additionnelle a eu lieu auprès de représentants de la Première Nation Aamjiwnaang, des autorités provinciales et de l’industrie, ce qui a éclairé davantage l’élaboration du règlement. Le Ministère a tenu compte des commentaires reçus pendant la consultation publique de 60 jours et a continué de rencontrer les représentants des peuples autochtones, des gouvernements provinciaux et municipaux ainsi que de l’industrie jusqu’à la fin de 2024. Après la publication du projet de règlement, le Ministère a tenu plus de 70 réunions bilatérales, a communiqué avec 460 organisations et a organisé des webinaires auxquels ont assisté 243 participants. Le Ministère a reçu 50 observations écrites, y compris des renseignements techniques de grandes entreprises pétrolières et pétrochimiques.

En général, les représentants de l’industrie, des provinces et des peuples autochtones ont été satisfaits de la façon dont leurs commentaires sur l’approche proposée ont été pris en compte dans le projet de règlement. Ainsi, bon nombre des commentaires sur le projet de règlement étaient axés sur les détails techniques plutôt que sur les différences philosophiques dans l’approche, la justification ou le cadre.

Les gouvernements provinciaux et municipaux se sont montrés majoritairement favorables ou indifférents au règlement, et les commentaires de ces administrations comprenaient des suggestions de resserrement des mesures, des demandes d’échange de renseignements et des questions sur la gestion d’un éventuel chevauchement entre les exigences fédérales et locales. Les commentaires des peuples autochtones, de l’industrie, des ONG, des experts-conseils et des fournisseurs de technologies ont porté sur des aspects précis du projet de règlement et ont demandé que des changements soient apportés à certaines exigences et à certains critères d’applicabilité. Les membres du grand public ayant présenté des commentaires sur le projet de règlement y étaient généralement favorables.

Industrie

L’industrie a été généralement en faveur de l’approche réglementaire proposée. Le Ministère a participé à plus de 60 réunions avec des représentants du secteur pétrolier et gazier, du secteur des produits chimiques et d’autres secteurs industriels, comme les secteurs de l’acier et des transports, qui pourraient être touchés par le règlement. Les principales parties intéressées à ces discussions étaient des représentants de l’Association canadienne des carburants, de l’Association canadienne des producteurs pétroliers, de l’Alliance canadienne du camionnage, de l’Association canadienne de l’industrie de la chimie, de l’Association canadienne des producteurs d’acier, d’Energy Connections Canada et d’entreprises distinctes qui exploitent des installations de pétrole et de gaz ou des installations chimiques au Canada. Ces représentants étaient en faveur des objectifs de l’approche en matière de santé et d’environnement ainsi que de la structure globale proposée (exigences relatives aux équipements de contrôle des émissions conjuguées aux exigences relatives à l’inspection et à la réparation), mais ont proposé quelques modifications techniques au règlement.

Gouvernements provinciaux et territoriaux et administrations municipales

La plupart des représentants des gouvernements qui ont participé aux séances d’information et aux réunions bilatérales ont indiqué leur soutien, tandis que certains avaient une opinion neutre au sujet du règlement.

L’ensemble des provinces et des territoires ont été informés du règlement, et certaines administrations (Alberta, Terre-Neuve-et-Labrador, Territoires du Nord-Ouest, Nouvelle-Écosse, Ontario, Saskatchewan, Montréal) ont transmis des commentaires écrits, tandis que d’autres (Québec, région métropolitaine de Vancouver) ont également participé à des séances d’information ou à des discussions avec le Ministère.

Comme indiqué ci-dessus, certaines administrations ont fortement appuyé le règlement et demandé des rapports supplémentaires pour les activités à haut risque, d’autres ont bien accueilli les exemptions pour les petites installations et les installations éloignées, quelques-unes ont demandé si une approche fédérale est nécessaire compte tenu des mesures existantes dans certaines administrations, et d’autres ont exprimé le souhait de participer ou de recevoir des notifications concernant l’application de la loi, l’échange de données et l’interaction avec les exigences déjà en place dans leurs administrations respectives.

Partenaires autochtones

La Première Nation Aamjiwnaang a formulé des commentaires écrits et a rencontré directement le Ministère au sujet du règlement ainsi que de l’arrêté d’urgence. Les commentaires étaient généralement favorables au règlement, soulignant avec satisfaction que le Ministère reconnaît les répercussions des émissions sur la Première Nation Aamjiwnaang. Comme il a été mentionné ci-dessus, l’un des commentaires recommandait de prendre des mesures immédiates pour réduire les émissions de benzène qui ont une incidence sur la communauté et a mené à la publication de l’arrêté d’urgence.

D’autres commentaires visaient en particulier une participation accrue à la mise en œuvre et à l’application de la loi, l’accès aux données réglementaires, et des délais accélérés pour l’adoption et la mise en œuvre.

Des renseignements supplémentaires sur la consultation des Autochtones sont inclus dans la section « Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones ».

Organisations non gouvernementales

Les commentaires des organisations non gouvernementales de l’environnement (Association canadienne du droit de l’environnement, Ecojustice, Environmental Defence Canada, Pembina Institute) soulignaient l’importance d’aller de l’avant avec un règlement rigoureux qui entrerait en vigueur le plus rapidement possible pour protéger la santé des Canadiens et l’environnement. Certains groupes ont également préconisé la prise en compte de l’exposition des travailleurs et des approches d’inspection axées sur les risques, ainsi que certaines précisions dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation.

Un résumé des principaux points soulevés dans les commentaires de l’industrie, des administrations provinciales, territoriales et municipales, des partenaires autochtones et des ONG, ainsi que la façon dont le Ministère a répondu à ces commentaires sont décrits dans les sous-sections qui suivent.

Mesures immédiates pour réduire les émissions de benzène qui ont des répercussions sur la Première Nation Aamjiwnaang

Dans leurs commentaires, les partenaires autochtones, notamment la Première Nation Aamjiwnaang, ont plaidé en faveur de l’application accélérée du règlement pour s’attaquer de toute urgence aux émissions de benzène provenant des réservoirs de stockage qui touchent la Première Nation Aamjiwnaang.

En réponse à ces commentaires, le ministre a pris l’arrêté d’urgence en mai 2024 pour faire face à un danger urgent et important pour la santé humaine posé par les émissions de benzène provenant des installations pétrochimiques de Sarnia. Les exigences techniques imposées par l’arrêté d’urgence ont été conçues pour avoir un effet semblable à celui du règlement, mais elles sont entrées en vigueur beaucoup plus tôt pour répondre à la nécessité de prendre des mesures immédiates. L’arrêté d’urgence cesse d’avoir effet à la prise du règlement. Le règlement a été mis à jour pour assurer une couverture uniforme des installations et de l’équipement qui étaient visés par l’arrêté d’urgence.

Moment de l’entrée en vigueur des exigences

Les commentaires des partenaires autochtones, y compris la Première Nation Aamjiwnaang, préconisaient des délais accélérés pour l’adoption et la mise en œuvre du règlement. Dans leurs commentaires, les ONG environnementales ont souligné l’importance d’adopter un règlement rigoureux qui entrerait en vigueur le plus rapidement possible afin de protéger la santé des Canadiens et l’environnement.

Les représentants de l’industrie ont exprimé des préoccupations à l’égard du calendrier de mise en œuvre proposé pour les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène; ils ont mentionné des problèmes logistiques au chapitre de la mise à niveau de l’équipement de contrôle des émissions, des facteurs à considérer sur le plan des achats et de l’approvisionnement, ainsi que le délai d’obtention des permis des administrations locales. La plupart des entreprises touchées par le délai d’un an pour les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène ont souligné les défis qu’elles auront à relever pour respecter ce délai, mais ont également indiqué que des analyses techniques sont en cours pour établir une voie vers la conformité.

En réponse à ces commentaires, le délai d’un an pour la mise en œuvre de mesures de contrôle des émissions relativement aux réservoirs et aux rampes de chargement présentant les risques les plus élevés a été maintenu. Pour tenir compte des préoccupations de l’industrie à l’égard des problèmes liés à la mise à niveau de multiples réservoirs de liquide à haute concentration de benzène dans un délai d’un an, le règlement exige maintenant qu’au moins deux réservoirs de liquide à haute concentration de benzène soient examinés dans un délai d’un an, et que deux autres réservoirs de liquide à haute concentration de benzène soient examinés chaque année jusqu’à ce que l’installation réponde à toutes les exigences du règlement. Cette mesure d’assouplissement assurera une réduction des émissions de benzène à haut risque dès que possible et dans les délais jugés sûrs et réalisables sur le plan opérationnel en fonction de l’expérience du Ministère découlant de la mise en œuvre de l’arrêté d’urgence.

Certains représentants de l’industrie ont déclaré que la délivrance de permis pour le travail sur les quais maritimes pourrait rendre difficile le respect du délai proposé de trois ans pour l’installation de systèmes de contrôle des vapeurs aux terminaux maritimes. Certains partenaires autochtones ont appuyé le délai d’un an pour doter les rampes de chargement de systèmes de contrôle des vapeurs si les émissions de benzène sont particulièrement préoccupantes. En réponse à ces commentaires, le délai d’un an pour l’installation de systèmes de contrôle des vapeurs sur les rampes de chargement où sont manipulés des liquides à forte concentration de benzène a été maintenu. De plus, le délai pour que les terminaux maritimes soient dotés de systèmes de contrôle des vapeurs a été modifié à quatre ans au lieu de trois, pourvu que le terminal maritime ne serve pas à charger des liquides à haute concentration de benzène. Cela tient compte des délais plus longs associés aux terminaux maritimes, sans compromettre le délai d’un an pour les liquides à forte concentration de benzène.

Critères d’applicabilité aux petites installations

Les représentants de l’industrie ont indiqué que de nombreuses petites installations qu’ils s’attendaient à être exemptées du règlement n’étaient pas admissibles aux critères d’exemption précisés dans le projet de règlement et, par conséquent, un grand nombre de petites installations seraient assujetties au règlement si les exemptions n’étaient pas adaptées. De plus, les gouvernements territoriaux et les représentants autochtones des régions du Nord ont indiqué qu’il faut s’assurer que le règlement ne perturberait pas l’approvisionnement en combustible des communautés dans les régions nordiques, mentionnant les chaînes d’approvisionnement fragiles et les conditions météorologiques extrêmes.

Après avoir examiné ces commentaires, le Ministère a demandé des données supplémentaires aux représentants de l’industrie au sujet des activités de leurs dépôts routiers. De nouvelles données propres aux dépôts routiers ont été fournies au Ministère par certains représentants de l’industrie. L’analyse de ces nouvelles données pour les dépôts routiers a permis au Ministère de tirer deux conclusions précises : 1) des critères d’exemption supplémentaires pourraient être ajoutés au règlement tout en respectant les objectifs de gestion des risques, et 2) plus de dépôts routiers seront visés par le règlement que ce qui avait été estimé précédemment.

Les critères d’exemption du projet de règlement ne permettaient d’exempter que les très petits dépôts routiers s’ils étaient situés à moins de 300 mètres de bâtiments occupés hors site. Le Ministère a analysé le nouvel ensemble de données fourni par des représentants de l’industrie et a conclu que des critères d’exemption supplémentaires devraient être inclus dans le règlement afin de mieux s’harmoniser avec l’intention réglementaire et les objectifs de gestion des risques. Cette analyse comprenait un examen de l’exposition au benzène à l’aide d’une approche semblable à celle utilisée dans l’Évaluation préalable – Approche pour le secteur pétrolier : Condensats de gaz naturel du gouvernement du Canada.

D’après les données limitées propres à l’installation qui étaient disponibles aux fins d’analyse pendant l’élaboration du projet de règlement, on a supposé que, dans de nombreux dépôts routiers, la distance entre les réservoirs ou les rampes de chargement et les bâtiments occupés hors site seraient d’au moins 300 m. Cependant, selon l’ensemble de données fourni par les représentants de l’industrie, la plupart des dépôts routiers ne répondraient pas à ce critère.

Pour réagir directement à ces conclusions, des critères d’exemption supplémentaires ont été inclus dans le règlement afin d’éviter des coûts inutiles pour les dépôts routiers de petite et moyenne taille, situés à au moins 60 m de bâtiments occupés hors site, ainsi que pour les dépôts routiers de très petite taille, quelle que soit la distance de recul; toutefois, l’ensemble des données indiquait également que le nombre de dépôts routiers visés par le règlement est plus élevé que ce qui avait été estimé précédemment. L’analyse d’impact du règlement a été mise à jour avec de nouveaux critères d’exemption et un nombre plus précis de dépôts routiers qui seraient visés par le règlement. Cela signifie que le nombre de dépôts routiers visés par le règlement, indiqué dans le tableau 1, est supérieur à l’estimation fournie dans la Partie I de la Gazette du Canada publiée en février 2024.

Dans l’ensemble, les 164 dépôts routiers supplémentaires pris en compte dans l’analyse réglementaire ont fait augmenter la réduction totale des émissions de COV d’environ 5 % et augmenté le coût total estimé du règlement de moins de 6 %. Ce changement est fondé sur des données supplémentaires soumises par les représentants de l’industrie, qui ont permis au Ministère d’effectuer une analyse plus détaillée et de modéliser les émissions. Ce changement évite d’imposer des coûts inutiles aux petites installations à faible risque tout en veillant à l’atteinte des objectifs de gestion des risques.

Méthodes d’essai de la pression de vapeur

Des représentants de l’industrie ont demandé que des changements soient apportés à la méthode d’essai de la pression de vapeur afin de mieux s’harmoniser avec les pratiques actuelles de l’industrie et d’ainsi pouvoir continuer d’utiliser les toits flottants existants comme moyens appropriés de contrôler les émissions pour la plupart des réservoirs de stockage de pétrole brut. Dans le projet de règlement, les méthodes d’essai de la pression de vapeur auraient exigé que de nombreux réservoirs de stockage de pétrole brut soient mis à niveau avec un système de contrôle des vapeurs totalement étanche plutôt qu’un toit flottant pour contrôler les émissions. L’industrie craignait que cela n’entraîne des coûts excessifs et des améliorations mineures aux réductions d’émissions.

Le Ministère a demandé des données supplémentaires aux représentants de l’industrie pour examiner ces commentaires plus en détail. Les données présentées par les représentants de l’industrie ont permis au Ministère d’examiner les répercussions des différentes méthodologies d’essai et de valider la nécessité de changer la méthode d’essai.

En réponse à ces constatations, la méthode d’essai de la pression de vapeur établie dans le règlement a été modifiée pour s’harmoniser avec les pratiques actuelles de l’industrie. Cette modification évite d’imposer involontairement des exigences rigoureuses sur les réservoirs de pétrole brut. Compte tenu du changement de méthode d’essai, la plupart des pétroles bruts seront en deçà du seuil de « liquide très volatil », comme initialement prévu par le Ministère, ce qui permettra de continuer d’utiliser des réservoirs avec toit flottant plutôt que d’avoir besoin d’un système de contrôle des vapeurs totalement étanche.

Fréquence des inspections

Les représentants de l’industrie ont demandé que des changements soient apportés aux exigences liées aux inspections proposées pour les réservoirs de stockage, comme la réduction de la fréquence des inspections visuelles des réservoirs à toit flottant interne, des intervalles plus longs pour les inspections des réservoirs nécessitant la mise hors service des réservoirs et des conditions d’essai moins rigoureuses pour les inspections de l’espace vapeur des réservoirs à toit flottant interne. Certaines administrations provinciales et municipales ont préconisé l’harmonisation des essais de performance des systèmes de contrôle des vapeurs avec les règles existantes dans certaines administrations, comme à Montréal. De plus, certaines ONG ont préconisé la prise en compte de l’exposition des travailleurs et des approches d’inspection axées sur les risques afin de réduire les coûts et le fardeau pour l’industrie tout en optimisant l’efficience et l’efficacité des inspections. Certains partenaires autochtones ont appuyé la proposition du Ministère d’inspecter fréquemment les réservoirs à toit flottant et les systèmes de contrôle des vapeurs pour déceler les fuites.

En réponse à ces commentaires, il a été décidé de maintenir dans le règlement une fréquence similaire des inspections de l’espace vapeur des réservoirs de stockage à toit flottant interne; cependant, la rigueur des conditions météorologiques et opérationnelles pour les inspections a été réduite (en ajoutant des mesures d’assouplissement pour les réservoirs avec un débit continu de liquide, en supprimant certaines conditions de contrôle liées au niveau de liquide dans le réservoir, et en permettant d’omettre des inspections supplémentaires si les conditions météorologiques posent des problèmes de sécurité ou d’accessibilité). Le règlement a également été modifié afin de supprimer l’exigence de mettre hors service les réservoirs à toit flottant externe pour effectuer des inspections et d’éliminer l’exigence de mener des inspections visuelles mensuelles des réservoirs de stockage à toit flottant interne.

Le motif de ces changements est que la performance en matière de contrôle des émissions peut être évaluée efficacement au moyen de techniques d’inspection moins invasives. L’utilisation d’un instrument pour mesurer la limite inférieure d’explosivité de l’espace vapeur des réservoirs à toit flottant interne est plus efficace et réduit l’exposition des travailleurs comparativement aux inspections visuelles mensuelles. En ce qui concerne les réservoirs à toit flottant externe, de nombreuses installations effectuent des inspections appropriées des joints de rebord des toits flottants externes sans mettre le réservoir hors service. En plus de réduire les coûts associés au dégazage et au nettoyage des réservoirs, ce changement réduira également les émissions associées au dégazage des réservoirs.

Le Ministère a également envisagé des approches d’inspection axées sur les risques pour les réservoirs de stockage, et le règlement permettra l’inspection des joints de rebord des toits flottants des réservoirs de stockage sans exiger que le réservoir soit mis hors service. Cela réduira les coûts d’entretien et d’inspection des réservoirs de stockage ainsi que les émissions associées au dégazage des réservoirs.

Délais de réparation

Des représentants de l’industrie ont demandé que les délais des travaux de réparation soient prolongés lorsque les travaux sont retardés en raison de circonstances inévitables, notamment en ce qui a trait aux approbations réglementaires fédérales, provinciales ou municipales. Ils ont souligné les récentes difficultés liées à l’obtention des approbations des administrations pour l’utilisation d’équipement de combustion des vapeurs.

En réponse à ces commentaires, un libellé supplémentaire a été ajouté au règlement pour permettre une prolongation des délais si les travaux étaient retardés en raison de la nécessité d’obtenir des permis des organismes de réglementation fédéraux, provinciaux ou municipaux.

