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) : DORS/2025-280

La Gazette du Canada, Partie II, volume 159, numéro 27

Enregistrement
DORS/2025-280 Le 12 décembre 2025

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

C.P. 2025-938 Le 12 décembre 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 16 décembre 2023, le projet de règlement intitulé 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) 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 donner la possibilité de formuler ses conseils au titre 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 de la ministre de l’Environnement et de la 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 modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), ci-après.

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)

Modifications

1 (1) Les définitions de complétion, fracturation hydraulique, pompe pneumatique, rapport gaz-pétrole, reflux, régulateur pneumatique et taux de purge nominal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) ^{référence 1}, sont abrogées.

(2) La définition de fugitive, au paragraphe 2(1) du même règlement, est abrogée.

(3) La définition de hydrocarbure, au paragraphe 2(1) du même règlement, est remplacée par ce qui suit :

hydrocarbure

Méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, ou composé organique volatil visé à l’article 60 de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (hydrocarbon)

(4) Le passage de la définition de venting précédant l’alinéa a), au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacé par ce qui suit :

venting

means the emission of hydrocarbon gas from an upstream oil and gas facility in a controlled manner, other than the emission of gas arising from combustion, due to

(5) Le paragraphe 2(1) du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :

émission fugitive

Émission non intentionnelle de gaz d’hydrocarbures provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive emission)

étalon de référence

• a) Dans le cas d’une installation inactive, 0 %;
• b) dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont :
  • (i) 0,2 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation produit au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est traité à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,
  • (ii) 0,05 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation traite au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est produit à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,
  • (iii) 0,11 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures qui est transporté depuis l’installation, mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures produit à cette installation et, d’autre part, celui qui y est traité au cours de cette période. (facility emission reference standard)

ingénieur

Personne autorisée à exercer la profession d’ingénieur ou agréée à cette fin sous le régime du droit de la province où elle l’exerce. (engineer)

installation de type 1

Installation de pétrole et de gaz en amont où l’un des équipements suivants est installé :

• a) un compresseur de gaz naturel;
• b) un réservoir de stockage des hydrocarbures liquides produits à l’installation;
• c) une torchère permanente. (Type 1 facility)

installation de type 2

Installation de pétrole et de gaz en amont autre qu’une installation de type 1. (Type 2 facility)

installation inactive

Installation de type 1 ou installation de type 2 où aucune activité de production, de traitement ou de transport d’hydrocarbures n’est menée, ni n’a été menée au cours des trois cent soixante-cinq jours précédents. (inactive facility)

intensité d’émission

À l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, quotient, exprimé en pourcentage, obtenu par la division du volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de l’installation, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours précédant le jour du calcul, par le plus élevé des volumes de gaz d’hydrocarbures suivants :

• a) le volume que l’installation a produit au cours de cette période;
• b) celui qu’elle a traité au cours de cette période;
• c) celui qui est égal au volume transporté depuis celle-ci au cours de cette période moins la somme des volumes visés aux alinéas a) et b). (facility emission intensity)

seuil du taux d’émission

• a) Dans le cas d’une installation inactive, 0 kg/h;
• b) dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont, le volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de celle-ci, visé à la définition de intensité d’émission, exprimé en kg/h. (facility emission rate)

système de mesure et d’enregistrement des émissions

Système qui comprend un ou plusieurs capteurs et d’autres équipements et qui est conçu pour la mesure et l’enregistrement des émissions de gaz d’hydrocarbures dans une installation de pétrole et de gaz en amont. (emission monitoring system)

2 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 2, de ce qui suit :

Champ d’application

Installations terrestres

2.1 Le présent règlement s’applique à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont qui sont des installations terrestres.

3 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 2.1, de ce qui suit :

Non-application — partie 1

2.2 (1) La partie 1 ne s’applique pas à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont auxquelles s’applique la partie 2.

Application — partie 2

(2) Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.3, un avis de l’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 s’applique à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.

Cessation d’application — partie 2

(3) Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.4, un avis d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 cesse de s’appliquer à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.

Avis d’utilisation — condition

2.3 (1) L’avis visé au paragraphe 2.2(2) ne peut être donné à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont que si l’intensité d’émission de celle-ci, calculée par un ingénieur, est inférieure à son étalon de référence.

Exception

(2) Toutefois, si l’installation n’est pas exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis peut être fourni à son égard si l’ingénieur donne une estimation selon laquelle son intensité d’émission sera inférieure à son étalon de référence après une période d’exploitation de trois cent soixante-cinq jours.

Avis d’utilisation — contenu

(3) L’avis est donné par écrit, indique la date prévue du début de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions à l’installation et comporte les éléments suivants :

• a) le nom de l’installation et son adresse municipale ou, à défaut d’adresse, l’un des renseignements suivants :
  • (i) ses latitude et longitude, au millième près,
  • (ii) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le Système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles,
  • (iii) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve;
• b) l’intensité d’émission de l’installation et la date de son calcul;
• c) le seuil du taux d’émission de l’installation et la date de sa détermination;
• d) le volume de gaz d’hydrocarbures, qui est produit à l’installation, celui qui y est traité et celui qui est transporté depuis celle-ci durant la période utilisée pour le calcul de l’intensité d’émission prévu à l’alinéa b);
• e) une description des capteurs et autres équipements qui constituent le système de mesure et d’enregistrement des émissions, notamment les spécifications et les fiches techniques;
• f) une attestation, signée et datée par un ingénieur, indiquant que le système de mesure et d’enregistrement des émissions est conforme aux exigences prévues à l’article 53;
• g) le nom, l’adresse et les coordonnées de l’ingénieur auteur de l’attestation.

Exception

(4) Malgré les alinéas (3)b) à d), dans le cas d’une installation qui est exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis comprend une estimation, préparée par l’ingénieur, des renseignements visés à ces alinéas.

Avis d’utilisation donné à l’avance

(5) L’avis est donné au ministre au moins soixante jours avant la date qui y est indiquée, sauf s’il est donné avant le 1^er mars 2028.

Avis — interruption de l’utilisation du système

2.4 L’avis visé au paragraphe 2.2(3) indique la date d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation de pétrole et de gaz en amont et est donné par écrit au ministre au moins soixante jours avant cette date.

4 L’article 4 du même règlement et les intertitres le précédant sont remplacés par ce qui suit :

PARTIE 1

Installations de pétrole et de gaz en amont

5 L’intertitre « Ã‰quipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures Â» précédant l’article 5 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures

6 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 8, de ce qui suit :

Programme de détection des émissions fugitives et de réparation

Inspection complète

8.1 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3) et de l’article 8.14, une inspection complète de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives :

• a) dans le cas d’une installation de type 1, une fois par trimestre, chaque année civile, à au moins soixante jours d’intervalle;
• b) dans le cas d’une installation de type 2, une fois par année civile, à au moins deux cent soixante-dix jours d’intervalle.

Installations exclues

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique :

• a) ni à l’égard d’une installation inactive;
• b) ni à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont qui produit du pétrole brut, dont l’exploitation débute avant le 1^er janvier 2028 et où, au cours de l’année civile précédente :
  • (i) le volume de pétrole brut produit est d’au plus 600 m³,
  • (ii) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit et reçu est d’au plus 12 000 m³.

Exception — basse température

(3) Pour un trimestre donné, l’inspection complète de l’installation de type 1 n’est pas requise si, la veille du jour prévu de celle-ci, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 Â°C dans le lieu où l’installation se trouve.

Méthode

(4) L’inspection complète est effectuée au moyen soit d’un instrument optique de visualisation des gaz qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (5), soit d’un autre instrument qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (6).

Instrument optique de visualisation des gaz

(5) Si l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, celui-ci satisfait aux exigences suivantes :

• a) il permet de réaliser l’imagerie des gaz qui, à la fois :
  • (i) se situent à l’intérieur du domaine spectral associé au composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,
  • (ii) sont composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale de 500 ppmv ou à un débit de 60 g/h, lorsqu’ils s’échappent d’un orifice de 0,635 cm de diamètre;
• b) est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

Autre instrument

(6) Si elle n’est pas effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument qui satisfait aux exigences suivantes :

• a) il permet de mesurer des hydrocarbures de 500 ppmv;
• b) il possède un compteur dont l’échelle est lisible à ±12,5 ppmv d’hydrocarbures;
• c) il est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

Inspection de dépistage

8.11 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et de l’article 8.14, une inspection de dépistage des émissions fugitives à l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée une fois au cours de chaque mois où l’exploitant ou son représentant se rend à l’installation.