Utilisation d’autres systèmes de contrôle des vapeurs

Des représentants de l’industrie ont plaidé en faveur d’une définition plus large des systèmes de contrôle des vapeurs, et de nombreuses entreprises ont présenté des données à l’appui de la poursuite de l’utilisation des systèmes existants de contrôle des vapeurs dans de nombreuses installations.

En réponse à ces commentaires, le règlement permet l’utilisation d’un plus large éventail de technologies de contrôle des émissions comme les chaudières et les incinérateurs, tout en veillant à ce que les critères de performance soient respectés.

Ce changement a été orienté par des données techniques communiquées par les représentants de l’industrie. Il permet de s’assurer que l’équipement de contrôle des émissions existant peut continuer d’être utilisé dans les cas où il fonctionne bien.

Clarté quant à l’applicabilité aux installations pétrolières et gazières en amont

En réponse à ces commentaires, la section sur l’applicabilité du règlement concernant le secteur pétrolier et gazier en amont a été clarifiée. Le règlement exempte également explicitement l’équipement s’il est visé par le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont).

L’intention de la couverture demeure inchangée par rapport au projet de règlement, mais les changements apportent plus de clarté en fonction des commentaires des représentants de l’industrie.

Points conflictuels entre un règlement fédéral et les mesures existantes dans certaines administrations canadiennes

Des représentants de l’industrie ont également soulevé des préoccupations au sujet de la possibilité que les exigences chevauchent d’autres exigences réglementaires ou entrent en conflit avec elles, y compris les règlements provinciaux et les initiatives visant à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont. Plus particulièrement, les représentants de l’industrie ont souligné que les exigences relatives à la mesure de la performance des systèmes de contrôle des vapeurs dans le projet de règlement différaient des pratiques existantes, y compris les exigences réglementaires de certaines administrations.

Un certain nombre de représentants des gouvernements provinciaux, territoriaux et municipaux qui ont participé aux séances d’information ont posé la question à savoir s’il y avait un conflit entre le règlement et les règles provinciales ou municipales existantes pour ces installations. Les représentants des gouvernements provinciaux ont demandé à ce qu’il y ait des rapports supplémentaires pour les activités à risque élevé.

En réponse à ces commentaires, l’intervalle entre les essais de performance des systèmes de contrôle des vapeurs a été prolongé d’un an à cinq ans. Cette prolongation permettrait d’éviter un fardeau inutile aux installations qui sont également tenues d’effectuer des essais en vertu de règles provinciales ou municipales. Le règlement met fortement l’accent sur la surveillance continue des émissions, ce qui signifie qu’un intervalle plus long entre les essais de performance ne devrait pas avoir d’incidence sur l’efficacité du règlement. Le règlement a été modifié de manière à insister clairement sur le fait que les systèmes de contrôle des vapeurs feraient l’objet de vérifications basées sur une moyenne horaire plutôt que sur des mesures instantanées, conformément aux pratiques existantes dans d’autres administrations. Des exigences supplémentaires en matière de déclaration et d’avis pour les activités impliquant des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène ont également été ajoutées au Règlement.

Désir de participer à la mise en œuvre du règlement

Des représentants de certaines administrations provinciales et municipales, ainsi que certains partenaires autochtones, ont demandé au Ministère de communiquer plus d’information sur les avis d’application de la loi, le partage de données et la production de rapports supplémentaires pour les activités à risque élevé.

En réponse à ces commentaires, le règlement comprend maintenant des exigences de notification concernant le nettoyage des réservoirs de liquide à haute concentration de benzène. De plus, le Ministère évalue également des façons, en dehors des changements à l’approche réglementaire, de travailler avec les administrations locales sur l’échange d’information, les notifications et les activités d’assurance de la conformité. Cela concernerait également d’autres règlements semblables, comme le Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier).

Le Ministère a également entamé des discussions supplémentaires avec la Première Nation Aamjiwnaang au sujet du règlement et continue d’évaluer des façons de collaborer à l’échange d’information, aux notifications et aux activités d’assurance de la conformité.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Obligations relatives aux traités modernes

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation des répercussions des traités modernes a été réalisée dans le cadre de la proposition réglementaire. L’évaluation consistait notamment en l’examen de la portée géographique et de l’objet de l’initiative par rapport aux traités modernes en vigueur. La portée géographique du règlement comprend tous les lieux au Canada dans lesquels se trouvent des installations réglementées, y compris des régions dans l’ensemble des provinces et des territoires.

Au cours de l’élaboration du projet de règlement, on a répertorié de possibles répercussions des traités modernes en ce qui concerne quatre installations de distribution de carburant situées dans le nord du Québec et visées par la Convention de la Baie-James et du Nord québécois (CBJNQ). Cependant, à la suite de la publication du projet de règlement, le Ministère a mené une analyse plus approfondie et a conclu que les quatre installations visées par la CBJNQ sont en deçà des limites de stockage et de chargement, et sont exemptées des exigences du règlement.

Consultation et mobilisation des Autochtones

Le Ministère a mobilisé un certain nombre de groupes autochtones dans le cadre de l’élaboration du règlement. Parmi les groupes ayant présenté des commentaires écrits ou pris part à des discussions bilatérales après la publication du document de travail en 2021, on compte l’Inuit Tapiriit Kanatami, la Nation des Tsleil-Waututh, la Première Nation de Fort McKay, la Nation métisse de Fort McKay et la Première Nation Aamjiwnaang. Les représentants autochtones ont appuyé l’objectif environnemental de l’approche provisoire, mais se sont dits préoccupés de la qualité de l’air locale, de l’application du règlement et de la tenue de dossiers, ainsi que de possibles répercussions sur l’approvisionnement en carburant dans les régions du Nord.

Les représentants des collectivités touchées par des niveaux ambiants élevés de benzène et d’autres COV ont réclamé que des mesures soient prises pour veiller à ce que le règlement atténue efficacement ces problèmes. Ils demandaient plus particulièrement que l’on utilise la meilleure technologie de contrôle et de surveillance disponible pour l’équipement présentant un potentiel élevé d’émissions de benzène, qu’on prenne en compte la totalité des sources (dont le traitement des eaux usées et les égouts), qu’on mette les exigences en œuvre rapidement, et qu’on rende des comptes et tienne les dossiers de façon transparente et accessible au public. Ils disaient également souhaiter participer davantage à l’élaboration de la réglementation et au processus d’application. La Première Nation Aamjiwnaang a fait valoir que la qualité de l’air et les niveaux ambiants de benzène près de leur collectivité sont toujours parmi les pires des zones industrialisées d’Amérique du Nord, et qu’il existe des solutions réalisables et efficaces pour contrôler la pollution de l’air, qui n’ont toutefois pas été mises en œuvre. La Première Nation de Fort McKay et la Nation métisse de Fort McKay ont souligné l’importance de s’attaquer aux émissions fugitives de COV provenant des installations d’exploitation des sables bitumineux, comme les usines de valorisation, qui ont une incidence sur la qualité de vie et l’utilisation des territoires traditionnels de ces nations.

Les représentants des régions du Nord ont fait remarquer la nécessité de prendre en compte certains facteurs pour veiller à ce que le règlement ne nuise pas à l’approvisionnement en carburant dans les collectivités du Nord, compte tenu des chaînes d’approvisionnement fragiles et des conditions météorologiques extrêmes.

En réponse aux préoccupations concernant l’exposition au benzène et aux COV, les délais de mise en œuvre ont été accélérés pour veiller à ce que les exigences qui visent les sources qui présentent un potentiel élevé d’émissions de benzène entrent en vigueur le plus rapidement possible. Les concentrations de benzène permises dans les gaz d’échappement du système de contrôle des vapeurs ont également été réduites. En réponse aux préoccupations liées à la tenue de dossiers et aux rapports, le règlement comprend maintenant des exigences supplémentaires à ce sujet concernant les inventaires d’équipement, les réparations et la progression de la mise en œuvre, et le Ministère évaluera les options permettant de rendre publiques les données déclarées tout en protégeant les renseignements commerciaux confidentiels. De plus, le Ministère continuera d’analyser l’information, y compris les données de surveillance, sur d’autres sources d’émissions qui ne sont pas visées par le règlement, comme le traitement des eaux usées et les égouts, afin d’évaluer les risques associés à ces sources et de déterminer si des mesures de contrôle sont justifiées.

En réponse aux préoccupations concernant l’approvisionnement en carburant dans les régions du Nord, le Ministère a prévu des dispositions visant à prévenir l’application du règlement aux installations de petite taille et éloignées, en plus d’indemnités visant à allouer plus de temps aux réparations qu’il serait difficile d’effectuer rapidement.

Comme l’exige la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones, une analyse de cohérence de la Déclaration des Nations Unies a été effectuée pour le règlement. On s’attend à ce que le règlement contribue à la mise en œuvre de la Déclaration des Nations Unies, car il permettra d’améliorer la qualité de l’air et la santé humaine pour la Première Nation Aamjiwnaang et d’autres communautés autochtones, il a découlé d’un processus visant à obtenir le consentement préalable, donné librement et en connaissance de cause, il a répondu aux besoins particuliers et à l’expérience vécue de la Première Nation Aamjiwnaang et d’autres communautés autochtones, il a tenu compte des points de vue des Autochtones, et il visait à protéger l’environnement en tenant compte de ces points de vue.

Choix de l’instrument

Le Ministère a examiné et évalué divers instruments réglementaires et non réglementaires afin de déterminer le meilleur instrument qui permettrait d’atteindre les objectifs du règlement. L’évaluation comportait un éventail de critères, dont l’efficacité environnementale, l’efficience économique, l’effet distributif, l’applicabilité et la faisabilité de la mise en œuvre, la rétroaction des parties concernées et des partenaires, et la compatibilité entre les administrations. On trouve ci-dessous un résumé des conclusions.

Scénario de référence

Comme indiqué plus haut dans la section « Mesures de gestion des risques existantes au Canada », certaines installations réglementées ont installé des systèmes de contrôle des vapeurs pour les rampes de chargement et d’autres pour les réservoirs de stockage. Bon nombre de ces systèmes de contrôle des vapeurs ont été mis au point d’après deux instruments volontaires du CCME publiés en 1991 et en 1995. Ces instruments volontaires portent sur les effets des COV sur l’ozone troposphérique, sans tenir particulièrement compte des effets sur la santé humaine des COV cancérigènes comme le benzène.

Selon les directives du CCME, les réservoirs de stockage nécessitent, au minimum, une inspection des réservoirs à toit flottant interne tous les 10 ans ou d’autres essais annuels de limite inférieure d’explosivité. Lorsque seules ces exigences minimales sont respectées, les fuites majeures risquent d’empirer au fil du temps avant qu’elles ne soient détectées et réparées. Il est essentiel de détecter et de réparer les petites et les grandes fuites rapidement, car même une courte exposition à de faibles concentrations d’émissions cancérigènes peut être nocive pour la santé humaine. Récemment, les résultats de la surveillance des rejets atmosphériques ont indiqué des concentrations élevées de benzène dans l’air ambiant près de grands réservoirs de stockage, malgré qu’ils étaient dotés de systèmes de contrôle des vapeurs décrits dans les directives du CCME. Cela laisse supposer de possibles lacunes dans les spécifications de l’équipement ou dans les critères d’inspection et d’entretien des directives.

Le Code du CCME concernant les rampes de chargement porte sur le chargement d’essence dans les camions, mais pas sur le chargement d’essence pour le transport ferroviaire ou marin, ni sur d’autres liquides pétroliers volatils, y compris ceux qui peuvent contenir des substances cancérigènes. Le Ministère estime que plus de la moitié des rampes de chargement moyennes et grandes sont non contrôlées.

Compte tenu de ces systèmes restreints, maintenir le statu quo n’est pas l’option à privilégier, car elle ne pallie pas les risques que présentent les COV pour la population à proximité des installations qui sont des sources d’émissions.

Code de pratique

Un code de pratique fournirait les spécifications techniques dans un document uniformisé dans lequel on répertorierait et promouvrait les meilleures pratiques visant à réduire les émissions provenant des réservoirs de stockage et des rampes de chargement. On ne s’attend pas à ce qu’un code de pratique réduise les rejets de COV, puisqu’il serait volontaire au lieu d’exécutoire. Ce ne sont pas toutes les installations qui adopteraient un code de pratique, s’il y en avait un, étant donné qu’il a été démontré que certaines installations ne suivent pas le Code et les directives du CCME existants (bon nombre n’utilisent pas de systèmes de contrôle des vapeurs pour les rampes de chargement). Par conséquent, un code de pratique n’a pas été considéré comme un instrument viable puisqu’il n’entraînerait pas de réduction des rejets de COV nécessaires à la protection adéquate de la santé humaine.

Avis de planification de la prévention de la pollution

Un avis de planification de la prévention de la pollution (P2) consiste en un instrument flexible qui peut servir à la gestion des risques pour l’environnement et la santé humaine, ce qui pourrait réduire la nécessité d’une intervention réglementaire supplémentaire. Les personnes visées par un avis de planification de la prévention de la pollution doivent préparer et mettre en œuvre un plan P2 qui répond aux exigences de l’avis, mettre leur plan à la disposition de tous sur le site et mener à bien les mesures figurant dans leur plan. La mise en œuvre des plans P2 est exécutoire; toutefois, leur contenu peut grandement varier puisque chaque installation met au point son propre plan P2. Ainsi, un avis de planification de la prévention de la pollution ne favoriserait pas la cohérence à l’échelle nationale. De plus, il ne permettrait pas de mettre en œuvre les mesures nécessaires en vue de la réduction de l’exposition aux composants carcinogènes présents dans les liquides pétroliers volatils dans toute la mesure du possible, comme de fréquentes inspections (par exemple inspections mensuelles des réservoirs à toit flottant interne) et l’installation de systèmes de contrôle des vapeurs à haute performance. Par conséquent, le Ministère a conclu qu’un avis de planification de la prévention de la pollution n’était pas le meilleur instrument pour atteindre les objectifs du Règlement.

Instruments axés sur le marché

Le Ministère a envisagé des instruments axés sur le marché comme les programmes de plafonnement et d’échange, ainsi que les frais et les droits.

Un système de plafonnement et d’échange permettrait l’établissement d’un seuil des émissions de COV pour le secteur et les installations pourraient accumuler et échanger des crédits. Des évaluations récentes sur le benzène indiquent qu’il faudrait grandement prioriser les options de réduction de l’exposition des personnes à proximité des sources industrielles. Un système de plafonnement et d’échange ne permettrait pas de prescrire les endroits où les réductions des émissions devraient avoir lieu; ces endroits seraient déterminés par les marchés. Il ne serait donc pas possible d’atteindre l’objectif de protéger la population à proximité des installations réglementées au Canada par l’entremise du système de plafonnement et d’échange.

Autrement, on pourrait imposer des frais et des droits aux installations dont les émissions de COV dépassent le seuil établi. Cette approche se traduirait par une grande charge de travail administratif de la part des parties réglementées et de travail administratif et de surveillance par l’organisme de régulation ainsi que par énormément de temps consacré à la détermination des frais et des droits qui entraîneraient des réductions d’émissions dans les secteurs locaux et régionaux les plus touchés.

En outre, il serait coûteux et long de réviser la structure des frais au fur et à mesure que la technologie évolue et cela ne permettrait pas de tirer parti des règlements axés sur les équipements qui existent dans certaines administrations canadiennes. Dans cette approche, la force exécutoire par rapport à la remédiation des problèmes de la qualité de l’air local ferait défaut.

Aucun de ces deux instruments, soit le système de plafonnement et d’échange ou les frais et les droits, n’a été envisagé en tant qu’instrument acceptable pour les raisons énoncées ci-dessus. Ces approches laisseraient aussi entendre qu’il existe des niveaux acceptables de rejet de substances cancérigènes (pour l’échange ou des niveaux qui, si dépassés, s’accompagneraient de frais et de droits), ce qui n’est pas le cas.

Modification du règlement existant

Il existe un règlement fédéral, c’est-à-dire le règlement sur les systèmes de stockage de produits pétroliers et de produits apparentés, qui porte sur la réduction des fuites et des déversements liquides des systèmes de stockage. Modifié pour la dernière fois en 2020, ce règlement s’applique uniquement aux réservoirs situés sur les terres autochtones ou sur le territoire domanial ou à ceux en exploitation par des organismes précis qui relèvent de la compétence fédérale. Il y a peu de recoupement entre ce règlement sur les réservoirs de stockage et le règlement par rapport aux parties réglementées ou aux exigences, outre la tenue de dossiers de base et l’inscription des installations. Par conséquent, on a rejeté l’option visant à modifier considérablement ce règlement sur les réservoirs de stockage, plutôt que la création d’un nouveau règlement.

Nouveau règlement

Imposer de nouvelles exigences réglementaires nationales a été jugé comme le moyen le plus pratique et le plus efficace de diminuer les rejets de COV et ainsi réduire l’exposition de la population aux composants cancérigènes et protéger la santé de celle-ci. Un nouveau règlement fournirait des exigences précises qui assureraient la résolution des problèmes de la qualité de l’air au niveau local et la force exécutoire, et offriraient une certitude et une harmonisation générale avec les règlements déjà en place dans d’autres compétences. Étant de nature obligatoire et uniforme, les mesures réglementaires fourniraient des systèmes de contrôle des émissions de COV cohérents pour l’ensemble des installations réglementées des secteurs pétroliers et pétrochimiques du Canada, ce qui permettrait l’atteinte des objectifs du règlement.

Analyse de la réglementation

Avantages et coûts

Cadre d’analytique

Les avantages et les coûts associés au règlement ont été évalués conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : Propositions de réglementation du Secrétariat du Conseil du Trésor, ce qui comprend la détermination et la quantification des effets de la politique et, dans la mesure du possible, l’établissement de la valeur pécuniaire de ces effets. Une analyse coûts-avantages a été effectuée pour évaluer les effets différentiels du règlement en comparant deux scénarios. Dans le scénario de référence, il est présumé que les installations réglementées continueraient de satisfaire aux exigences réglementaires actuelles ou d’appliquer les pratiques volontaires de contrôle des émissions fugitives de COV. En ce qui concerne le scénario réglementaire, il est présumé que les installations réglementées prendraient les mesures exigées par le règlement. Les différences entre les effets du scénario réglementaire et ceux du scénario de référence constituent les effets différentiels (les coûts et les avantages) du règlement. Les coûts différentiels ont été quantifiés, et leur valeur monétaire a été déterminée. Les avantages différentiels ont été quantifiés et leur valeur pécuniaire a été déterminée lorsque c’était possible; sinon, ils ont été décrits de manière qualitative.

Le règlement entre en vigueur en 2025 et donne aux installations réglementées jusqu’à sept ans pour s’y conformer (par exemple les plus grandes installations, qui ont davantage de réservoirs de stockage, ont plus de temps pour rendre l’ensemble de leurs réservoirs conformes). La période d’analyse est de 21 ans. Elle commencera en 2025 (l’année où le règlement devrait entrer en vigueur) et se terminera en 2045. Cette période a été sélectionnée afin de couvrir de multiples cycles de certains coûts qui sont engagés tous les 10 ans et de s’aligner de façon générale sur la durée de vie utile attendue de l’équipement de contrôle des émissions. À moins d’indication contraire, toutes les valeurs sont présentées en dollars canadiens de 2022, actualisés à un taux de 2 % pour l’année 2024.

Le modèle logique (figure 1) explique le lien entre le problème, le règlement et les effets différentiels (avantages et coûts). Le problème à l’étude est la grande quantité de COV fugitifs qui est émise par les réservoirs de stockage et les activités de chargement dans le secteur pétrolier et qui contribue à la pollution atmosphérique. Pour s’attaquer à ce problème, le règlement établit des mesures de contrôle des émissions pour les activités de chargement et les réservoirs de stockage nouveaux et existants dans le secteur pétrolier. Le respect du règlement générerait des avantages pour l’environnement et la santé grâce à l’amélioration de la qualité de l’air (en raison de la réduction des émissions de COV) et à la réduction des répercussions des changements climatiques (en raison de la réduction des émissions de méthane). Le règlement permettrait également la récupération de produits (essence et pétrole brut) en raison de la réduction des gaz d’évaporation émis par les installations réglementées. La vente de ces produits récupérés procurerait des avantages supplémentaires en matière de production. Par ailleurs, la réduction de l’exposition aux substances cancérigènes (comme le benzène) pourrait avoir des avantages pour la santé; toutefois, ces avantages n’ont pas pu être quantifiés en raison de limites techniques et liées aux données.

Pour résoudre ce problème, l’industrie devrait assumer des coûts de conformité en vue de remplir les exigences réglementaires et des coûts administratifs en vue de prouver qu’elle se conforme à ces exigences. Le gouvernement devrait également payer des coûts administratifs pour appliquer le règlement. Une ventilation de ces coûts est présentée dans le modèle logique suivant.

Figure 1: Modèle logique du règlement

Figure 1: Modèle logique du règlement – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 1: Modèle logique du règlement - Text version

Le modèle logique souligne le problème des réservoirs de stockage et des opérations de chargement dans le secteur pétrolier, qui sont responsables de l'émission de grandes quantités de composés organiques volatils (COV). Ces émissions ont des impacts néfastes sur la santé humaine et l'environnement. Ainsi, le règlement proposé établirait des mesures de contrôle des émissions pour les réservoirs de stockage nouveaux et existants et les opérations de chargement dans le secteur pétrolier. Ce règlement réduirait les émissions de certaines substances cancérigènes, comme le benzène, ce qui entraînerait des bienfaits pour la santé caractérisés par une exposition réduite à ces cancérigènes. La réduction des émissions de COV autres que le méthane améliorerait la qualité de l’air, entraînant ainsi des avantages à la fois pour la santé et pour l’environnement. La réduction des émissions de méthane produirait des avantages en matière de production grâce aux installations récupérant les produits et se traduirait par des avantages en matière de changement climatique grâce aux dommages évités liés aux gaz à effet de serre. L'industrie assumerait des coûts en capital initiaux pour l'achat de l'équipement et ses coûts d'installation, des coûts pour le fonctionnement et l'entretien, ainsi que des coûts administratifs (c'est-à-dire les tests, le suivi et la production de rapports). Le gouvernement assumerait des coûts d'administration du programme, de promotion de la conformité et d'application. Enfin, le modèle indique que certains impacts quantifiables résultent du règlement proposé, tandis que d'autres restent non quantifiables.

Données et hypothèses

La modélisation des avantages, des coûts et des émissions repose sur des recherches approfondies et de vastes consultations auprès de parties concernées. Les données sont tirées d’un éventail de publications du gouvernement canadien et de gouvernements étrangers, de bases de données, d’articles universitaires et de documents produits par l’industrie. Plus précisément, de multiples fournisseurs et entrepreneurs ont été contactés afin de confirmer les exemples de coûts à débourser pour la modernisation des réservoirs et les systèmes de contrôle des vapeurs. Des représentants de l’industrie ont également été consultés au sujet des principales hypothèses et données, et leurs commentaires ont été intégrés à l’analyse afin d’améliorer les estimations concernant les inventaires d’équipement ainsi que les coûts d’inspection, de réparation et d’administration.

Voici quelques sources d’information importantes : Statistique Canada; Inventaire national des rejets de polluants; Programme national de surveillance de la pollution atmosphérique; AP-42, Fifth Edition, Volume 1, Compilation of Air Pollutant Emissions Factors from Stationary Sources; Association canadienne des carburants; Association canadienne des producteurs pétroliers; Oil Sands Magazine; 2016 Report – Canada’s Downstream Logistical Infrastructure: (PDF) Refining, Biofuel Plants, Pipelines, Terminals, Bulk Plants & Cardlocks (PDF) — Kent Group Ltd.; les renseignements recueillis par le Ministère en vertu de la LCPE; et Clean Air Sarnia and Area.

Modèles d’estimation

Une analyse coûts-avantages (ACA) a été élaborée afin de quantifier les avantages et les coûts et d’établir leur valeur pécuniaire, ce qui inclut une estimation des émissions fugitives de COV (décrites plus en détail ci-dessous) dans les scénarios réglementaire et de référence. Une fois les estimations des émissions fugitives de COV faites, le modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC) et le modèle Global Environnemental Multi-échelle - Modélisation de la qualité de l’Air et de la Chimie (GEM-MACH) du Ministère ont été utilisés pour déterminer les changements dans les concentrations dans l’air ambiant entre les deux scénarios. Le modèle de l’Outil d’évaluation des avantages liés à la qualité de l’air (OEBQA) de Santé Canada a ensuite été utilisé pour estimer les effets de ces changements sur la santé. De même, le Modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2) du Ministère a été utilisé pour estimer les avantages pour l’environnement. Ces modèles font l’objet d’un examen par des pairs.

Le modèle d’ACA, élaboré par le Ministère, a été utilisé pour estimer les émissions de COV en estimant d’abord le nombre de réservoirs et de rampes de chargement. Puis, les coefficients d’émission associés aux réservoirs ont été estimés pour les scénarios réglementaire et de référence. Ensuite, les émissions fugitives de COV dans les scénarios réglementaire et de base ont été calculées en multipliant le nombre de réservoirs et de rampes de chargement par leurs coefficients d’émission. Enfin, les émissions différentielles de COV (réductions des émissions) ont été calculées d’après les différences entre les émissions de COV dans le scénario de référence et le scénario réglementaire.

Le modèle nommé E3MC, élaboré par le Ministère, a été utilisé pour préparer les données de référence sur la qualité de l’air qui alimentent le modèle GEM-MACH. Il s’agit d’un modèle pour l’ensemble de l’économie qui prend en compte les interactions entre l’environnement et l’économie. Il comporte deux composantes : Énergie 2020 et le modèle Informetrica. Énergie 2020 est un modèle intégré nord-américain multirégional et multisectoriel qui simule l’offre, le prix et la demande pour tous les combustibles. Le modèle Informetrica est un modèle macroéconomique de l’économie canadienne utilisé pour examiner les décisions relatives à la consommation, aux investissements, à la production et au commerce. Les données de référence sur la qualité de l’air proviennent du modèle Énergie 2020. Ces données de référence contiennent diverses estimations relatives aux polluants atmosphériques, comme les COV, les particules, le dioxyde de soufre, les oxydes d’azote, etc.

Le modèle GEM-MACH, également élaboré par le Ministère, est un système de modélisation de la qualité de l’air qui génère des données sur les changements dans les concentrations de polluants atmosphériques en se fondant sur les réductions des émissions de COV estimées par le modèle d’ACA. Le domaine de prévision du modèle couvre la majeure partie du Canada, la zone continentale des États-Unis et le nord du Mexique. La version 3.0 du modèle GEM-MACH, qui est en vigueur depuis 2019, a été utilisée dans le cadre de cette analyse. Le modèle a généré des données pour 2031 qui démontrent les effets différentiels (c’est-à-dire les différences entre le scénario de référence et le scénario réglementaire) pour l’ozone, les particules de moins de 10 micromètres, le monoxyde de carbone et la portée visuelle. Les effets étaient toutefois minimes sur les particules fines (PM_2,5), le dioxyde de soufre et le dioxyde d’azote.

L’OEBQA, un modèle élaboré par Santé Canada, a été utilisé afin d’estimer les avantages pour la santé humaine (c’est-à-dire les incidences de l’évitement des effets néfastes sur la santé et la valeur en dollars de la réduction des dommages en matière de santé) découlant des changements modélisés dans les concentrations de polluants atmosphériques générés par le modèle GEM-MACH. Le modèle tient compte des changements dans les concentrations de polluants atmosphériques ainsi que des données sur les populations canadiennes, des taux sur l’occurrence des problèmes de santé et des fonctions concentration-réponse pour estimer le nombre de cas de morbidité et de décès prématuré. Par ailleurs, l’OEBQA estime la valeur économique de ces effets sur la santé en tenant compte des éventuelles conséquences sociales, économiques et pour le bien-être public des résultats en matière de santé, dont les coûts médicaux, la réduction de la productivité en milieu de travail, la douleur et la souffrance ainsi que les effets d’une hausse du risque de mortalité.

Le modèle MEQA2, élaboré par le Ministère, a été utilisé afin d’estimer les avantages pour l’environnement en se fondant sur les changements modélisés dans les concentrations de polluants atmosphériques générés par le modèle GEM-MACH. Il s’agit d’un outil informatique de simulation qui évalue les coûts ou les avantages environnementaux associés à un changement dans la qualité de l’air. Dans le cadre de cette analyse, la qualité de l’air de référence pour une année modélisée a été comparée à la qualité de l’air qui sera obtenue grâce au règlement en vue d’estimer les effets différentiels sur l’environnement (les avantages pour l’environnement). Les effets différentiels ont ensuite été évalués du point de vue pécuniaire. Il existe trois types de répercussions sur l’environnement dans le cadre du MEQA2 : les changements à la productivité des cultures en raison du taux d’ozone pendant l’été; les changements à la visibilité causés par les particules; et la salissure des surfaces des immeubles en raison des particules grossières. L’évaluation de ces trois types de répercussions permet d’obtenir les avantages pour l’environnement du règlement.

Changements apportés à l’analyse depuis la publication du projet de règlement

Mise à jour de l’analyse des avantages

La liste des installations réglementées s’est allongée depuis la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada (on estimait auparavant que 243 installations seraient assujetties au Règlement) en raison de la disponibilité accrue des données. Toutefois, des données sur les emplacements spécifiques n’étaient disponibles que pour un sous-ensemble de ces nouvelles installations réglementées. Étant donné que la modélisation des répercussions sur la qualité de l’air dépend d’un emplacement particulier, les réductions estimées des émissions de ces installations n’ont pas été incluses dans la modélisation des répercussions sur la qualité de l’air (santé et environnement). Sur les 191 installations réglementées supplémentaires, la plupart sont des dépôts routiers, dont les émissions sont généralement inférieures à celles d’autres installations réglementées. Par conséquent, l’ajout de ces installations ne représente que 5 % (25 500 tonnes) des réductions totales des émissions de COV en vertu du règlement.

Pour tenir compte des avantages monétisés supplémentaires sur le plan de l’environnement et de la santé découlant de l’inclusion de ces installations dans le règlement, on a estimé leurs répercussions en utilisant une approche axée sur les avantages par tonne. En utilisant les résultats des modèles de l’OEBQA et MEQA2 pour le projet de règlement sur les avantages totaux ($) ainsi que l’intrant initial des émissions de COV (tonnes), on a établi un avantage par tonne national moyen pour 2031. Pour ce faire, on a divisé les avantages monétaires nationaux totaux en matière de santé ou d’environnement par la réduction nationale des COV à l’aide des résultats de modélisation de la qualité de l’air pour 2031. On a ensuite extrapolé les avantages par tonne de 2031 au cours de la période d’analyse en utilisant le taux de croissance de la population pour ce qui est des avantages pour la santé et l’environnement. Cet avantage par tonne a ensuite servi de base pour tenir compte des avantages supplémentaires découlant de la réduction des émissions de COV provenant des nouvelles installations.

Mise à jour de l’analyse des coûts

Au cours de la consultation sur le projet de règlement, certaines entreprises touchées par l’échéancier d’un an concernant les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène ont indiqué qu’elles avaient amorcé des travaux techniques initiaux sur du nouvel équipement de contrôle des émissions afin d’aider à respecter l’échéancier, même si elles n’avaient pas l’intention d’achever la conception ou d’installer l’équipement avant l’entrée en vigueur du règlement. Le Ministère estime qu’en 2024, 5 entreprises ont engagé des coûts à cet effet, ce qui représente dans chaque cas 2 % des coûts de modernisation d’un nouveau système de contrôle des vapeurs sur un réservoir à toit flottant interne de liquide à haute concentration de benzène (101 776 $ par entreprise). De plus, les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène d’une installation ont récemment fait l’objet d’un arrêté d’urgence, ce qui signifie que cette installation ne serait pas tenue de moderniser un nouveau système de contrôle des vapeurs sur un réservoir à toit flottant de liquide à haute concentration de benzène (5 088 811 $). Ensemble, ces coûts représentent une réduction totale des coûts de 5 597 692 $ par rapport à ce qui a été estimé pour le projet de règlement.

Comme il a été mentionné précédemment, d’autres installations ont été désignées comme étant visées par le règlement depuis la publication du projet de règlement. Les coûts de conformité et d’administration pour ces autres installations ont été calculés à l’aide de la même méthode et des mêmes coûts d’intrants que pour les installations déjà incluses dans l’analyse du projet de règlement. L’inclusion de ces autres installations dans l’analyse a entraîné une augmentation des coûts de conformité de moins de 100 millions de dollars.

Scénario de référence

Dans le scénario de référence, les installations réglementées continueraient de satisfaire aux exigences réglementaires actuelles ou d’appliquer les pratiques volontaires de contrôle des émissions de COV. Cela comprend les instruments volontaires du CCME ainsi que les mesures provinciales ou municipales obligatoires.^{référence 27} Les installations réglementées qui sont actuellement assujetties aux exigences réglementaires déjà en vigueur figurent dans le tableau 6.

Tableau 6 : Installations réglementées actuellement assujetties aux exigences réglementaires déjà en vigueur
Province ou territoire	Champ d’application	Villes	Nombre d’installations	Détails du champ d’application
T.N.L.	À l’échelle de la province	Toutes	15	Contrôle des vapeurs et conception, inspection et entretien des réservoirs de stockage
Qc	À l’échelle de la province	Toutes	40	Conception des réservoirs de stockage
Qc	Municipalité de Montréal	Montréal	7	Contrôle des vapeurs et conception, inspection et entretien des réservoirs de stockage
Qc	Municipalité de Montréal	Montréal-Est	2	Contrôle des vapeurs et conception, inspection et entretien des réservoirs de stockage
Ont.	À l’échelle de la province	Toutes	71	Contrôle des vapeurs et conception, inspection et entretien des réservoirs de stockage
C.B.	Municipalité de Metro Vancouver	Vancouver	1	Contrôle des vapeurs émises pendant le chargement d’essence
C.B.	Municipalité de Metro Vancouver	North Vancouver	1	Contrôle des vapeurs émises pendant le chargement d’essence
C.B.	Municipalité de Metro Vancouver	Burnaby	6	Contrôle des vapeurs émises pendant le chargement d’essence
Autre	S. O.	S. O.	291	Aucune pratique provinciale ni municipale
Échelle nationale	S. O.	S. O.	434	Pratiques du CCME

Scénario réglementaire

Dans le scénario réglementaire, toutes les installations réglementées sont tenues de mettre en œuvre les exigences relatives à l’équipement de contrôle des émissions, à l’inspection et à la tenue de documents, comme le précise la section « Description ». Les réservoirs et l’équipement de chargement déjà en service avant la date de publication finale sont soumis à une période de mise en œuvre progressive qui s’échelonne sur un à sept ans. Les réservoirs et l’équipement de chargement qui entre en service après l’enregistrement du règlement sont immédiatement assujettis à toutes les exigences.

Avantages supplémentaires

Le règlement vise principalement à améliorer la santé humaine et l’environnement. De plus, le règlement produirait des avantages connexes dans les domaines de la lutte contre les changements climatiques et de la récupération de produits.

Le règlement permettrait de réduire les émissions de COV, y compris les émissions de benzène, d’environ 488 kt au cours de la période d’analyse (comme l’illustre la figure 2). La réduction des émissions de COV devrait améliorer la qualité de l’air et, par le fait même, entraîner des avantages pour la santé et l’environnement. Un autre avantage connexe du règlement est une réduction des émissions de méthane d’environ 7,8 kt au cours de la période d’analyse. La réduction des émissions de méthane devrait se traduire par une réduction de gaz à effet de serre (GES) et ainsi réduire les dommages causés par les changements climatiques.

Figure 2 : Émissions de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario de référence et le scénario réglementaire

Figure 2 : Émissions de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario de référence et le scénario réglementaire – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 2 : Émissions de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario de référence et le scénario réglementaire - Version textuelle

La figure 2 présente les émissions de COV, à l’exclusion des émissions de méthane, dans les scénarios de référence et réglementaire. Bien que les rejets de COV contiennent des émissions de méthane, celles-ci doivent être exclues de la quantification des COV, car le méthane est un gaz à effet de serre. À la suite des consultations avec l'industrie, les émissions de COV sont supposées constantes à 35 287 tonnes par année sur la période d'analyse (2025-2045) dans le scénario de référence. À la suite de la mise en œuvre du règlement proposé, les émissions de COV diminuent à 14 326 tonnes en 2026 et à 9 742 tonnes en 2031, puis restent constantes par la suite en raison d'une conformité totale attendue.

Globalement, le règlement entraînerait des avantages totaux estimés à 1,5 milliard de dollars pour le public et l’industrie durant la période d’analyse, soit 88,3 millions de dollars en dollars annualisés. Des avantages précis, notamment en matière de santé, d’environnement, de lutte aux changements climatiques et de production, sont examinés ci-dessous.