Exceptions

(2) L’inspection de dépistage n’est pas requise à l’installation de pétrole et de gaz en amont au cours des mois suivants :

• a) le mois où l’inspection complète y est effectuée;
• b) le mois où, la veille du jour prévu de l’inspection de dépistage, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 Â°C dans le lieu où l’installation se trouve.

Méthode

(3) L’inspection de dépistage est effectuée au moyen d’un instrument de surveillance qui, utilisé selon les recommandations du fabricant, permet de détecter toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.

Inspection annuelle

8.12 (1) Sous réserve du paragraphe (3) et de l’article 8.14, une inspection annuelle de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives, par un vérificateur qui, à la fois :

• a) est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;
• b) possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions.

Intervalle

(2) L’inspection annuelle est effectuée chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle et au moins trente jours après l’inspection complète la plus récente.

Exception

(3) L’inspection annuelle de l’installation n’est pas requise au cours de l’année civile où celle prévue au paragraphe 53.1(1) y est effectuée.

Méthode

(4) L’inspection annuelle est effectuée selon une méthode qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.

Conduite de l’inspection

8.13 L’inspection requise aux termes de l’un ou l’autre des articles 8.1 à 8.12 est effectuée :

• a) par une personne ayant suivi, dans les cinq années précédant le jour où l’inspection est effectuée, une formation sur l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments qu’elle utilise pour l’inspection;
• b) au moyen d’instruments étalonnés, entretenus et utilisés selon les recommandations du fabricant, le cas échéant.

Exclusion — santé ou sécurité

8.14 Tout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet des inspections prévues aux articles 8.1 à 8.12.

Délai de réparation

8.15 (1) Lorsqu’une émission fugitive est détectée à l’installation de pétrole et de gaz en amont, que ce soit au cours d’une inspection ou non, le composant d’équipement en cause est réparé :

• a) s’il peut l’être en cours d’utilisation, dans le délai applicable prévu aux paragraphes (2) ou (3);
• b) sinon, au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation.

Réparation — débit non établi

(2) Si le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive n’est pas établi, la réparation est effectuée dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.

Réparation — débit établi

(3) Si le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive est établi, la réparation est effectuée :

• a) dans le cas où le débit est de moins de 1 kg/h, dans les quatre-vingt-dix jours suivant le jour où l’émission est détectée;
• b) dans le cas où il est de 1 kg/h ou plus mais de moins de 10 kg/h, dans les trente jours suivant le jour où l’émission est détectée;
• c) dans le cas où il est de 10 kg/h ou plus mais de moins de 100 kg/h, dans les sept jours suivant le jour où l’émission est détectée;
• d) dans le cas où il est de 100 kg/h ou plus, dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.

Débit réduit

(4) La réparation est toutefois effectuée dans les trente jours suivant le jour où l’émission fugitive est détectée si, au cours de la période de réparation applicable prévue aux alinéas (3)c) ou d), des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises.

Volume de gaz d’hydrocarbures

(5) La mention de volume de gaz d’hydrocarbures aux paragraphes (6) et (7) vaut mention de ce volume exprimé en m³ normalisés.

Réparation reportée — Ã©missions faibles

(6) Malgré les alinéas (3)a) et b) et le paragraphe (4), si le débit des gaz d’hydrocarbures émis par le composant d’équipement est inférieur à 10 kg/h, la réparation peut être reportée jusqu’au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.

Réparation — arrêt de l’installation nécessaire

(7) Si le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont est fixé au plus tard au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.

Vérification de la réparation

(8) Le composant d’équipement est considéré comme étant réparé si l’émission fugitive ne peut plus être détectée au moyen d’une méthode permettant de détecter les gaz d’hydrocarbures d’un débit d’au plus 60 g/h ou d’une concentration d’au plus 500 ppmv.

Demande — réparation pendant l’utilisation

8.16 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de prolonger le délai de réparation prévu aux alinéas 8.15(3)a) ou b) ou au paragraphe 8.15(4) ou, dans le cas où la réparation est reportée au titre du paragraphe 8.15(6), de prolonger le délai nécessaire à l’achèvement de la réparation, si, à la fois :

• a) la demande est présentée au moins quinze jours avant l’expiration du délai de réparation ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;
• b) le composant d’équipement émet des gaz d’hydrocarbures à un débit inférieur à 10 kg/h.

Demande de report de l’arrêt

(2) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de reporter le jour du prochain arrêt programmé de l’installation fixé en application du paragraphe 8.15(7), la demande devant être présentée au moins quinze jours avant ce jour.

Contenu

(3) La demande présentée au titre des paragraphes (1) ou (2) comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :

• a) s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (1), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation applicable ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;
• b) s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (2), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont;
• c) les documents établissant que l’exploitant dispose d’un plan de réparation du composant d’équipement qui comporte :
  • (i) la date d’achèvement prévue de la réparation,
  • (ii) les mesures qui seront prises pour assurer l’achèvement de la réparation au plus tard à cette date,
  • (iii) la justification, documents à l’appui, du fait que cette date est la première date à laquelle la réparation peut être effectuée,
  • (iv) les mesures qui seront prises pour éliminer ou, à défaut, réduire le plus possible tout effet nocif que les émissions de gaz d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement ou sur la santé ou la sécurité des personnes avant l’achèvement de la réparation;
• d) un énoncé portant que la mise en Å“uvre du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation ou le report aura été accordé.

Conditions

(4) Si la demande comporte les éléments prévus au paragraphe (3), le ministre :

• a) s’agissant d’une demande visée au paragraphe (1), prolonge d’une période d’au plus six mois le délai de réparation ou celui nécessaire à l’achèvement de la réparation, selon le cas;
• b) s’agissant d’une demande visée au paragraphe (2), reporte d’une période d’au plus six mois le jour fixé du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont.

Renouvellement

(5) Le ministre renouvelle la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe (4) si, à la fois :

• a) l’exploitant lui présente une demande de renouvellement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 et les éléments suivants :
  • (i) les renseignements prévus aux alinéas (3)c) et d),
  • (ii) s’agissant d’une demande de renouvellement de la prolongation accordée au titre de l’alinéa (4)a), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,
  • (iii) s’agissant d’une demande de renouvellement du report accordé au titre de l’alinéa (4)b), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;
• b) la demande de renouvellement est présentée :
  • (i) dans le cas d’une prolongation visée à l’alinéa (4)a), au moins quarante-cinq jours avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,
  • (ii) dans le cas d’un report visé à l’alinéa (4)b), au moins quarante-cinq jours avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;
• c) la prolongation ou le report, selon le cas, n’a pas déjà été renouvelé.

Rejet

(6) Le ministre rejette toute demande visée au présent article s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant y a fourni des renseignements faux ou trompeurs.

Révocation

8.17 (1) Le ministre révoque la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe 8.16(4) ou renouvelé en vertu du paragraphe 8.16(5) s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Limites

(2) Il ne peut toutefois révoquer la prolongation ou le report que s’il donne à l’exploitant :

• a) les motifs écrits de la révocation projetée;
• b) la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

Renseignements à consigner — inspections et émissions fugitives

8.18 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard des inspections et des émissions fugitives de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) relativement à chaque inspection effectuée :
  • (i) la date et l’heure,
  • (ii) son type (inspection complète, annuelle ou de dépistage),
  • (iii) la méthode utilisée,
  • (iv) la marque et le numéro de modèle de chaque instrument utilisé,
  • (v) les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé,
  • (vi) un énoncé indiquant si des émissions fugitives ont été détectées ou non;
• b) les nom et coordonnées du vérificateur qui a effectué l’inspection annuelle ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;
• c) relativement à chaque personne qui a effectué l’inspection complète ou de dépistage :
  • (i) son nom, ses coordonnées ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur si celui-ci n’est pas l’exploitant,
  • (ii) les dates auxquelles la formation a été reçue et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,
  • (iii) la description de la formation reçue;
• d) si, en application de l’alinéa 8.1(2)b), l’installation n’a pas eu à faire l’objet d’une inspection complète :
  • (i) le volume de pétrole brut, exprimé en m³, qu’elle a produit au cours de l’année civile précédente,
  • (ii) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³, qu’elle a produit et reçu au cours de l’année civile précédente;
• e) si, en application du paragraphe 8.1(3) ou de l’alinéa 8.11(2)b), l’installation n’a pas fait l’objet d’une inspection complète ou de dépistage, la température qu’indiquaient, la veille du jour prévu de l’inspection, les prévisions météorologiques pour ce jour au lieu où se trouve l’installation;
• f) relativement à chaque émission fugitive détectée :
  • (i) l’identifiant unique, le cas échéant, que lui a attribué l’exploitant,
  • (ii) la description et l’emplacement du composant d’équipement qui l’a émise,
  • (iii) la date où elle a été détectée,
  • (iv) la date où elle a cessé,
  • (v) son débit, exprimé en kg/h, avant la réparation du composant d’équipement en cause, si ce débit est établi,
  • (vi) si la réparation du composant d’équipement en exige l’arrêt, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation et les calculs ayant servi à fixer ce jour,
  • (vii) si des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises au titre du paragraphe 8.15(4), son débit, exprimé en kg/h, établi à la suite de la prise de ces mesures,
  • (viii) si la réparation du composant d’équipement a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), les calculs ayant servi à fixer le jour auquel la réparation du composant d’équipement a été reportée,
  • (ix) la méthode utilisée pour vérifier la réparation du composant d’équipement réparé.