Avantages pour la santé

On s’attend à une amélioration de la qualité de l’air découlant de la réduction de COV dans les concentrations ambiantes de matières particulaires (PM_2,5) et d’ozone troposphérique, et de la réduction de rejet de COV cancérigènes, y compris le benzène. Par conséquent, les réductions d’émissions de COV estimées découlant du règlement réduiraient les effets nuisibles liés à ces polluants sur la santé de la population vivant au Canada.

Avantages pour la santé découlant de la réduction de rejets de COV

Des recherches approfondies menées au Canada^{référence 28} ailleurs dans le monde démontrent que toute augmentation de l’exposition à la pollution atmosphérique augmente le risque d’effets nuisibles sur la santé des habitants : augmentation de symptômes respiratoires, développement de maladies, mort prématurée et autres. Le lien établi entre l’exposition à chacun des polluants (par exemple PM_2,5 ou ozone troposphérique) et la variation du risque associée ont été quantifiés pour chaque effet sur la santé. L’OEBQA de Santé Canada tient compte de ces relations et des données sur les populations canadiennes pour estimer l’incidence de maladies, le nombre de décès prématurés et d’autres effets associés à une variation de la pollution atmosphérique. L’OEBQA attribue aussi une valeur financière à ces effets sur la santé en considérant les conséquences sociales, économiques et de bien-être public possibles, y compris les coûts médicaux, la réduction de la productivité, la douleur, la souffrance et l’impact des variations sur le risque de mortalité.

Comme il est indiqué dans le résumé de l’étude d’impact de la réglementation publié avec le projet de règlement dans la Partie 1 de la Gazette du Canada ^{référence 29}, la modélisation de la qualité de l’air est effectuée à partir de l’année 2031^{référence 30}, moment où les réductions entreprises à compter de 2026 seront pleinement mises en œuvre. Pour l’analyse de la version définitive du règlement, Santé Canada a utilisé les résultats modélisés de la qualité de l’air pour 2031 et l’approche des avantages par tonne (ApT) susmentionnée. Ces résultats, combinés aux réductions supplémentaires des COV provenant des installations supplémentaires, ont servi à estimer les impacts monétisés sur la santé, en plus des effets sur la santé des installations incluses dans le projet de règlement.

Pour les installations prises en compte dans l’analyse du projet de règlement, la modélisation de la qualité de l’air pour 2031 a été effectuée à l’aide du modèle GEM-MACH et les répercussions sur la santé ont été estimées à l’aide de l’OEBQA. Santé Canada a extrapolé les résultats des répercussions sur la santé pour 2031 à partir des autres années en factorisant la variation de la population et des réductions estimées d’émissions de COV pour chaque année. On a estimé qu’au cours de la période d’analyse, l’amélioration de la qualité de l’air découlant du projet de règlement entraînera une diminution du nombre de morts prématurées de l’ordre de 150. De plus, on s’attend à ce que l’amélioration de la qualité de l’air réduise de 31 000 le nombre de jours de symptômes d’asthme chez les asthmatiques âgés de 5 à 19 ans et de 91 000 le nombre de jours d’activité restreinte chez les non-asthmatiques.

Pour tenir compte des avantages monétisés supplémentaires de l’inclusion d’installations supplémentaires dans la version définitive du règlement, les répercussions sur la santé ont été estimées au moyen de l’approche des ApT qui consiste à multiplier les réductions additionnelles des émissions de COV pour ces installations par un ApT annuel. Le ApT annuel a été estimé à partir de la modélisation de la qualité de l’air pour 2031 effectuée pour le projet de règlement en divisant les avantages nationaux monétisés pour la santé par les réductions nationales des COV prévues dans le projet de règlement. Le ApT national de 2031 a ensuite été extrapolé sur la période d’analyse à l’aide du taux de croissance de la population. Enfin, les ApT nationaux annuels ont été multipliés par les réductions annuelles de COV provenant des installations supplémentaires visées par la version définitive du règlement afin d’estimer les avantages supplémentaires pour la santé liés à ces installations. L’approche utilisée pour estimer le ApT est décrite en détail dans une publication de Santé Canada intitulée « Bénéfices pour la santé par tonne de réduction d’émissions de polluants atmosphériques ».^{référence 31}

La valeur totale actualisée des bienfaits sur la santé résultant de ces améliorations de la qualité de l’air à l’échelle nationale est estimée à 1,1 milliard de dollars (en dollars canadiens de 2022) pour l’ensemble de la période d’analyse.

Comme le montre le tableau 7, les avantages monétisés pour la santé découlant du règlement sont les plus importants au Québec, en Colombie-Britannique, en Alberta et en Ontario. Ces quatre provinces représentent 91 % du total des avantages. Les avantages provinciaux tiennent non seulement compte des réductions d’émissions, mais aussi des différentes conditions atmosphériques et de la réduction de l’exposition de la population à ces polluants. En chiffres absolus, les provinces qui affichent le plus d’effets bénéfiques sur la santé sont celles qui comptent le plus d’habitants et présentent les plus hauts taux d’exposition au sein de la population. De plus, la direction du vent ainsi que les conditions atmosphériques jouent un rôle crucial dans l’évolution et le déplacement des polluants atmosphériques et dans l’exposition humaine. Les réductions des émissions dans les installations situées en amont de zones fortement peuplées par rapport à la direction du vent peuvent avoir des retombées plus importantes que des réductions de même ampleur dans les installations en région plus éloignée ou situées en aval des grandes agglomérations. Par conséquent, il se peut que les avantages sur la santé ne soient pas directement proportionnels aux réductions d’émissions par province.

Environ 51 % des avantages pour la santé résultant de la réduction des rejets de COV sont attribuables à la diminution de la concentration ambiante de PM_2,5, tandis que 48 % sont attribuables à la réduction de l’ozone troposphérique. Moins de 1 % sont attribuables à la réduction d’autres polluants étudiés dans le modèle de Santé Canada (OEBQA), y compris le dioxyde d’azote.

Tableau 7 : Avantages monétisés pour la santé (2025-2045, en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)
Province ou territoire	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
T.-N.-L.	0,3	0,5	0,5	0,5	1,8
Î.-P.-É.	0,2	0,2	0,2	0,2	0,9
N.-É.	4,2	4,7	4,5	4,4	17,8
N.-B.	1,3	1,4	1,4	1,3	5,4
Qc	69,1	81	80,2	78,8	309,0
Ont.	36,9	44,0	45,1	45,6	171,7
Man.	11,8	13,7	13,8	13,8	53,1
Sask.	3,5	3,7	3,5	3,3	14,0
Alb.	50,5	60,9	65,0	67,7	244,1
C.-B.	63,6	75,2	75,5	75,1	289,5
Yn	0,1	0,1	0,1	0,1	0,3
T.N.-O.	0,2	0,2	0,2	0,2	0,8
Nt	0,8	0,8	0,7	0,7	3,0
Canada	242,7	286,5	290,8	291,6	1 111,6

Les valeurs qui figurent dans le tableau présentent les retombées économiques en fonction des possibles effets sur le bien-être de la population associés aux coûts de traitement, à la perte de la productivité, à la douleur, à la souffrance et à la variation du risque de mortalité. Pour voir une explication détaillée de ces valeurs, consulter la version 3.0 du Guide de l’utilisateur de l’OEBQA.^{référence 32}

Avantages pour la santé découlant de la réduction de substances cancérigènes

Le règlement réduira les émissions de substances toxiques comme le benzène, un agent cancérigène connu chez les humains. Santé Canada recommande de réduire le plus possible l’exposition à de tels agents cancérigènes. Bien que les avantages liés à ces réductions n’aient pas été quantifiés, ils devraient normalement contribuer à augmenter globalement les avantages pour la santé estimés plus hauts.

Les risques pour la santé liés à l’exposition au benzène et associés aux installations et à l’équipement assujettis au règlement ont été évalués selon la même méthode que celle utilisée dans le cadre de l’Évaluation préalable – Approche pour le secteur pétrolier : Condensats de gaz naturel du gouvernement du Canada et selon la prise en compte des données du rapport intitulé « Rejets de benzène provenant des stations-service : répercussions sur la santé humaine ». L’analyse indique que le règlement aborderait les risques d’exposition au benzène à court et à long terme relevés dans l’évaluation des condensats de gaz naturel ainsi que d’autres risques semblables.

Autres répercussions

La modélisation effectuée à l’appui de l’élaboration du règlement a révélé des risques potentiels d’exposition à court terme au benzène pendant le déchargement de carburant par les camions-citernes, même dans les très petites installations, et, dans certains cas, des risques potentiels d’exposition à long terme au benzène. En février 2024, le gouvernement du Canada a publié un Avis d’intention de mener des consultations au sujet d’une stratégie de gestion des risques relative aux émissions de benzène provenant des stations-service.^{référence 33} Le Ministère a l’intention d’entreprendre une analyse plus approfondie de l’exposition au benzène dans les très petites installations qui sont exemptées du règlement afin d’évaluer leurs risques pour la santé dans le cadre de cette initiative.

Avantages environnementaux

Les émissions de COV peuvent entraîner la formation de particules et d’ozone, qui ont tous deux des effets négatifs sur la végétation, les sols, l’eau, la faune, les matériaux, ainsi que sur la qualité globale de l’écosystème. L’exposition chronique à l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures, une dégradation de la végétation, une réduction de la croissance du bois et des mortalités et maladies prématurées du bétail. La dégradation de la visibilité associée aux particules en suspension dans l’air et au smog peut avoir des conséquences négatives sur le bien-être résidentiel, le tourisme et les bienfaits des activités récréatives de plein air. Les dépôts de particules sont également associés à des salissures et à des dommages structurels, ce qui peut entraîner des coûts de nettoyage et d’entretien plus élevés. On s’attend à ce que le règlement permette de réduire les coûts économiques associés pour les industries agroalimentaires et forestières et, par conséquent, d’entraîner des avantages environnementaux.

À l’aide du modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2), le ministère a estimé les impacts différentiels sur l’environnement associés au règlement de l’amélioration de la qualité de l’air sur la salissure, la visibilité et la productivité des cultures; les indicateurs économiques permettant d’évaluer ces impacts sont, respectivement, les coûts évités pour les ménages, l’évolution du bien-être des ménages et l’évolution des recettes des ventes pour les producteurs de cultures. La modélisation de la qualité de l’air a été entreprise pour l’année 2031. Pour tenir compte des avantages environnementaux supplémentaires découlant des réductions progressives de COV prévues par le règlement, on a appliqué l’approche des avantages par tonne, tout comme dans la méthode utilisée pour la modélisation des avantages différentiels pour la santé. Les avantages environnementaux découlant du règlement ont été estimés en ajoutant les avantages différentiels venant des installations supplémentaires aux avantages environnementaux estimés pour le règlement proposé. L’approche des ApT a été utilisée pour estimer ces avantages supplémentaires pour 2031, qui ont ensuite été extrapolés sur l’ensemble de la période réglementaire, en les ajustant en fonction de l’évolution de la population et des réductions de COV attendues.

La valeur totale actualisée des avantages environnementaux résultant des améliorations de la qualité de l’air attribuable au règlement est estimée à 15,4 millions de dollars pour l’ensemble de la période d’analyse. Le tableau 8 présente les avantages environnementaux cumulatifs, ventilés par impact et par province/territoire. La plus grande partie de ces avantages se situe en Alberta, ce qui correspond au fait que les plus grandes réductions d’émissions seront réalisées dans cette province. Les estimations doivent être considérées comme prudentes puisque seuls les impacts sur la salissure, la visibilité et la productivité agricole ont été évalués au moyen du MEQA2. Comme les émissions de polluants peuvent se déplacer sur de grandes distances, les avantages environnementaux dans certaines provinces peuvent être en partie attribuables aux réductions d’émissions dans les provinces adjacentes.

Tableau 8 : Avantages environnementaux cumulatifs (2025-2045, en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)^{référence 37}
Province ou territoire	Salissures/coûts évités pour les ménages	Visibilité/changement dans le bien-être des ménages	Productivité des cultures/Évolution des recettes des ventes pour les producteurs de cultures	Total
T.-N-.L.	0,01	0,03	0,01	0,05
Î.-P.-É.	0,01	0,04	0,01	0,06
N.-É.	0,05	0,17	0,02	0,24
N.-B.	0,01	0,04	0,01	0,06
Qc	0,60	1,72	0,44	2,76
Ont.	0,26	0,16	1,66	2,07
Man.	0,17	0,38	0,19	0,74
Sask.	0,14	0,28	0,45	0,87
Alb.	1,58	3,29	0,60	5,47
C.-B.	0,97	2,00	0,03	3,00
Yn	0,00	0,00	0,00	0,01
T.N.-O.	0,005	0,01	0,00	0,02
Nt	0,02	0,04	0,01	0,07
Canada	3,84	8,16	3,43	15,43

Au cours de la période d’analyse, les coûts de nettoyage évités par les ménages devraient s’élever à environ 3,8 millions de dollars. Ces avantages doivent être considérés comme prudents, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans les secteurs commerciaux et industriels.

Sur la base de la volonté de payer pour l’amélioration de la portée visuelle et les changements de la qualité de l’air, le MEQA2 estime la variation monétaire du bien-être pour différents niveaux de deciviews^{référence 34}. Les gains de bien-être résultant de l’amélioration de la visibilité dans le secteur résidentiel s’élèvent à environ 8,2 millions de dollars sur la période d’analyse.

La réduction des émissions de COV diminue les concentrations ambiantes d’ozone troposphérique, ce qui peut se traduire par un meilleur rendement des cultures. Les avantages nationaux découlant de l’augmentation de la productivité des cultures, exprimés en valeur actualisée du produit des ventes au cours de la période d’analyse, devraient s’élever à environ 3,4 millions de dollars, la majeure partie des avantages revenant à l’Ontario.

La réduction des émissions de COV peut également présenter d’autres avantages pour l’environnement. Par exemple, la réduction connexe des concentrations d’ozone et de particules peut être bénéfique pour la santé des écosystèmes forestiers, tandis que l’amélioration de la visibilité peut se traduire par une plus grande satisfaction tirée des activités récréatives et une augmentation des recettes touristiques. En outre, des niveaux plus faibles d’ozone troposphérique et de particules peuvent réduire les risques de maladie ou de décès prématuré chez les populations sensibles d’animaux sauvages ou de bétail, ce qui pourrait se traduire par des coûts de traitement évités ou des pertes économiques moindres pour l’industrie agroalimentaire.

Avantages pour la production

Les émissions par évaporation provenant des opérations de stockage et de chargement entraînent le rejet dans l’atmosphère d’hydrocarbures liquides (pétrole brut et essence, par exemple) sous forme de vapeurs de COV. Par conséquent, les installations subissent des pertes économiques de produits d’hydrocarbures liquides. L’installation, l’inspection et l’entretien des systèmes de contrôle des vapeurs sur les réservoirs de stockage (par exemple, des toits flottants) et les rampes de chargement (par exemple, des unités de récupération des vapeurs) permettraient de récupérer ces produits tout au long du réseau de distribution. Cela entraînerait donc des avantages économiques pour les installations de stockage et de chargement.

Les avantages pour la production provenant des produits récupérés ont été calculés tout d’abord en estimant le volume des produits récupérés (pétrole brut et essence) dans les différentes installations suite à la mise en conformité au Règlement. Les tableaux 9 et 10 présentent les estimations de volume des produits récupérés.

Tableau 9 : Estimation du volume d’essence récupérée (en milliers de litres)
Province ou territoire	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
T.-N.-L.	2 669	2 669	2 669	2 669	10 667
Î.-P.-É.	1 119	1 119	1 119	1 119	4 478
N.-É.	4 059	5 467	5 467	5 467	20 459
N.-B.	1 463	5 133	5 133	5 133	16 861
Qc	10 522	12 512	12 512	12 512	48 057
Ont.	8 744	21 552	21 552	21 552	73 400
Man.	3 861	5 261	5 261	5 261	16 861
Sask	6 506	11 357	11 357	11 357	40 578
Alb.	24 746	32 959	32 959	32 959	123 625
C.-B.	9 284	11 136	11 136	11 136	42 692
Yn	56	56	56	56	224
T.N.-O.	697	697	697	697	2 787
Nt	509	509	509	509	2 037
Canada	74 236	110 427	110 427	110 427	405 518

Tableau 10 : Estimation du volume de pétrole brut récupéré (en milliers de litres)
Province ou territoire	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
T.-N.-L.	0	1	1	1	4
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	0	0	0
N.-B.	1	3	3	3	10
Qc	6	13	13	13	45
Ont.	2	6	6	6	19
Man.	1	3	3	3	9
Sask.	62	77	77	77	293
Alb.	97	142	142	142	522
C.-B.	17	18	18	18	71
Yn	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	1	1	1	2
Nt	0	0	0	0	0
Canada	185	263	263	263	974

Les avantages pour la production (la valeur monétaire des produits récupérés) ont ensuite été estimés en multipliant le volume des produits récupérés par les prix prévus de ces produits obtenus du M3EC^{référence 35}. Pour l’essence, les volumes provinciaux ont été multipliés par les prix provinciaux. Toutefois, pour le pétrole brut, les volumes provinciaux ont été multipliés par le prix moyen canadien du pétrole brut lourd et léger, étant donné que le pétrole brut ne pouvait être différencié entre lourd et léger (il convient de noter que les prix n’étaient pas disponibles au niveau provincial). Les tableaux 11 et 12 indiquent les prix prévisionnels moyens des combustibles utilisés dans cette estimation. Les prix ont été calculés sur la base du prix de gros sans les taxes sur les carburants. Au sein du M3EC, il est prévu que le prix de l’essence augmentera, tandis que le prix du pétrole brut fluctue puis stagne au fil des ans.

Tableau 11 : Prix moyens prévus de l’essence ($ par litre)
Province ou territoire	2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045
T.-N.-L.	0,90	0,91	0,93	0,94	0,94
Î.-P.-É.	0,83	0,84	0,86	0,87	0,88
N.-É.	0,79	0,80	0,81	0,82	0,83
N.-B.	0,80	0,81	0,83	0,84	0,85
Qc	0,85	0,86	0,88	0,88	0,89
Ont.	0,81	0,82	0,84	0,84	0,85
Man.	0,84	0,85	0,87	0,88	0,89
Sask.	0,86	0,87	0,89	0,89	0,90
Alb.	0,83	0,84	0,86	0,86	0,87
C.-B.	0,99	1,00	1,02	1,03	1,04
Yn	1,20	1,21	1,24	1,25	1,26
T.N.-O.	1,08	1,09	1,12	1,13	1,14
Nt	1,20	1,21	1,24	1,25	1,26

Tableau 12 : Prix moyens prévus du pétrole brut ($ par baril)
Type de pétrole brut	2025	2030	2035	2040	2045
Brut lourd - Canada	76,75	81,59	77,49	76,89	76,28
Brut léger - Canada	94,21	99,09	98,46	97,85	97,25
Moyenne - Canada	85,48	90,33	97,97	87,37	86,76

Les avantages pour la production au cours de la période d’analyse ont été estimés à 68 millions de dollars, pour le pétrole brut récupéré et à 282 millions pour l’essence récupérée, soit un total de 350 millions de dollars pour les produits récupérés (tableau 13).

Tableau 13 : Estimation des avantages pour la production (en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)
Province ou territoire	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
T.-N.-L.	2,3	2,2	2,0	1,8	8,2
Î.-P.-É.	0,9	0,8	0,7	0,7	3,1
N.-É.	3,0	3,7	3,4	3,1	13,2
N.-B.	1,1	3,8	3,5	3,2	11,6
Qc	8,8	10,1	9,2	8,4	36,6
Ont.	6,7	15,5	14,2	13,0	49,4
Man.	3,1	4,1	3,7	3,4	14,2
Sask.	10,3	14,1	12,8	11,6	48,8
Alb.	27,1	34,1	31,0	28,2	120,3
C.-B.	10,0	10,9	9,9	9,0	39,8
Yn	0,1	0,1	0,1	0	0,2
T.N.-O.	0,7	0,7	0,6	0,6	2,6
Nt	0,6	0,5	0,5	0,4	2,0
Canada	74,6	100,6	91,6	83,4	350,1

L’analyse suppose que (1) les produits récupérés sont exportés, brûlés à l’étranger et ne contribuent donc pas aux émissions nationales de GES (puisqu’ils ne font pas partie de la consommation nationale); ou (2) même si les produits récupérés sont consommés localement, ils remplacent le même produit et leur combustion n’entraîne donc pas d’émissions supplémentaires de GES.

Avantages liés aux changements climatiques

Parmi les hydrocarbures légers dissous dans le pétrole brut, il est possible qu’il y ait du méthane, qui peut s’évaporer pendant les opérations de stockage et de chargement; par conséquent, la réduction des émissions fugitives de COV provenant du stockage et du chargement du pétrole brut entraînerait également une réduction des émissions de méthane. Le méthane est un GES qui contribue au réchauffement planétaire, et il est 28 fois plus puissant que les émissions de dioxyde de carbone à court terme. Les avantages liés aux changements climatiques découlant de la réduction des émissions de méthane ont été calculés en utilisant le coût social du méthane^{référence 36}. La première étape a consisté à estimer les réductions annuelles des émissions de méthane attribuables au Règlement. Les émissions annuelles de méthane ont ensuite été combinées aux valeurs associées du coût social actualisé du méthane pour fournir les avantages estimés des réductions annuelles des émissions de méthane. Le tableau 14 présente l’estimation de la réduction progressive des émissions de méthane.

Le règlement réduirait les émissions de méthane d’environ 7,8 kt au cours de la période d’analyse, ce qui se traduirait par des avantages (réduction des dommages causés par les changements climatiques) de 24,3 millions de dollars.

Tableau 14 : Réduction estimée des émissions de méthane (kilotonnes)
Province ou territoire	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
T.-N.-L.	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	0	0	0
N.-B.	0	0	0	0	0,1
Qc	0,1	0,1	0,1	0,1	0,3
Ont.	0	0,1	0,1	0,1	0,2
Man.	0,1	0,1	0,1	0,1	0,4
Sask.	0,5	0,6	0,6	0,6	2,2
Alb.	0,9	1,1	1,1	1,1	4,1
C.-B.	0,1	0,1	0,1	0,1	0,5
Yn	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0
Nt	0	0	0	0	0
Canada	1,7	2,0	2,0	2,0	7,8

Coûts différentiels

Globalement, le règlement entraînerait un coût total d’environ 1,2 milliard de dollars pour l’industrie et le gouvernement durant la période d’analyse, soit 70,7 millions de dollars en dollars annualisés. Vous trouverez ci-dessous une ventilation des éléments de coût.

Coûts pour l’industrie

Afin de se conformer au règlement, l’industrie devra engager des coûts d’immobilisations et de fonctionnement (coûts liés à la conformité). De plus, afin de démontrer la conformité au règlement, l’industrie devra aussi engager des dépenses liées aux essais, à la surveillance et aux rapports (coûts administratifs). Les coûts totaux pour l’industrie sont estimés à 1,19 milliard de dollars pendant la période d’analyse.

Coûts d’immobilisations

En raison du règlement, l’industrie devra engager des dépenses pour installer de l’équipement de contrôle des émissions sur les grands réservoirs de stockage sous pression atmosphérique hors sol et sur l’équipement de chargement des camions, des trains et des navires. En fonction des caractéristiques des liquides pétroliers entreposés et de la taille des réservoirs, l’industrie devra engager des dépenses pour équiper les réservoirs d’un système de contrôle des vapeurs, d’un toit flottant interne, d’un toit flottant externe ou d’une soupape de décompression. L’industrie devra aussi procéder à des dépenses pour équiper les rampes de chargement de systèmes de contrôle des vapeurs, en fonction des caractéristiques du produit traité et du débit des rampes. Les coûts d’immobilisations devront probablement être engagés dès 2026 puisque les installations réglementées auront d’un à sept ans pour installer l’équipement de contrôle des émissions.

Les principaux coûts d’immobilisations pour les réservoirs associés au règlement comprennent le remplacement complet des joints de rebord du toit flottant, la modernisation des réservoirs à toit fixe grâce à l’installation d’un nouveau toit flottant interne et l’installation d’un système de contrôle des vapeurs pour les réservoirs à toit fixe^{référence 38}. Les coûts d’immobilisations pour les activités de chargement associés au règlement comprennent l’installation de systèmes de retour en boucle des vapeurs pour les grands dépôts routiers et l’installation de systèmes de récupération ou de destruction des vapeurs aux rampes de chargement des camions, des trains et des navires^{référence 39}. La première étape de l’estimation des coûts d’immobilisations pour l’équipement consistait à compiler les coûts par unité pour le nouvel équipement de contrôle des émissions à installer (une seule fois) sur les réservoirs et les rampes de chargement qui contiennent des produits pétroliers liquides. La deuxième étape consistait à répertorier et à fournir de l’information sur les réservoirs et les rampes de chargement ayant besoin de nouvel équipement à l’aide des émissions déclarées, des données recueillies par le Ministère au titre de la LCPE, des renseignements accessibles au public et de l’imagerie satellite. La troisième étape consistait à obtenir les coûts d’immobilisations à l’échelle des installations en multipliant le coût de l’équipement par unité par le nombre de chaque type de réservoir ou de rampe de chargement ayant besoin d’un nouvel équipement. La quatrième étape consistait à obtenir les coûts totaux d’immobilisations en agrégeant les coûts d’immobilisations à l’échelle des installations. Le tableau 15 présente les coûts estimés de l’équipement par unité. Ces coûts ont été estimés par le Ministère à l’aide des méthodes d’ingénierie pondérées et visaient à refléter le coût total après l’installation pour un site type. Les données ont été obtenues directement auprès des vendeurs d’équipement de contrôle des émissions et des fabricants de réservoirs, puis ont été validées par des parties intéressées du secteur pétrolier et gazier.

Tableau 15 : Coûts estimés de l’équipement, par unité.
Catégorie	Exigence réglementaire	Type de carburant	Coûts d’immobilisations ponctuels (en dollars de 2022)	Quantité estimée nécessaire^{note a du tableau g1}
Réservoirs	Remplacement complet du joint de rebord du toit flottant (réservoir de 26 m de diamètre)	Essence/pétrole brut	516 556 $	194
	Modernisation d’un réservoir à toit fixe par l’installation d’un nouveau toit flottant interne (réservoir de 26 m de diamètre)	Essence	885 524 $	209
	Modernisation de l’unité de contrôle des vapeurs pour les réservoirs de liquide à haute concentration de benzène équipés d’un toit flottant interne	Benzène	5 088 811 $	15^{note b du tableau g1}
	Installation d’un système de retour en boucle des vapeurs dans une dépôt routier	Essence	241 084 $	164
Rampes de chargement	Système de contrôle des vapeurs à un petit terminal pour les camions ou les trains (< 150 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	2 361 397 $	41
	Système de contrôle des vapeurs à un terminal de taille moyenne pour les camions ou les trains (< 450 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	4 014 375 $	22
	Système de contrôle des vapeurs à un grand terminal pour les camions ou les trains (> 450 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	8 737 169 $	10
	Système de contrôle des vapeurs à une rampe de chargement des navires (environ 1 500 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	13 637 068 $	17
Note(s) du tableau g1 Note a du tableau g1 Les valeurs peuvent ne pas correspondre en raison du fait que certaines installations raccordent plusieurs réservoirs ou rampes de chargement à une même unité de contrôle des vapeurs Retour à la note a du tableau g1 Note b du tableau g1 Le Ministère estime que 15 réservoirs à haute concentration de benzène seront modernisés d’après les renseignements fournis par des représentants de l’industrie. Retour à la note b du tableau g1

Les coûts totaux d’immobilisations estimés pour l’installation de l’équipement de contrôle des émissions sur les réservoirs et les activités de chargement sont d’environ 905 millions de dollars de 2026 à 2030 (voir le tableau 16), dont une partie importante, soit environ 735 millions de dollars, devrait être engagée en 2026. Ces coûts peuvent varier en fonction de la province, et ils devraient être les plus élevés en Alberta, suivie de l’Ontario, du Québec, de la Colombie-Britannique, de la Saskatchewan, du Manitoba, de la Nouvelle-Écosse, du Nouveau-Brunswick, de Terre-Neuve-et-Labrador, puis de l’Île-du-Prince-Édouard (dans cet ordre). L’installation de l’équipement de contrôle des émissions visant les réservoirs hors sol devrait coûter 378 millions de dollars, tandis que le coût de l’installation de cet équipement pour les activités de chargement devrait s’élever à 527 millions de dollars.

Tableau 16 : Coûts supplémentaires pour les immobilisations par province et territoire — Total (en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %).
Province ou territoire	Coût pour l’équipement de contrôle des émissions sur les réservoirs	Coût pour l’équipement de contrôle des émissions sur les rampes de chargement	Coût total
T.N.L.	4,6	6,1	10,7
Î.P.É.	0,5	4,3	4,8
N.-É.	1,9	28,6	30,5
N.B.	7,5	5,7	13,2
Qc	40,5	102,1	142,6
Ont.	92,7	64,3	157,0
Man.	13,8	31,9	45,6
Sask.	48,0	59,2	107,1
Alb.	134,0	114,0	248,0
C.B.	30,3	94,7	125,0
Yn	0,5	0,2	0,7
T. N.O.	3,1	16,1	19,2
Nt	0,5	0	0,5
Canada	377,8	527,2	905,0

Coûts de fonctionnement

Le règlement exigera que les membres de l’industrie inspectent régulièrement leurs réservoirs, leurs rampes de chargement ainsi que leur équipement de contrôle des émissions, et procèdent aux réparations nécessaires. Des tests de limite inférieure d’explosivité seront requis pour les réservoirs équipés d’un toit flottant interne et une inspection de l’interstice des joints de rebord sera requise pour les réservoirs équipés d’un toit flottant externe. Ces coûts de fonctionnement débuteront probablement en 2026 puisque les installations réglementées auront d’un à sept ans pour installer l’équipement de contrôle des émissions.

La première étape du calcul des coûts de fonctionnement a été l’estimation du nombre d’heures de main-d’œuvre qualifiée requises pour inspecter, réparer et entretenir l’équipement de contrôle des émissions installé sur les réservoirs et les rampes de chargement. La deuxième étape consistait à estimer les fréquences annuelles de la réalisation de ces activités au cours de l’année. La troisième étape consistait à estimer le salaire horaire de la main-d’œuvre qualifiée. La quatrième étape consistait à estimer les coûts annuels du fonctionnement de l’équipement en multipliant le nombre d’heures de travail requis pour chaque activité par les fréquences annuelles de l’activité et le salaire horaire, puis en agrégeant les résultats pour les diverses activités. La cinquième étape consistait à calculer les coûts annuels de fonctionnement à l’échelle des installations en multipliant les coûts annuels de fonctionnement de l’équipement par le nombre de chaque type de réservoir ou de rampe de chargement où un nouvel équipement sera installé. La sixième étape consistait à calculer le total des coûts de fonctionnement annuel en agrégeant les coûts de fonctionnement annuel à l’échelle des installations. Le tableau 17 résume les coûts de fonctionnement annuel de l’équipement pour les réservoirs et les rampes de chargement. Ces coûts ont été estimés à l’aide de données obtenues directement auprès des vendeurs d’équipement de contrôle des émissions et des entreprises offrant des services d’inspection, de réparation et d’entretien, puis validées par des parties intéressées du secteur pétrolier et gazier.

Tableau 17 : Coûts de fonctionnement annuel estimés
Catégorie	Exigence réglementaire	Produit	Coût de fonctionnement annuel (en dollars de 2022)
Réservoirs	Augmentation progressive des coûts de fonctionnement et d’entretien des réservoirs après l’installation d’un toit flottant, y compris 3 semaines-personnes de main-d’œuvre par année pour les inspections et l’entretien, et augmentation du coût des pièces pour l’instrumentation et les systèmes auxiliaires	Essence/pétrole brut	20 294 $
	Limite inférieure d’explosivité et inspection visuelle du toit flottant interne sur un site comprenant entre 15 et 20 réservoirs	Essence/pétrole brut	22 669 $
	Système de contrôle des vapeurs sur un réservoir	Benzène	100 832 $
	Système de retour en boucle des vapeurs	Essence	11 335 $
Rampes de chargement	Unité de contrôle des vapeurs à un petit terminal pour les camions ou les trains (< 150 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	94 928 $
	Unité de récupération des vapeurs à un terminal de taille moyenne pour les camions ou les trains (< 450 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	100 832 $
	Unité de récupération des vapeurs à un grand terminal pour les camions ou les trains (> 450 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	106 735 $
	Unité de récupération des vapeurs à une rampe de chargement des navires (environ 1 500 000 m³/année)	Essence/pétrole brut	130 349 $

Les estimations des coûts annuels sont fondées sur les principales hypothèses suivantes :

Un taux moyen de la main-d’œuvre de 100 $/h. Ce taux comprend les coûts indirects, comme les outils, les véhicules et l’équipement.
L’intervalle entre les inspections des réservoirs :
- Intervalle de 20 ans pour les inspections internes des réservoirs équipés d’un toit flottant interne;
Intervalle de 20 ans pour le remplacement des joints de rebord du toit flottant d’un réservoir;

Intervalle de 5 ans pour l’inspection externe;

Intervalle de 1 an pour la mesure de l’interstice du joint secondaire des toits flottants externes.
L’inspection mensuelle de la limite inférieure d’explosivité pour les toits flottants internes.
L’intervalle entre les inspections des rampes de chargement :
- Intervalle de 5 ans pour l’essai de performance;
- Intervalle de 1 an pour la détection des fuites;
- Inspection visuelle mensuelle.

Les coûts de fonctionnement totaux pour les réservoirs et les activités de chargement sont estimés à 279,7 millions de dollars pendant la période d’analyse (tableau 18)^{référence 40}. Comme pour les coûts d’immobilisations, les coûts de fonctionnement peuvent varier en fonction de la province, et ils devraient être plus élevés en Alberta, suivie de l’Ontario, du Québec, de la Colombie-Britannique, de la Saskatchewan, du Manitoba, de la Nouvelle-Écosse, de Terre-Neuve-et-Labrador, du Nouveau-Brunswick et puis de l’Île-du-Prince-Édouard (dans cet ordre). Les coûts liés à l’inspection, à la réparation et à l’entretien de l’équipement de contrôle des émissions installé sur les réservoirs sont estimés à 106,9 millions de dollars (tableau 19), et à 172,8 millions de dollars pour les activités de chargement (tableau 20).

Tableau 18 : Coûts de fonctionnement supplémentaires – Total (en millions de dollars de 2022, actualisés)
Province ou territoire	2026–2030	2031–2035	2036–2040	2041–2045	Total
T.N.L.	0,9	1,1	1,0	0,9	3,8
Î.P.É.	0,5	0,5	0,5	0,4	1,9
N.-É.	2,1	2,4	2,2	2,0	8,7
N.B.	1,3	1,6	1,5	1,3	5,7
Qc	9,4	10,8	9,8	8,9	38,8
Ont.	8,9	11,6	10,5	9,5	40,6
Man.	4,0	4,8	4,4	3,9	17,1
Sask.	9,5	11,7	10,6	9,6	41,3
Alb.	18,6	24,5	22,2	20,1	85,3
C.B.	7,4	8,9	8,0	7,3	31,6
Yn	0,0	0,1	0,0	0,0	0,2
T. N.O.	1,0	1,3	1,1	1,0	4,5
Nt	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1
Canada	63,7	79,2	71,8	65,0	279,7

Tableau 19 : Coûts de fonctionnement supplémentaires – Réservoirs (en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)
Province ou territoire	2026–2030	2031–2035	2036–2040	2041–2045	Total
T.N.L.	0,2	0,2	0,2	0,2	0,8
Î.P.É.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1
N.-É.	0,1	0,1	0,1	0,1	0,4
N.B.	0,4	0,6	0,5	0,5	2,0
Qc	3,3	3,9	3,5	3,2	13,9
Ont.	5,1	7,3	6,6	6,0	25,0
Man.	0,8	1,2	1,1	1,0	4,0
Sask.	2,7	3,9	3,5	3,2	13,3
Alb.	7,7	11,9	10,8	9,8	40,2
C.B.	1,4	1,9	1,7	1,6	6,6
Yn	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
T. N.O.	0,1	0,2	0,2	0,1	0,6
Nt	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Canada	21,8	31,2	28,3	25,6	106,9

Tableau 20 : Coûts de fonctionnement supplémentaires – Chargement (en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)
Province ou territoire	2026–2030	2031–2035	2036–2040	2041–2045	Total
T.N.L.	0,7	0,8	0,7	0,7	3,0
Î.P.É.	0,5	0,5	0,5	0,4	1,9
N.-É.	2,0	2,3	2,1	1,9	8,3
N.B.	0,9	1,0	0,9	0,8	3,7
Qc	6,1	6,9	6,3	5,7	24,9
Ont.	3,8	4,3	3,9	3,6	15,6
Man.	3,2	3,6	3,3	3,0	13,1
Sask.	6,8	7,8	7,1	6,4	28,1
Alb.	11,0	12,5	11,3	10,3	45,1
C.B.	6,1	7,0	6,3	5,7	25,0
Yn	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2
T. N.O.	0,9	1,1	1,0	0,9	3,9
Nt	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Canada	42,0	48,0	43,5	39,4	172,8

Autres coûts liés à la conformité

Les autres coûts liés à la conformité, qui ne sont pas classés comme des coûts d’immobilisations ou de fonctionnement dans les sections précédentes, s’élèveraient à 1,5 million de dollars au cours de la période d’analyse. Depuis la publication du projet de règlement, les exigences ont été révisées et une grande partie des rapports mentionnés dans la section sur la préparation et la présentation des rapports de réparations et de pannes ont été retirés, car ils étaient jugés peu utiles et représentaient une charge inutile pour la plupart des installations. Par conséquent, cette exigence et le total des autres coûts liés à la conformité au règlement sont inférieurs à ce qui a été estimé dans l’analyse du projet de règlement.