7 Les articles 9 à 19 et les intertitres précédant l’article 20 du même règlement sont abrogés.

8 (1) Le passage du paragraphe 20(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Application des articles 26, 27 et 37 à 45

20 (1) Les articles 26, 27 et 37 à 45 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter du premier jour du mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures supérieur à 60 000 m³ normalisés, déterminé de la manière suivante :

(2) L’article 20 du même règlement est abrogé.

9 (1) Le passage de l’article 21 du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Renseignements à consigner — non-application

21 Si aucun des articles 26, 27 et 37 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après sont consignés, documents à l’appui :

(2) L’article 21 du même règlement est abrogé.

10 Les articles 22 à 27 du même règlement sont abrogés.

11 Les intertitres précédant l’article 28 et les articles 28 à 36 du même règlement sont abrogés.

12 L’intertitre précédant l’article 37 et les articles 37 à 45 du même règlement sont abrogés.

13 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45, de ce qui suit :

Destruction de gaz d’hydrocarbures et évacuation

Champ d’application

Application des articles 46 à 50

45.1 Les articles 46 à 50 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter :

• a) du 1^er janvier 2030, si l’exploitation débute avant le 1^er janvier 2028;
• b) de la date du début de l’exploitation, si elle débute le 1^er janvier 2028 ou ultérieurement.

14 L’article 45.1 du même règlement et l’intertitre « Champ d’application Â» le précédant sont abrogés.

15 Les intertitres précédant l’article 46 et les articles 46 à 53 du même règlement sont abrogés.

16 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45.1, de ce qui suit :

Destruction de gaz d’hydrocarbures

Étude technique requise

46 (1) Sauf si elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont est étayée par une étude technique qui conclut que l’usage des gaz aux fins de production de chaleur ou d’énergie utiles n’est pas possible dans les circonstances.

Révision

(2) L’étude technique est révisée tous les douze mois par un ingénieur et, si la conclusion visée au paragraphe (1) n’est plus justifiée, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation doit cesser.

Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

47 (1) L’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures, à l’exception du système d’oxydation catalytique, utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont, doit satisfaire aux conditions suivantes :

• a) être doté d’un système de combustion qui, lorsque les gaz d’hydrocarbures y sont acheminés, à la fois :
  • (i) maintient une combustion stable des gaz d’hydrocarbures, sans émissions visibles,
  • (ii) assure une efficacité minimale de conversion de carbone de 98 %;
• b) être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

Inspection visuelle

(2) Dans le cas où le système de combustion mentionné à l’alinéa (1)a) n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, l’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures fait l’objet d’une inspection visuelle au moins une fois tous les sept jours pour assurer le maintien d’une combustion stable des gaz d’hydrocarbures.

Système d’oxydation catalytique

(3) Le système d’oxydation catalytique utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont aux fins de destruction de gaz d’hydrocarbures doit satisfaire aux conditions suivantes :

• a) être utilisé de sorte que les gaz d’hydrocarbures n’y soient pas acheminés lorsque la température du catalyseur est inférieure à celle recommandée par le fabricant de l’équipement;
• b) être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant.

Dossier à tenir

48 (1) Si des gaz d’hydrocarbures sont détruits à l’installation de pétrole et de gaz en amont, un dossier comportant les copies ci-après est tenu :

• a) une copie de l’étude technique prévue au paragraphe 46(1);
• b) le cas échéant, une copie des conclusions de toute révision de cette étude effectuée en application du paragraphe 46(2).