Le total des autres coûts liés à la conformité comprend un coût initial de 0,5 million de dollars pour les parties réglementées afin d’établir un programme d’inspection et des coûts permanents de 1,0 million de dollars associés à l’assistance aux vérificateurs et aux activités d’application du gouvernement, ainsi qu’à la préparation et à la soumission des rapports sur les réparations et les pannes. Une ventilation détaillée de ces coûts est présentée dans le tableau 21.

Tableau 21 : Coûts de conformité supplémentaires (en dollars de 2022, actualisés selon un taux de 2 %)
Catégorie de coûts	2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
Coûts initiaux	554 488	0	0	0	0	554 488
Élaboration du programme d’inspection	554 488	0	0	0	0	554 488
Coûts permanents	47 699	269 993	244 546	221 492	200 613	984 348
Appui à la vérification et aux mesures d’application de la réglementation	47 699	224 827	203 633	184 437	167 050	827 646
Préparation et présentation des rapports de réparations et de pannes	-	45 171	40 912	37 056	33 562	156 701
Total	47 699	824 486	244 546	221 492	200 613	1 538 836

Coûts administratifs

Le règlement devrait entraîner environ 8,0 millions de dollars de coûts administratifs supplémentaires pour l’industrie durant la période d’analyse. Cela comprend des coûts ponctuels inférieurs à 0,3 million de dollars encourus par les parties réglementées afin de se familiariser avec les exigences réglementaires et d’effectuer leur enregistrement. Cela comprend également des coûts annuels permanents d’environ 7,7 millions de dollars pendant la période d’analyse pour préparer et présenter une mise à jour annuelle de l’enregistrement ainsi que pour tenir à jour les résultats d’inspection, les listes d’équipement et les registres de substances et de débit. Une répartition de ces coûts est présentée au tableau 22.

Tableau 22 : Coûts administratifs supplémentaires (en dollars de 2022, actualisés selon un taux de 2 %)
Catégorie de coûts	2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total
Coûts initiaux	271 801	0	0	0	0	271 801
Familiarisation avec les obligations réglementaires	41 549	0	0	0	0	41 549
Enregistrement	230 252	0	0	0	0	230 252
Coûts permanents	446 375	2 103 968	1 905 629	1 725 987	1 563 279	7 745 238
Tenue à jour des résultats d’inspection	160 025	754 269	683 165	618 763	560 433	2 776 655
Tenue à jour des listes d’équipement et des registres de substances et de débit	229 833	1 083 310	981 187	888 692	804 915	3 987 938
Préparation et présentation d’une mise à jour annuelle de l’enregistrement	56 517	266 389	241 277	218 532	197 931	980 645
Total	718 175	2 103 968	1 905 629	1 725 987	1 563 279	8 017 038

Coûts pour le gouvernement

Le règlement engendrera des coûts pour le gouvernement fédéral du point de vue de l’administration des programmes, de la promotion de la conformité et de l’application de la réglementation. Les coûts totaux pour le gouvernement sont estimés à environ 8,1 millions de dollars sur la période d’analyse.

Administration des programmes

L’administration des programmes est essentielle à la mise en œuvre, à la gestion et à la compréhension du règlement. Les principales activités comprennent la réponse aux demandes de renseignements généraux et techniques ou d’éclaircissements connexes, l’élaboration de documents techniques comme une foire aux questions et des fiches d’information détaillées, l’évaluation des demandes, des avis et des plans, la tenue de séances d’information, le traitement et l’analyse des rapports, des avis et des plans et la formulation de commentaires à leur égard, la supervision de l’approbation des permis et la mesure du rendement des programmes. Les coûts totaux d’administration des programmes sont estimés à environ 4,4 millions de dollars sur la période d’analyse.

Promotion de la conformité

La promotion de la conformité comprend les activités réalisées dans le but d’accroître la sensibilisation de la communauté de réglementation au sujet des exigences réglementaires et d’améliorer leur compréhension de ces exigences. Il s’agit notamment de tenir à jour une liste des intervenants, de publier et de distribuer du matériel promotionnel, de suivre les demandes de renseignements, d’envoyer des lettres de rappel, de tenir à jour le contenu du site Web, de faire de la publicité dans les revues spécialisées et les magazines d’association et de participer à des conférences des associations professionnelles. Les activités de promotion de la conformité devraient être peu nombreuses, car les exploitants sont essentiellement de grandes entreprises qui disposent des ressources et de la capacité nécessaires pour bien comprendre d’elles-mêmes leurs obligations réglementaires. Ces coûts seraient annuels et sont estimés à environ 0,8 million de dollars sur la période d’analyse.

Coûts liés à l’application de la réglementation

L’application de la réglementation comprend les mesures requises pour amener les exploitants non conformes à se conformer. Plus particulièrement, l’application du règlement engendrera des coûts supplémentaires pour le gouvernement fédéral en ce qui a trait à la formation, à l’évaluation du renseignement stratégique, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures visant à traiter les infractions alléguées. Le gouvernement fédéral devrait assumer des coûts liés à l’application de la réglementation se chiffrant à 2,9 millions de dollars sur la période d’analyse. Cela inclut un coût ponctuel de 0,11 million de dollars pour la formation des agents de l’autorité et la réalisation des travaux d’évaluation du renseignement stratégique. Cela inclut aussi des coûts récurrents totaux de 2,8 millions de dollars sur la période d’analyse pour les inspections, les enquêtes et les mesures visant à traiter les infractions alléguées.

Énoncé des coûts et avantages

Les résultats de l’ACA sont résumés dans les tableaux 23 à 25. Les avantages totaux sont estimés à environ 1,5 milliard de dollars, tandis que les coûts totaux sont estimés à environ 1,2 milliard de dollars. Les avantages nets du règlement sont estimés à environ 299 millions de dollars.

L’analyse des avantages montre que le règlement générerait 1,1 milliard de dollars en avantages pour la santé ainsi que 15,4 millions de dollars en avantages pour l’environnement. Les autres avantages comprennent 350,1 millions de dollars en avantages liés à la production découlant des produits récupérés et 24,3 millions de dollars en avantages en matière de changements climatiques découlant des réductions des émissions de méthane. En raison du manque de données, les avantages associés à la réduction des rejets de substances cancérigènes ne sont pas quantifiés ni monétisés.

L’analyse des coûts montre que l’industrie devra assumer des coûts liés à la conformité à hauteur de 1,20 milliard de dollars pour appliquer les exigences réglementaires. Cela inclut 905 millions de dollars en coûts des immobilisations, 280 millions de dollars en coûts de fonctionnement et 1,5 million de dollars en autres coûts de conformité. En plus des coûts liés à la conformité, l’industrie et le gouvernement devront assumer des coûts administratifs de près de 8,0 millions de dollars et de 8,1 millions de dollars, respectivement.

Nombre d’années : 21 (de 2025 à 2045)
Année de référence pour l’établissement des coûts : 2022
Année de référence de la valeur actualisée : 2024
Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 23 : Avantages monétaires (en millions de dollars de 2022, actualisés selon un taux de 2 %)
Parties touchées	Description de l’avantage	2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	Total	Valeur annualisée
Canadiens	Avantages pour la santé	0,0	242,7	286,5	290,8	291,6	1 111,6	65,3
	Avantages environnementaux	0,0	3,6	4,2	3,9	3,7	15,4	0,9
	Avantages en matière de changements climatiques	0,0	4,9	6,2	6,5	6,8	24,3	1,4
Industrie	Avantages liés à la production	0,0	74,6	100,6	91,6	83,4	350,1	20,6
Toutes les parties	Avantages totaux	0,0	325,8	397,4	392,8	385,5	1 501,4	88,3

Tableau 24 : Coûts monétaires (en millions de dollars de 2022, actualisés selon un taux de 2 %)
Parties touchées	Description des coûts	2025	20262030	20312035	20362040	20412045	Total	Valeur annualisée
Industrie	Coûts des immobilisations	0,0	872,3	32,6	0,0	0,0	905,0	53,2
	Coûts de fonctionnement	0,0	63,7	79,2	71,8	65,0	279,7	16,4
	Autres coûts de conformité	0,0	0,8	0,2	0,2	0,2	1,5	0,1
	Coûts administratifs	0,7	2,1	1,9	1,7	1,6	8,0	0,5
Gouvernement	Administration des programmes	0,5	1,2	1,1	1,0	0,9	4,6	0,3
	Promotion de la conformité	0,1	0,2	0,2	0,2	0,2	0,8	0,05
	Application de la réglementation	0,3	0,8	0,7	0,6	0,6	2,9	0,2
Toutes les parties intéressées	Coûts totaux	1,3	941,2	116,0	75,5	68,4	1 202,3	70,7

Tableau 25 : Résumé des coûts et des avantages monétaires (en millions de dollars de 2022, actualisés selon un taux de 2 %)
Toutes les parties intéressées	2025	20262030	20312035	20362040	20412045	Total	Valeur annualisée
Avantages totaux	0,0	325,8	397,4	382,8	385,5	1 501,4	88,3
Coûts totaux	1,3	941,2	116,0	75,5	68,4	1 202,3	70,7
Répercussions nettes (avantages-coûts)	-1,3	-615,4	281,4	317,3	317,1	299,1	17,6

Impacts quantifiés (non monétisés) et qualitatifs

Avantages pour la santé associés à la réduction de l’exposition aux substances cancérigènes comme le benzène (réductions des émissions de substances cancérigènes quantifiées, mais non monétisées)

Analyse distributionnelle

Les coûts liés à la conformité et les réductions des COV varient selon la province et le territoire ainsi que le type d’installation. Les résultats de cette analyse sont présentés aux tableaux 26 et 27.

Parmi les provinces, l’Alberta, l’Ontario, le Québec, la Colombie-Britannique et la Saskatchewan représenteraient 85,9 % des coûts de conformité. Les mêmes provinces représenteraient également 84,3 % des réductions des émissions de COV. Les coûts et les réductions des émissions par rapport au nombre et à la taille des installations sont légèrement inférieurs en Ontario, au Québec et en Colombie-Britannique en raison des exigences provinciales et municipales existantes. L’Alberta assume la plus grande partie des coûts liés à la conformité et des réductions des émissions de COV, car la province est celle qui détient la plus grande part de la production de pétrole brut et de la capacité de raffinage au Canada^{référence 41}.

Parmi les différents types d’installations réglementées, les terminaux principaux, les terminaux de pétrole brut et les raffineries représentent 79,2 % des coûts liés à la conformité. Par ailleurs, les mêmes types d’installations combinés représentent 81,2 % des réductions des émissions de COV. Les terminaux principaux ont les coûts liés à la conformité et les réductions d’émissions de COV les plus élevés, car ils constituent le type d’installation le plus répandu, et stockent et chargent généralement de grands volumes de produits volatils (surtout de l’essence).

Tableau 26 : Répartition des coûts des immobilisations et de fonctionnement et des réductions des émissions de COV selon la province ou le territoire^{référence 49}
Province ou territoire	Total des coûts liés à la conformité (en millions $)	Total des coûts liés à la conformité (%)	Total des réductions des émissions de COV (kt)	Total des réductions des émissions de COV (%)
T.N.L.	14,5	1,2	8,6	1,8
Î.-P.-É.	6,8	0,6	3,4	0,7
N.-É.	39,2	3,3	18,9	3,9
N.-B.	18,9	1,6	17,6	3,6
Qc	181,4	15,3	46,1	9,4
Ont.	197,6	16,7	64,9	13,3
Man.	62,7	5,3	24,1	4,9
Sask.	148,5	12,5	76,8	15,7
Alb.	333,3	28,1	177,8	36,4
C.-B.	156,6	13,2	45,5	9,3
Yn	0,9	0,1	0,2	0,0
T.N.-O.	23,6	2,0	2,7	0,5
Nt	0,6	0,0	1,5	0,3
Canada	1 184,7	100	488	100

Tableau 27 : Répartition des coûts des immobilisations et de fonctionnement et des réductions des émissions de COV selon le type d’installation réglementée
Type d’installation	Total des coûts liés à la conformité (en millions $)	Total des coûts liés à la conformité (%)	Total des réductions des émissions de COV (kt)	Total des réductions des émissions de COV (%)
Terminal principal	383,1	32,3	153,9	31,5
Terminal de pétrole brut	360,9	30,5	127,6	26,2
Raffinerie	193,8	16,4	114,9	23,5
Terminal de raffinerie	64,4	5,4	36,3	7,4
Installation chimique	59,6	5,0	8,7	1,8
Usine de valorisation	48,7	4,1	21,3	4,4
Dépôt routier	73,5	6,2	25,2	5,2
Total	1 184,7	100	488,0	100

Analyse de compétitivité

Les réservoirs de stockage et les opérations de chargement sont répandus dans la chaîne de valeur du pétrole et du gaz et dans le secteur chimique. Par conséquent, l’impact sur la compétitivité peut être analysé sous trois angles principaux :

Carburants/produits raffinés : Cette catégorie englobe la production et la distribution de carburant, tous les réservoirs d’essence, et les réservoirs de brut dans les raffineries. Elle devrait supporter la majeure partie des coûts réglementaires totaux, ce secteur représente environ 60 %.
Pétrole brut : Cette catégorie comprend les usines de valorisation et la plupart des réservoirs et terminaux de pétrole brut qui devraient supporter 35 % des coûts totaux.
Pétrochimie : Ce secteur représente une part moins importante, mais significative, des coûts réglementaires estimés, ce secteur représente 5 % des coûts totaux.

Chacun de ces secteurs est vaste et complexe, le stockage et le chargement représentant une part importante, mais relativement mineure, des budgets d’immobilisations et des coûts de fonctionnement et d’entretien. Les coûts différentiels nets pour l’industrie, après déduction de la valeur de la récupération des produits, sont estimés à 844 millions de dollars. Ces coûts devraient être principalement assumés au cours des cinq premières années suivant la mise en œuvre du règlement. Afin de contextualiser ces coûts par rapport aux dépenses d’exploitation globales de l’industrie, une analyse a été menée sur les états financiers d’un échantillon de sociétés cotées en bourse qui exploitent des installations réglementées, représentant environ la moitié (49 %) des coûts de conformité. En supposant que ces coûts soient répartis uniformément entre 2026 et 2030, ils représenteraient 0,2 % de la moyenne annuelle des dépenses d’exploitation et 0,2 % de la marge brute moyenne du secteur pour la période allant de 2018 à 2022. Cette analyse indique que les coûts de conformité ne devraient pas avoir d’incidence significative sur la compétitivité ou la rentabilité des secteurs concernés, à savoir les opérations de chargement de produits pétroliers, le stockage de pétrole brut ou la production pétrochimique.

On observe une tendance au regroupement aux terminaux urbains de grande taille et aux dépôts routiers, et celle-ci devrait se poursuivre. Bien que le règlement exclue les installations de très petite taille et offre une plus grande marge de manœuvre et des options à plus faible coût pour les terminaux de petite ou de moyenne taille, il se pourrait que certaines installations réglementées ferment leurs portes si les investissements en capitaux supplémentaires devant être faits ne sont pas appuyés par une bonne analyse de rentabilisation. Toutefois, la décision d’une entreprise de fermer une installation réglementée serait plus probable si l’installation était déjà, pour d’autres raisons, susceptible d’être fermée à l’avenir. Comme il est indiqué ci-dessus, les coûts de conformité représentent une fraction relativement modeste des dépenses de fonctionnement annuelles (ou correspondent à la variation annuelle des dépenses d’immobilisations des installations concernées).

La mesure dans laquelle les coûts de production peuvent être transférés aux consommateurs canadiens est incertaine. Le transfert des coûts dépend de divers facteurs, tels que le degré de concurrence sur les marchés locaux, les augmentations de prix réglementées dans certaines administrations, les contraintes de distribution, l’équilibre entre la demande régionale de produits pétroliers et la capacité de production locale dans ces régions, et les taux de change^{référence 42}. Dans un scénario de transfert total (c.-à-d. lorsque tous les coûts de conformité sont transférés aux consommateurs), la hausse correspondante des prix à la consommation devrait être faible. Le transfert potentiel des coûts s’est avéré le plus élevé dans la partie 2026-2030 de la période d’analyse, en raison de la concentration des coûts des immobilisations en début de période, lorsqu’elle s’élevait à 0,002 8 $/litre (ou 0,28 ′/litre) d’essence vendue, et à moins de 0,000 2 $/litre (ou 0,02 ′/litre) pour le diesel et d’autres produits. Sur la base des ventes d’essence aux consommateurs en 2019^{référence 43}, soit 1 154 litres par habitant à l’échelle nationale et 1 512 litres par habitant en Saskatchewan, la province où la consommation par habitant est la plus élevée, l’impact potentiel maximal sur les consommateurs a été déterminé à 3,27 $ par personne et par an en moyenne, et à 4,29 $ par personne et par an en Saskatchewan. Il est probable que les valeurs réelles seront inférieures à ces estimations, car la concurrence du marché empêchera l’industrie de transférer tous les coûts de conformité.

Analyse de sensibilité

L’analyse de sensibilité permet de tenir compte dans l’ACA des effets des changements dans les variables incertaines sur les résultats du règlement. Une analyse de sensibilité partielle a été réalisée dans le but d’examiner l’incidence de variables clés sur les avantages nets du règlement tout en gardant les autres variables constantes. L’analyse a été effectuée avec une seule variable et avec des variables multiples. Les principales variables prises en considération étaient le taux d’actualisation (0 %, 3 %, 7 %), les coûts des immobilisations (+/-20 %) et les prévisions des prix du carburant (+/-20 %). Le taux d’actualisation tient compte des préférences temporelles pour la consommation (la consommation d’aujourd’hui est préférable à la consommation future) ou la valeur temporelle de l’argent (les gens préfèrent payer plus tard et recevoir des avantages plus vite). Ainsi, un taux d’actualisation plus élevé générerait une valeur actuelle plus faible tant pour les avantages que pour les coûts, engendrant moins d’avantages nets. Bien que les coûts des immobilisations fassent partie des coûts liés à la conformité, les prix du carburant sont utilisés dans le calcul de la valeur des produits récupérés (avantages liés à la production). Cela signifie que l’augmentation des coûts des immobilisations réduirait les avantages nets, tandis que l’augmentation des prix du carburant accroîtrait les avantages nets.

Comme le montre le tableau 28, le fait de changer les coûts des immobilisations ou les prix du carburant ne modifie pas la conclusion selon laquelle le règlement produirait des avantages nets pour la population canadienne. Toutefois, l’application d’un taux d’actualisation supérieur à 5,4 %, sans que les autres variables soient changées, fait en sorte que le règlement aurait un coût net. Le tableau 29 montre l’incidence sur les avantages nets lorsque l’on modifie plusieurs variables à la fois. Le règlement atteint le seuil de la rentabilité (c’est-à-dire produit des avantages nets approchant de 0 $) quand le taux d’actualisation est à 2,5 %, le coût des immobilisations est 20 % plus élevé et le prix du carburant est 20 % plus bas.

Tableau 28 : Sommaire des résultats pour l’analyse de sensibilité à une seule variable (en millions de dollars de 2022, actualisés à 2 %)
Variables	Avantages totaux	Coûts totaux	Avantages nets
Cas central	1 501,4	1 202,3	299,1
Taux d’actualisation de 7 %	894,6	980,2	-85,6
Taux d’actualisation de 3 %	1 342,7	1 149,1	193,6
Taux d’actualisation de 0 %	1 901,9	1 327,5	574,4
Coûts des immobilisations 20 % plus élevés	1 501,4	1 383,3	118,1
Coûts des immobilisations 20 % plus bas	1 501,4	1 021,4	480,1
Prix du carburant 20 % plus bas	1 431,4	1 202,3	229,1
Prix du carburant 20 % plus élevés	1 571,5	1 202,3	369,1

Tableau 29 : Sommaire des résultats pour les scénarios d’analyse de sensibilité à variables multiples (en millions de dollars de 2022)
Scénario	Variables	Avantages totaux	Coûts totaux	Avantages nets
A	Taux d’actualisation de 7 %, coûts des immobilisations 20 % plus élevés et prix du carburant 20 % plus bas	852,9	1 140,7	-287,7
B	Taux d’actualisation de 3 %, coûts des immobilisations 20 % plus élevés et prix du carburant 20 % plus bas	1 280,1	1 325,7	-45,6
C	Taux d’actualisation de 0 %, coûts des immobilisations 20 % plus bas et prix du carburant 20 % plus élevés	1 990,5	1 137,0	853,5

Lentille des petites entreprises

L’analyse effectuée selon la lentille des petites entreprises a permis de conclure que le règlement aura des répercussions sur les petites entreprises. D’après les consultations au sujet de l’approche proposée, on a estimé que trois petites entreprises^{référence 44} pourraient être touchées par le règlement. En raison des dépôts de stockage supplémentaires qui ont été désignés lors des consultations sur le projet de règlement, on estime aujourd’hui que douze petites entreprises pourraient être touchées par le règlement.

Les exigences en matière d’équipement du règlement sont fondées sur une analyse détaillée tenant compte des coûts, de la taille, de la portée, des risques pour la santé et des avantages. Selon les estimations, les options à plus faible coût respectent les budgets d’immobilisations et d’entretien des installations réglementées. Une lentille de rentabilité a été utilisée afin de sélectionner les exigences appropriées pour les diverses catégories d’installations dans le but de réduire au minimum l’incidence sur les petites entreprises quand les risques associés aux émissions sont faibles. Les estimations et les analyses étaient fondées sur les valeurs déclarées par l’industrie, les soumissions des fournisseurs ainsi que les pratiques et les méthodes standard de l’industrie.

Le coût associé aux exigences du règlement augmente selon la taille de l’installation réglementée et l’équipement connexe. Les installations plus petites, y compris les dépôts de stockage qui constituent la majorité des petites entreprises touchées, sont autorisées à utiliser des mesures moins coûteuses telles que la combustion des vapeurs ou le retour en boucle des vapeurs. Cela permettrait toujours de gérer les risques d’émissions de COV tout en offrant plus d’options pour respecter les exigences du règlement. Un seuil de débit variable est utilisé pour déterminer l’applicabilité, ce qui réduit ou élimine la portée pour les petites installations qui représentent un risque minimal d’émissions de COV.

Le règlement exclut les installations qui stockent, chargent et déchargent des liquides pétroliers volatils dans des volumes inférieurs à un seuil, généralement de l’ordre de 2 000 000 de litres standard de capacité de stockage et de 4 000 000 de litres standard de chargement et de déchargement combinés par an, avec des exemptions supplémentaires qui haussent ces seuils pour les installations qui sont éloignées des bâtiments et des centres de population et qui, par conséquent, présentent moins de risques pour la santé humaine. Ces exclusions et ces exemptions font en sorte que le règlement ne s’appliquera pas à la plupart des petites entreprises qui stockent et chargent des liquides pétroliers volatils.

Résumé de la lentille des petites entreprises

Nombre de petites entreprises touchées : 12
Nombre d’années : 21 (de 2025 à 2045)
Année de prix : 2022
Année de référence de la valeur actualisée : 2024
Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 30 : Coûts liés à la conformité
Activité	Valeur annualisée	Valeur actualisée
Mise sur pied du programme d’inspection	264 $	4 484 $
Préparation et présentation des rapports de réparations et de pannes	255 $	4 338 $
Appui à la vérification et aux mesures d’application de la réglementation	37 $	626 $
Total des coûts liés à la conformité	555 $	9 447 $

Tableau 31 : Coûts administratifs
Activité	Valeur annualisée	Valeur actualisée
Familiarisation avec les obligations réglementaires	325 $	5 528 $
Enregistrement	175 $	2 989 $
Tenue à jour des résultats d’inspection	893 $	15 188 $
Tenue à jour des listes d’équipement et des registres de substances et de débit	1 904 $	32 388 $
Préparation et soumission de la mise à jour annuelle de l’enregistrement	792 $	13 474 $
Coûts administratifs totaux	4 089 $	69 567 $

Tableau 32 : Coûts totaux liés à la conformité et à l’administration
Totaux	Valeur annualisée	Valeur actualisée
Coûts totaux (toutes les petites entreprises touchées)	4 645 $	79 014 $
Coût par petite entreprise touchée	387 $	6 584 $

Règle du un pour un

La règle du un pour un s’applique, car l’ajout d’un nouveau titre réglementaire engendre une augmentation du fardeau administratif sur les entreprises. Les coûts administratifs pour les exploitants comprennent les coûts associés aux tests, à la surveillance et à la production de rapports visant à démontrer la conformité avec le règlement. Plus précisément, il s’agit de coûts nécessaires pour que les parties réglementées se familiarisent avec leurs obligations réglementaires, préparent et présentent des rapports d’enregistrement, maintiennent les résultats d’inspection, maintiennent des listes d’équipement et des registres de substances et de débit, préparent et présentent des rapports sur les réparations et les pannes et contribuent aux activités de vérification et d’application de la réglementation. Cela nécessite six heures en temps de la haute direction (à 61,80 $ l’heure en dollars canadiens de 2012) en coûts initiaux (engagés en 2025) pour la familiarisation avec les obligations réglementaires, pour chaque raffinerie, usine de valorisation, installation de production chimique et installation de production d’acier, et tous les propriétaires de terminaux et de dépôts de stockage. En outre, chaque installation réglementée nécessiterait un coût initial unique lié au temps investi par le personnel (à 42,96 $ l’heure) pour l’enregistrement de l’installation, principalement en ce qui concerne la création de listes d’équipements — 40 heures pour chaque raffinerie, usine de valorisation et installation de production chimique, 12 heures pour chaque terminal, 6 heures pour chaque installation de production d’acier et 4 heures pour chaque dépôt de stockage. Finalement, chaque installation réglementée nécessiterait des coûts liés au temps investi par le personnel chaque année (à 42,96 $ l’heure) pour tenir à jour des registres des résultats d’inspection, des listes d’équipement et des registres de substances et de débit — 56 heures pour chaque raffinerie, usine de valorisation et installation de production chimique, 24 heures pour chaque terminal, 12 heures pour chaque installation de production d’acier et 6 heures pour chaque dépôt de stockage. Le tableau 1 illustre le nombre d’installations réglementées utilisées dans ces calculs.

En dollars constants de 2012 (l’année de référence) et en fonction d’une période de 10 ans à partir de l’année d’enregistrement (c’est-à-dire 2025 à 2034) ainsi que d’un taux d’actualisation de 7 %, l’augmentation moyenne annualisée du fardeau administratif pour les entreprises touchées est estimée à 165 750 $ ou une moyenne de 344,59 $ par entreprise, calculée à l’aide du Calculateur des coûts de la réglementation du Secrétariat du Conseil du Trésor. Cela représente un « ajout » en vertu de la règle d’après la Politique sur la limitation du fardeau réglementaire sur les entreprises.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Toutes les politiques canadiennes pertinentes, y compris les mesures volontaires, les règlements fédéraux et les mesures provinciales ou municipales, ont été examinées en détail. Des exigences ont été identifiées dans les provinces de l’Ontario, du Québec et de Terre-Neuve-et-Labrador ainsi que dans les municipalités de Montréal et du Grand Vancouver.

La réglementation fédérale des États-Unis (contenue dans le Code of Federal Regulations des États-Unis^{référence 45} a été examinée en détail et une analyse sommaire des exigences de chaque État a été réalisée.

Il a été déterminé que le règlement suit de près la politique des États-Unis (les États-Unis réglementent ces sources d’émissions à l’aide d’exigences semblables depuis les années 1980). Il suit également de près les exigences provinciales et municipales au Canada (inspirées en grande partie des exigences des États-Unis et des codes volontaires du CCME). Le règlement diffère de ces exigences de certaines façons qui optimisent la gestion des risques sanitaires, réduisent les coûts pour l’industrie ou actualisent les exigences de performance, en particulier des exigences plus strictes dans le cas des réservoirs de liquide à haute concentration en benzène, de différents seuils de dimensions de l’équipement, des considérations d’installations rurales et éloignées, et de différentes marches à suivre d’inspection et de réparation. Comparativement à une harmonisation complète, ces différences réduisent les coûts des immobilisations et d’exploitation pour l’industrie, tout en améliorant la protection de la santé humaine contre l’exposition au benzène. Les répercussions sur les autres avantages sont minimes. Ces différences ne devraient pas avoir d’effet sur le fardeau administratif ou sur d’autres coûts liés à la conformité.

On a relevé d’autres politiques internationales dans des régions, notamment l’Europe, qui ressemblaient généralement aux politiques existantes aux États-Unis et au Canada. Ces politiques internationales n’ont pas été analysées en détail puisqu’il a été déterminé que l’avantage de l’harmonisation est minime, vu que l’industrie au Canada n’utilise pas les normes internationales et qu’il n’y a pas d’intégration importante d’infrastructures pétrolières ou de production d’équipement avec d’autres pays à part les États-Unis.

Il y a une obligation d’aviser l’Organisation maritime internationale que les émissions de COV seront réglementées. Les exigences de cet avis sont répertoriées dans la règle 15 de l’annexe VI de MARPOL, et l’avis doit être soumis au moins six mois avant la date d’entrée en vigueur.

Effets sur l’environnement

Le règlement se traduirait par une réduction des rejets de COV et de benzène dans l’atmosphère. La réduction des rejets de COV et l’amélioration de la qualité de l’air devraient contribuer à des améliorations de la santé humaine et de la qualité de l’environnement. Il y aurait également une réduction fortuite des émissions de GES, essentiellement une réduction des émissions de méthane.

La réduction des émissions de COV est estimée à environ 494 kt au cours de la période analytique, tandis que la réduction des émissions de méthane est estimée à 8 kt au cours de la période analytique.

Le règlement contribuerait directement à l’atteinte de l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable 2022-2026, à savoir « améliorer l’accès au logement abordable, à l’air pur, aux transports, aux parcs et aux espaces verts, ainsi qu’au patrimoine culturel au Canada » en réduisant les émissions de COV et de benzène (substances dont le risque pour la santé humaine est établi) à l’intérieur et autour des zones habitées. Le règlement contribuerait également à l’atteinte de l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable de « prendre des mesures relatives aux changements climatiques et leurs impacts » et de l’Objectif 13 du Programme de développement durable à l’horizon 2030 des Nations Unies, « Mesures relatives à la lutte contre les changements climatiques », en réduisant les émissions de GES, essentiellement le méthane.

La plupart des répercussions sur la santé humaine du règlement sont censées être directes et bénéfiques grâce à une qualité de l’air améliorée. Les éventuels effets indirects sur la santé humaine et les conditions socioéconomiques issus des avantages environnementaux seront probablement modestes, mais bénéfiques également. Aucun effet négatif important sur la santé humaine ou l’environnement n’a été recensé.

Analyse comparative entre les sexes plus

Le règlement concernera plus de 400 sites dans l’ensemble des provinces et des territoires, y compris des lieux situés dans des ports, des zones éloignées et à proximité de populations urbaines. Les travailleurs de ces sites, notamment les préposés à l’inspection et à l’entretien ainsi que les personnes qui vivent tout près, seront affectés par le présent règlement.

Les pratiques d’entretien et d’inspection dans le règlement sont bien définies et sont bien alignées sur les pratiques existantes d’inspection et d’entretien de cet équipement. Par conséquent, on ne s’attend pas à ce que le règlement nuise aux travailleurs de ces sites. Les exploitants et les préposés à l’inspection et à l’entretien pourraient s’attendre à des effets positifs sur leur santé en raison d’une réduction de leur exposition à des substances cancérigènes, y compris au benzène. Dans l’ensemble, les travailleurs du secteur de l’énergie (y compris les travailleurs des installations concernées) sont principalement des adultes âgés de 24 à 64 ans (91 %), tandis que 24 % sont des femmes et 5,7 % sont des Autochtones^{référence 46}.

Plusieurs groupes de population sont particulièrement vulnérables aux effets nocifs de l’exposition à l’ozone troposphérique et aux PM_2,5. Il s’agit notamment des personnes qui sont actives à l’extérieur, des enfants, des personnes âgées et des personnes ayant déjà un problème respiratoire ou cardiaque. Les risques pour la santé existent même à de faibles concentrations d’ozone troposphérique et de PM_2,5; par conséquent, le règlement devrait avoir des effets positifs sur ces groupes.

Le benzène est reconnu comme un agent cancérigène pour les humains. Les effets non cancérigènes de l’exposition au benzène à court terme pourraient poser un risque accru pour les femmes enceintes et leurs fœtus en développement. Les nourrissons et les enfants risquent d’être affectés davantage par les concentrations de benzène en raison des écarts dans les fréquences respiratoires et le poids corporel. Les effets positifs du règlement bénéficieront donc davantage aux femmes enceintes et à leurs fœtus en développement ainsi qu’aux nourrissons et aux enfants en raison d’une réduction de l’exposition au benzène.

Les populations qui vivent à proximité de certains sites, surtout dans des zones densément peuplées, pourraient s’attendre à des effets positifs sur la santé en raison de l’amélioration de la qualité de l’air associée au règlement. Ces effets pourraient inclure des répercussions positives pour différents groupes particulièrement vulnérables aux effets néfastes comme les personnes à faible revenu, les personnes âgées, les femmes (dont les femmes enceintes), les enfants et les Autochtones, ainsi que des effets positifs pour la population canadienne en général. Des cas spécifiques où des groupes vulnérables étaient surreprésentés au sein de la population vivant à proximité des sites concernés ont été identifiés au cours de l’élaboration du règlement. Au moment de la publication, aucune analyse n’était disponible pour déterminer si les groupes vulnérables sont surreprésentés dans l’ensemble de la population canadienne vivant à proximité des sites concernés.

Un environnement plus sain lié aux améliorations de la qualité de l’air et à une réduction de l’exposition aux substances toxiques comme le benzène grâce au règlement contribuera à protéger les populations vulnérables des effets négatifs de la pollution atmosphérique sur la santé. Cet environnement réduira le risque d’effets cumulatifs de certains polluants atmosphériques sur les populations situées près d’installations visées par le règlement.

Justification

Les COV sont un polluant précurseur à la formation d’ozone troposphérique et de particules, principaux composants du smog. L’exposition à l’ozone troposphérique et aux particules a des effets nocifs sur la santé humaine. Elle entraîne des conséquences négatives sur le plan respiratoire et cardiaque et augmente le risque de décès prématuré. Des niveaux d’ozone troposphérique plus élevés risquent également de diminuer la productivité des cultures. Les rejets de COV des réservoirs de stockage et des activités de chargement sont susceptibles de contenir des composés cancérigènes (par exemple du benzène) qui posent des risques pour les personnes se trouvant à proximité de ces installations au Canada. En outre, les effets non cancérigènes de l’exposition à court terme au benzène pourraient poser un risque accru pour les personnes enceintes et leurs fœtus en développement. Fondée sur des données récentes de surveillance de l’air ambiant, l’exposition par inhalation aux émissions par évaporation de benzène est particulièrement préoccupante pour les populations dans certains lieux dont les concentrations dans l’air sont élevées.

Le fait de munir les réservoirs de stockage et les rampes de chargement d’équipement de contrôle des émissions conjugué à de solides programmes d’inspection et d’entretien est une pratique exemplaire reconnue de contrôle des rejets de COV par évaporation de ces installations. La plupart sont munies de nombreux réservoirs qui stockent des liquides pétroliers volatils dotés de systèmes de contrôle des vapeurs (par exemple des toits flottants) et certaines installations sont équipées de rampes de chargement dotées de systèmes de contrôle des vapeurs. Ces contrôles des vapeurs se fondent généralement sur les codes et lignes directrices volontaires du CCME et portent principalement sur la diminution des rejets de COV des réservoirs et du chargement de camions-citernes. Or, d’importants points à améliorer ont été répertoriés et certains réservoirs et bon nombre de rampes de chargement demeurent en activité sans que ces contrôles des vapeurs soient en vigueur. Qui plus est, même de faibles concentrations d’agents cancérigènes dans les liquides pétroliers volatils risquent d’avoir des effets nocifs sur la santé humaine.