Renseignements à consigner

(2) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures à l’installation :

• a) une indication précisant si l’équipement est un système de combustion ou un système d’oxydation catalytique;
• b) dans le cas où l’équipement est un système de combustion :
  • (i) une indication précisant s’il est doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme et précisant la manière dont la flamme est rallumée en cas d’extinction,
  • (ii) s’il n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, une indication précisant les inspections visuelles effectuées en conformité avec le paragraphe 47(2);
• c) une indication précisant la façon dont la conformité de l’équipement aux exigences prévues aux paragraphes 47(1) ou (3), selon le cas, est assurée ainsi qu’une description de la façon dont l’équipement est utilisé et entretenu, qui comprend les recommandations du fabricant ou, si ces dernières ne sont pas disponibles, une liste des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie en la matière.

Évacuation

Interdiction — Ã©vacuations

49 (1) Il est interdit d’évacuer les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont.

Exceptions

(2) Les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont peuvent toutefois être évacués si, selon le cas :

• a) l’évacuation est faite dans le cadre de l’entretien programmé de l’équipement ou de la dépressurisation temporaire programmée de l’équipement ou des pipelines et des mesures sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;
• b) elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence;
• c) le pouvoir calorifique ou le débit des gaz d’hydrocarbures n’est pas suffisant pour assurer une destruction continue des gaz par l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures;
• d) l’utilisation de l’équipement de destruction ou de conservation des gaz d’hydrocarbures prolongerait l’interruption de l’approvisionnement du public en gaz d’hydrocarbures;
• e) l’installation produit du pétrole brut et les conditions suivantes sont réunies :
  • (i) son exploitation débute avant le 1^er janvier 2028,
  • (ii) au cours de l’année civile précédant l’évacuation, le volume de pétrole brut qui y est produit est d’au plus 600 m³ et le volume total de gaz d’hydrocarbures qui en est évacué est d’au plus 12 000 m³,
  • (iii) l’évacuation ne provient pas d’un dispositif pneumatique qui génère de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression,
  • (iv) des mesures, comme la destruction ou la conservation de gaz d’hydrocarbures, sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.

Limite d’évacuation

(3) Malgré le paragraphe (2), il est interdit d’évacuer, au cours d’une année civile, plus de 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont visée à l’alinéa (2)e).

Renseignements à consigner — Ã©vacuation

50 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard des évacuations de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) s’agissant des évacuations visées aux alinéas 49(2)a) à d) :
  • (i) la date, l’heure et la durée,
  • (ii) le composant d’équipement à l’origine de l’évacuation,
  • (iii) le débit des gaz d’hydrocarbures évacués, exprimé en kg/h, dans des conditions normalisées,
  • (iv) les circonstances et les raisons à l’origine de l’évacuation, notamment une mention de celle des exceptions visées au paragraphe 49(2) qui justifie l’évacuation dans ces circonstances, explications à l’appui,
  • (v) les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;
• b) s’agissant de l’évacuation visée à l’alinéa 49(2)e) :
  • (i) le volume de pétrole brut, exprimé en m³, produit au cours de l’année civile précédente,
  • (ii) le volume de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³, évacué au cours de l’année civile précédente,
  • (iii) les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.

PARTIE 2

Installations de pétrole et de gaz en amont utilisant un système de mesure et d’enregistrement des émissions

Utilisation du système

Avis donné

51 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui donne au ministre l’avis visé au paragraphe 2.2(2) veille à ce que l’intensité d’émission de l’installation, calculée par un ingénieur, demeure inférieure à son étalon de référence.

Mise à jour

(2) L’intensité d’émission et le seuil du taux d’émission de l’installation de pétrole et de gaz en amont sont mis à jour annuellement et à la suite :

• a) de chaque analyse effectuée en application du paragraphe 53.2(2);
• b) de tout changement physique apporté à l’installation, ou tout changement apporté à son fonctionnement, qui aurait une incidence d’au moins 10 % sur le volume de ses émissions de gaz d’hydrocarbures ou sur le volume de gaz d’hydrocarbures qui y est produit ou traité ou depuis laquelle il est transporté.

Rajustement du seuil du taux d’émission

(3) Lorsque le seuil du taux d’émission est mis à jour, notamment en application du paragraphe (2), il doit être rajusté pour tenir compte de tout changement du volume des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation, exprimé en kg/h, qui, selon l’estimation d’un ingénieur, se produira pendant la période de trois cent soixante-cinq jours suivant un changement physique apporté à l’installation, ou un changement apporté à son fonctionnement, depuis la date de la dernière détermination du seuil.