Le règlement a été élaboré pour répondre à ces enjeux. Une gamme plus étendue de réservoirs et de rampes de chargement seront munis de systèmes plus efficaces de contrôle des vapeurs qui limitent autant que possible les rejets de COV. Aussi, les exploitants procéderaient à des inspections plus fréquentes des réservoirs à toit flottant. Ces mesures réduiront davantage les rejets de COV, dont ceux de benzène. Les exploitants seront également tenus d’utiliser les réservoirs de façons spécifiques et de surveiller et de réparer l’équipement de contrôle des émissions dans des délais précis pour limiter autant que possible les rejets de COV.

Le règlement est conçu pour s’harmoniser, lorsqu’il y a lieu, avec les exigences réglementaires d’autres juridictions, y compris celles des provinces et des États-Unis. De plus, le règlement apportera une certitude réglementaire à l’industrie et aux autres parties intéressées, ce qui permettra d’uniformiser les règles du jeu et les incitera à planifier et à investir dans l’avenir avec confiance.

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

Mise en œuvre

Le règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement. La mise en œuvre du règlement suit une approche graduelle, obligeant les installations réglementées à prioriser les équipements dont les émissions sont les plus élevées. Dans les installations réglementées, on sera tenu de rendre conformes chaque année un certain pourcentage des réservoirs de stockage et des rampes de chargement existants. Les réservoirs à haute concentration de benzène sont assujettis à des délais de mise en œuvre plus courts.

En général, une période d’un à trois ans est autorisée pour mettre l’équipement conforme, en fonction de son état antérieur et du risque d’émissions. Dans les cas où une forte proportion des réservoirs ou des rampes de chargement existants nécessitent l’installation d’équipement de contrôle des émissions, une période maximale de sept ans est autorisée dans le cas des réservoirs et de cinq ans dans le cas des rampes de chargement.

L’Arrêté d’urgence cesse d’avoir effet

En vertu de l’alinéa 94(7)b) de la LCPE, et conformément à l’avis publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, volume 158, numéro 34, le 24 août 2024^{référence 47}, l’Arrêté d’urgence (Arrêté d’urgence concernant les rejets de benzène provenant d’installations pétrochimiques de Sarnia (Ontario)) pris par le ministre le 16 mai 2024, cesse d’avoir effet à la date de prise du présent Règlement.

Le règlement contient des dispositions visant les émissions de benzène qui ont le même effet que l’Arrêté d’urgence, et ces exigences s’appliquent aux installations qui étaient assujetties à l’Arrêté d’urgence dès l’entrée en vigueur du présent règlement.

Conformité

Les activités de promotion de la conformité sont destinées à inciter la communauté réglementée, composée principalement de grandes entreprises, à atteindre la conformité. Dès la publication du règlement, et à l’entrée en vigueur des nouvelles exigences dans les années à venir, les activités de promotion de la conformité incluront ce qui suit :

affichage de renseignements (par exemple foire aux questions) sur le site Web du ministère;
envoi d’avis par courriel ou par la poste aux parties intéressées pour faire ressortir les dates limites auxquelles les installations réglementées sont tenues de prendre certaines mesures (par exemple présentation d’un rapport d’inscription);
organisation de conférences téléphoniques ou de webinaires afin d’examiner les exigences réglementaires et les formulaires de notification avec les parties intéressées;
offre d’un document d’orientation plus détaillé sur la conformité et la mise en œuvre.

Une fois l’ensemble des exigences en vigueur, les activités de promotion de la conformité se limiteraient possiblement à répondre aux demandes et à en assurer le suivi. Une promotion de la conformité supplémentaire pourrait être exigée lorsque, après une évaluation des activités promotionnelles, la conformité au règlement est jugée faible.

Application de la loi

Le règlement est pris en vertu de la LCPE, de sorte que les agents de l’autorité appliqueront la Politique de conformité et d’application de la LCPE lorsqu’ils vérifieront le respect du règlement une fois qu’il sera en vigueur^{référence 48}. Cette Politique définit l’éventail des réponses possibles aux infractions présumées, notamment les avertissements, les instructions, les ordres de mise en conformité en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites judiciaires et les mesures alternatives en matière de protection de l’environnement (qui constituent une alternative aux poursuites judiciaires après le dépôt d’une plainte pour une infraction à la LCPE). De plus, la Politique explique les situations dans lesquelles le Ministère recourra à des poursuites civiles par la Couronne pour le recouvrement des coûts.

Pour vérifier la conformité, les agents de l’autorité peuvent mener une inspection. Une inspection peut révéler une infraction présumée, qui peut aussi être révélée par le personnel technique du Ministère, ou par des plaintes reçues de la population. Chaque fois qu’une infraction possible à l’un des règlements est constatée, les agents de l’autorité peuvent enquêter.

Lorsque, à l’issue d’une inspection ou d’une enquête, les agents de l’autorité relèvent une infraction présumée, ils se baseront sur les facteurs suivants pour choisir la ligne de conduite appropriée :

La nature de l’infraction présumée : Il convient notamment de déterminer la gravité des dommages, s’il y a eu une action délibérée de la part du contrevenant présumé, s’il s’agit d’une récidive et s’il y a eu tentative de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon ou d’une autre, les objectifs ou exigences de la LCPE;
L’efficacité du moyen employé pour obliger le contrevenant présumé à obtempérer : Le but est de faire respecter la LCPE dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Il sera tenu compte notamment du dossier du contrevenant pour l’observation de la LCPE, de sa volonté de coopérer avec les agents de l’autorité et de la preuve que des correctifs ont été apportés;
La cohérence : Les agents de l’autorité tiendront compte de ce qui a été fait dans des cas semblables en décidant des mesures à prendre pour faire respecter la LCPE.

Le règlement nécessite également l’apport de modifications simultanées au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Ce règlement désigne des dispositions dans divers règlements de la LCPE assujettis à un régime d’amendes plus élevées à la suite de poursuites judiciaires fructueuses en cas d’infraction entraînant un préjudice ou un risque de préjudice à l’environnement, ou d’entrave à l’autorité.

Normes de service

Le Ministère, dans son application du règlement, donnera suite rapidement aux présentations et aux demandes de la part de la communauté réglementée en tenant compte de la complexité et de la complétude de la demande. De plus, le Ministère préparera des fiches de renseignements et un document d’orientation technique pour décrire les renseignements et le mode de présentation nécessaires à suivre pour présenter un plan ou un rapport.

Personnes-ressources

Magda Little
Directrice
Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : covsecteurpetrolier-vocpetroleumsector@ec.gc.ca

Matthew Watkinson
Directeur exécutif
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ravd-darv@ec.gc.ca

Références

Référence a

L.C. 2023, ch. 12, art. 55

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Référence b

L.C. 1999, ch. 33

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Référence c

L.C. 2015, ch. 3, al. 172d)

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Référence d

L.C. 2023, ch. 12, par. 33(1) à (6)

Retour à la référence de la note de bas de page d

Référence e

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

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Référence f

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

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Référence 1

DORS/2012-134

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Référence 2

Dans le présent document, et en application du règlement, le terme « chargement » est utilisé pour désigner à la fois les activités de chargement et de déchargement.

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Référence 3

Évaluation scientifique canadienne du smog – Faits saillants et messages clés (PDF), 2011

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Référence 4

Les impacts sur la santé de la pollution de l’air au Canada : Estimation de la morbidité et des décès prématurés – rapport 2021

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Référence 5

Principaux contaminants atmosphériques : ozone troposphérique

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Référence 6

Évaluation scientifique canadienne des effets sur la santé des particules fines (PM2.5)

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Référence 7

Végétation et pollution atmosphérique

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Référence 8

ARCHIVÉE - Benzène - LSIP1

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Référence 9

Recherche en ligne des données de l’Inventaire national des rejets de polluants

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Référence 10

Évaluation préalable – Approche pour le secteur pétrolier : condensats de gaz naturel

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Référence 11

Rejets de benzène provenant des stations-service - Répercussions sur la santé humaine : Risques pour la santé humaine

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Référence 12

Les émissions fugitives de COV sont un risque pour la santé humaine, selon les conclusions de l’Évaluation préalable - Approche pour le secteur pétrolier - Gaz de pétrole et de raffinerie [restreints aux installations] (juin 2013) (ARCHIVÉE), de l’Évaluation préalable finale - Approche pour le secteur pétrolier - Gaz de pétrole et de raffinerie [restreints aux industries] (janvier 2014) et de l’Évaluation préalable - Approche pour le secteur pétrolier - Gaz de pétrole liquéfiés [Gaz de pétrole et de raffinerie du groupe 4] (février 2017).

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Référence 13

Le règlement a été modifié pour la dernière fois le 26 octobre 2020, sans aucune modification apportée à la réduction des émissions de COV.

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Référence 14

Concernant les émissions de gaz d’évaporation, le présent règlement considère comme non volatils les liquides dont la pression de vapeur est inférieure à 3,5 kPa.

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Référence 15

Le secteur pétrolier en amont comprend les activités associées à l’exploration des ressources, à l’extraction et au traitement initial du gaz naturel et du pétrole brut.

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Référence 16

Veuillez noter que les exemptions sont comprises dans la section « Description ».

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Référence 17

Installations qui manipulent principalement du pétrole brut non raffiné et/ou des condensats de gaz naturel.

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Référence 18

Installations qui manipulent principalement des produits pétroliers finis, comme l’essence et le diesel.

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Référence 19

Les réseaux de distribution des produits pétroliers

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Référence 20

On estime qu’il y a 492 dépôts routiers au Canada, et 219 d’entre elles devraient être soumises au Règlement. Sur ces 219 installations visées par le Règlement, 183 devraient être soumises à de nouvelles exigences en matière de système de retour en boucle des vapeurs. On estime que 36 autres installations sont dotées de systèmes d’équilibrage des vapeurs en fonction qui seraient soumises aux exigences en matière d’entretien et d’inspection. Les 273 dépôts routiers restants seraient en deçà des seuils de débit et de stockage et ainsi exemptées du Règlement. Les renseignements détaillés et à jour sur le lieu, le débit d’essence et l’équipement des dépôts routiers n’étaient pas disponibles, et les estimations étaient fondées sur l’imagerie satellitaire, les commentaires des parties intéressées, les données présentées lors des consultations ainsi que les données et rapports accessibles au public.

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Référence 21

Kent Group ltd, 2016. Report — Canada’s Downstream Logistics Infrastructure: (PDF) Refining, Biofuel Plans, Pipelines, Terminals, Bulk Plants and Cardlocks (PDF)

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Référence 22

Consultez le tableau 3 pour de plus amples renseignements.

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Référence 23

Voir ci-dessous la portée du Règlement pour connaître la définition d’un liquide pétrolier volatil.

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Référence 24

Une prolongation du délai de réparation peut être accordée lorsque des circonstances exceptionnelles, y compris les risques pour la sécurité, la santé humaine ou l’environnement, rendent impossible le respect du délai de réparation standard.

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Référence 25

La pression de vapeur est mesurée dans des conditions normales, à moins que le liquide soit chauffé ou refroidi artificiellement, auquel cas on utilise la température de stockage moyenne mensuelle la plus élevée. Les mélanges de pétrole et d’autres substances sont visés si les autres critères sont satisfaits et que la concentration de COV du mélange est supérieure à 10 % en poids.

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Référence 26

Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas correspondre aux totaux du rapport.

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Référence 27

Veuillez consulter la section « Contexte » afin d’obtenir de plus amples détails sur ces exigences dans les provinces de l’Ontario et de Terre-Neuve-et-Labrador ainsi que dans les municipalités de Montréal et de Metro Vancouver.

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Référence 28

Les impacts sur la santé de la pollution de l’air au Canada : Estimation de la mortalité et des décès prématurés – rapport 2021

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Référence 29

La Gazette du Canada, Partie I, volume 158, numéro 8 : Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils)

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Référence 30

Les avantages finaux pour la santé sont fondés sur les valeurs tirées de la modélisation de la qualité de l’air, mais sont ajustés en fonction des changements de réduction des émissions entre le projet de règlement et la version définitive du Règlement au moyen de l’approche des ApT.

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Référence 31

Bénéfices pour la santé par tonne de réduction d’émissions de polluants atmosphériques (PDF)

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Référence 32

Judek S.; Stieb D.; Xi G.; Jovic B.; Edwards B. (2019). Air Quality Benefits Assessment Tool (AQBAT) – User Guide – Version 3. Direction générale de la santé environnementale et de la sécurité des consommateurs, Santé Canada, 205 p. (en anglais seulement)

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Référence 33

Avis d’intention de mener des consultations au sujet d’une stratégie de gestion des risques relative aux émissions de benzène provenant des stations-service

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Référence 34

Un deciview représente le changement de visibilité minimum perceptible par l’œil humain. Une réduction d’un deciview correspond approximativement à une amélioration de 10 % de la portée visuelle, quelle que soit la portée initiale. L’échelle des deciviews est égale à zéro pour des conditions parfaites, et augmente au fur et à mesure que la visibilité se dégrade.

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Référence 35

Le modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) est un modèle complet et intégré axé sur les interactions entre les secteurs et les politiques. Le modèle se compose de deux éléments : Énergie 2020, qui intègre la structure de l’offre et de la demande d’énergie au Canada, et le modèle Informetrica (TIM), un modèle macroéconomique de l’économie canadienne.

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Référence 36

Le coût social du méthane est de 2 589 dollars en 2025 et de 3 073 dollars en 2030 (CA de 2021). (Coût social des émissions de gaz à effet de serre - Canada.ca)

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Référence 37

Tableau mis à jour en utilisant la méthodologie des ApT comme il est décrit dans la section sur l’analyse des avantages. Les estimations des avantages inférieures à 10 000 $ sont présentées comme « 0 ».

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Référence 38

L’applicabilité sera fondée sur les caractéristiques du produit, la taille de l’équipement et la distance par rapport aux communautés.

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Référence 39

L’applicabilité sera fondée sur un calcul qui tient compte des caractéristiques du produit, du débit, du type de chargement et de la distance par rapport aux communautés.

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Référence 40

Les valeurs du tableau 18 = tableau 19 + tableau 20.

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Référence 41

Profils énergétiques des provinces et territoires – Alberta

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Référence 42

Eruktu et Hildebrand (2023) constatent que les taux de transfert des coûts du carbone sur les marchés canadiens de l’essence dans les administrations où la redevance fédérale sur les combustibles s’applique varient considérablement d’une ville à l’autre et peuvent aller de 0 % à 140 %, et attribuent la variabilité de 0 % à 100 % au degré de concurrence dans la ville, et attribuent le « surdéplacement » au-delà de 100 % à la « courbure de la demande » dans la ville. Voir : Eruktu, Can et Vincent Hildebrand (2023), Le transfert de la taxe sur le carbone sur les marchés canadiens de l’essence au détail, dans la Revue canadienne d’économique, volume 56, numéro 3, août 2023.

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Référence 43

Statistique Canada, Tableau 23-10-0066-01

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Référence 44

Pour l’application de la lentille des petites entreprises, le Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada donne la définition suivante de « petite entreprise » : toute entreprise, y compris ses filiales, qui compte moins de 100 employés ou qui génère de 30 000 $ à 5 millions de dollars en revenus bruts annuels (Politique sur la limitation du fardeau réglementaire sur les entreprises).

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Référence 45

Code of Federal Regulations (disponible en anglais seulement)

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Référence 46

Statistique Canada, données de 2021.

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Référence 47

Avis concernant l’Arrêté d’urgence concernant les rejets de benzène provenant d’installations pétrochimiques de Sarnia (Ontario)

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Référence 48

L’information est accessible sur la page Web Politique de conformité et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement d’Environnement et Changement climatique Canada.

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Référence 49

Profils énergétiques des provinces et territoires

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Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils) : DORS/2025-88

Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (stockage et chargement de liquides pétroliers volatils)

Définitions et interprétation

Champ d’application

Dispositions générales

Identification de l’équipement et des instruments

État de service

Désignation

Volume intérieur du réservoir

Chargement

Échantillonnage et essais

Responsabilité de l’exploitant

Propriétés des liquides

Méthodes d’échantillonnage des liquides

Méthodes d’essai

Méthodes d’essai de rechange

Contrôle des émissions de COV

Équipement de contrôle des émissions

Réservoirs

Rampes de chargement

Système temporaire de contrôle des vapeurs

Réservoir de liquide à haute concentration de benzène

Réservoir de liquide à haute concentration de benzène existant

Plan d’action

Conception et utilisation de l’équipement de contrôle des émissions

Système de contrôle des vapeurs

Toit flottant interne

Toit flottant externe

Évent à pression-dépression

Équipement de contrôle des émissions de rechange

Inspection, essais et réparation

Système de contrôle des vapeurs

Inspections et essais

Réparation

Toit flottant interne et toit flottant externe

Inspection du toit flottant interne

Inspection du toit flottant externe

Autres exigences

Réparation

Plan de minimisation des émissions de COV

Évent à pression-dépression

Inspection

Réparation

Plan de réparation prolongé

Approbations

Inventaire

Tenue de dossiers

Dossiers

Conservation des dossiers

Enregistrement de l’installation

Application différée : réservoirs et rampes de chargements existants

Dispositions transitoires

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

Entrée en vigueur

ANNEXE 1

Calcul des facteurs de chargement

Facteur de chargement total

Note(s) du tableau c2

Note(s) du tableau c3

Facteur de chargement journalier maximal

Note(s) du tableau d1

ANNEXE 2

Renseignements à l’égard d’une demande d’utilisation d’une méthode d’essai de rechange

ANNEXE 3

PARTIE 1 Renseignements à l’égard du programme de surveillance du périmètre

PARTIE 2 Renseignements à l’égard du rapport de dépassement

PARTIE 3 Renseignements à l’égard du plan d’action

ANNEXE 4

Mesure des interstices des joints de réservoirs à toit flottant

Conditions de contrôle

Marche à suivre

Autres instruments

ANNEXE 5

Renseignements à l’égard d’une demande de permis pour utiliser un équipement de contrôle des émissions de rechange

ANNEXE 6

Mesure de la concentration des vapeurs de COV dans les réservoirs munis d’un toit flottant interne

Conditions de contrôle

Marche à suivre

ANNEXE 7

Renseignements à l’égard des défectuosités majeures

PARTIE 1
Renseignements à l’égard du programme de surveillance du périmètre

PARTIE 2
Renseignements à l’égard du rapport de dépassement

PARTIE 3
Renseignements à l’égard du plan d’action