Renseignements à consigner

(4) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) son intensité d’émission et son seuil du taux d’émission à la date indiquée dans l’avis donné aux termes du paragraphe 2.2(2);
• b) les mises à jour de son intensité d’émission et de son seuil du taux d’émission ainsi que la raison et la date des mises à jour.

Fonctionnement continu

52 (1) Sauf lors de l’entretien préventif du système ou d’un de ses éléments, le système de mesure et d’enregistrement des émissions fonctionne sans interruption.

Entretien préventif

(2) Il est interdit de procéder à l’entretien préventif durant toute période où l’émission de gaz d’hydrocarbures est projetée ou peut survenir.

Exigences – système

Capteurs et autres équipements

53 (1) Le système de mesure et d’enregistrement des émissions remplit les exigences suivantes :

• a) ses capteurs et autres équipements, à la fois :
  • (i) dans des conditions contrôlées en laboratoire, permettent la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 1 kg/h ou plus,
  • (ii) sont situés de sorte à permettre la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation;
• b) ses capteurs prennent une mesure :
  • (i) dans le cas d’une installation de type 1, au moins toutes les quinze minutes,
  • (ii) dans le cas d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive, au moins toutes les douze heures;
• c) il enregistre les mesures prises en application de l’alinéa b);
• d) il émet une alerte lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus.

Étalonnage

(2) Les capteurs et autres équipements du système de mesure et d’enregistrement des émissions sont étalonnés conformément aux recommandations du fabricant de façon à permettre une prise de mesure avec une marge d’erreur maximale de ±​20 %.

Inspection

Inspection annuelle

53.1 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), une inspection annuelle est effectuée aux fins de détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont, chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle, par un vérificateur qui, à la fois :

• a) est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;
• b) possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions.

Exception

(2) L’inspection annuelle n’est pas requise si celle prévue au paragraphe 8.12(1) est effectuée au cours de l’année civile concernée.

Exception

(3) Tout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet d’une inspection annuelle.

Méthodes

(4) L’inspection annuelle est effectuée selon les méthodes qui, dans des conditions normalisées, permettent de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, les émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 10 kg/h ou plus.

Renseignements à consigner — inspection annuelle

(5) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque inspection annuelle :

• a) la date et l’heure;
• b) les nom et coordonnées du vérificateur ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;
• c) la description des méthodes et des équipements utilisés;
• d) les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé;
• e) un énoncé indiquant si des émissions de gaz d’hydrocarbures ont été détectées ou non;
• f) si des émissions ont été détectées :
  • (i) leur débit total, exprimé en kg/h,
  • (ii) leur identifiant unique, si l’exploitant leur en a attribué un,
  • (iii) le cas échéant, les mesures prises pour les réduire.

Émissions

Délai de réduction des émissions

53.2 (1) Lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus, le dépassement est ramené à moins de 1 kg/h dès que possible, mais au plus tard :

• a) si le dépassement est de 1 kg/h ou plus, mais de moins de 10 kg/h, trente jours après la date où les émissions ont été détectées;
• b) s’il est de 10 kg/h ou plus, mais de moins de 100 kg/h, sept jours après la date où les émissions ont été détectées;
• c) s’il est de 100 kg/h ou plus, vingt-quatre heures après la détection des émissions.

Analyse requise

(2) Une analyse est effectuée à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 10 kg/h ou plus.

Renseignements à consigner — système et émissions

(3) Les renseignements ci-après sont consignés :

• a) à l’égard de chaque arrêt du système de mesure et d’enregistrement des émissions, la date, l’heure et la durée de l’arrêt;
• b) à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus :
  • (i) le débit total maximum des émissions, exprimé en kg/h, s’il est connu,
  • (ii) la date et l’heure auxquelles les émissions ont été détectées,
  • (iii) la date et l’heure auxquelles le dépassement a été ramené à moins de 1 kg/h,
  • (iv) la liste des mesures prises pour réduire le débit total des émissions,
  • (v) le cas échéant, la période pendant laquelle il y a eu arrêt de l’installation;
• c) les résultats de chaque analyse effectuée en application du paragraphe (2).

Rapport annuel

Remise au ministre

53.3 Au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport annuel comportant, relativement à l’année civile précédente, les éléments ci-après est remis au ministre à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) relativement à l’inspection annuelle :
  • (i) les renseignements prévus au paragraphe 53.1(5) ou ceux visés aux alinéas 8.18a), b) et f), selon le cas,
  • (ii) toute mesure du débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation prise et enregistrée par le système de mesure et d’enregistrement des émissions pendant l’inspection;
• b) les renseignements prévus aux alinéas 53.2(3)b) et c) relativement au débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation au cours de l’année civile;
• c) les mises à jour de l’intensité d’émission et du seuil du taux d’émission de l’installation, les calculs à l’appui de ces mises à jour ainsi que la raison et la date de celles-ci;
• d) la dernière intensité d’émission et le dernier seuil du taux d’émission de l’installation calculés pour l’année civile précédant celle relativement à laquelle le rapport est remis au ministre.

17 Les paragraphes 54(1) et (2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Rapport d’enregistrement

54 (1) Toute installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée au moyen d’un rapport d’enregistrement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 3 et qui est soumis au ministre.

Date d’enregistrement

(2) Elle est enregistrée dans les cent vingt jours suivant le 1^er janvier 2028 ou, s’il est postérieur, le jour où débute son exploitation.

18 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 55, de ce qui suit :

Avis supplémentaire

Renseignements requis

55.1 (1) Si l’installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée conformément au paragraphe 54(1) avant le 1^er janvier 2028, un avis supplémentaire comportant les renseignements prévus à l’article 7 de l’annexe 3 est donné au ministre au plus tard le 30 avril 2028.

Présomption

(2) Les renseignements fournis au ministre en application du paragraphe (1) sont réputés être fournis dans le rapport d’enregistrement de l’installation.

19 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 1 Â», à l’annexe 1 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

(paragraphe 8.16(3) et alinéa 8.16(5)a))

20 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 4, de ce qui suit :

4.1 La date de détection de l’émission fugitive.

4.2 Le débit de l’émission fugitive, exprimé en kg/h.

4.3 Si la réparation a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), le jour auquel elle l’a été et les calculs ayant servi à fixer ce jour.

4.4 Si le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont fixé en application du paragraphe 8.15(7) et les calculs ayant servi à fixer ce jour.

21 L’annexe 2 du même règlement est abrogée.

22 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 3 Â», à l’annexe 3 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

(paragraphes 54(1) et (3) et 55.1(1))

23 L’annexe 3 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 6, de ce qui suit :

7 Un énoncé précisant s’il s’agit d’une installation de type 1, d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive.

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

24 (1) Le passage de l’article 30 de 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 2} figurant dans la colonne 2 est modifié par adjonction, après l’alinéa d), de ce qui suit :

Article	Colonne 2 Dispositions
30	d.1) paragraphes 8.1(1) et (4) d.2) paragraphes 8.11(1) et (3) d.3) paragraphes 8.12(1) et (4) d.4) article 8.13 d.5) paragraphes 8.15(1) à (4) et (7)

(2) Les alinéas 30e) à q) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(3) Les alinéas 30r) à u) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(4) Les alinéas 30v) à z) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(5) Les alinéas 30z.1) à z.7) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(6) Le passage de l’article 30 de l’annexe du même règlement figurant dans la colonne 2 est modifié par adjonction, après l’alinéa z), de ce qui suit :

Article	Colonne 2 Dispositions
30	z.1) article 47 z.2) paragraphes 49(1) et (3) z.3) paragraphes 51(1) à (3) z.4) article 52 z.5) article 53 z.6) paragraphes 53.1(1) et (4) z.7) paragraphe 53.2(1)

Entrée en vigueur

25 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

(2) Le paragraphe 1(1), les articles 5 et 7, les paragraphes 8(2) et 9(2), les articles 10, 12, 14 et 21 et les paragraphes 24(2) et (4) entrent en vigueur le 1^er janvier 2030.

(3) Les paragraphes 1(2), (4) et (5), les articles 3 et 6, les paragraphes 8(1) et 9(1), les articles 11, 13, 16 à 20, 22 et 23 et les paragraphes 24(1), (3) et (6) entrent en vigueur le 1^er janvier 2028.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

Enjeux

Les changements climatiques constituent une menace croissante pour le Canada et le monde entier. Il en découle des effets que sont la chaleur ou le froid extrême, les conditions météorologiques extrêmes, les dommages au littoral causés par l’élévation du niveau de la mer et les changements dans le rendement des cultures. Les gaz à effet de serre (GES), dont le méthane, contribuent grandement aux changements climatiques. Le méthane (CH₄) est un GES dont l’incidence sur le climat est plus importante que celle du dioxyde de carbone (CO₂) à court terme. Le Rapport d’inventaire national (RIN) 2025 indique qu’en 2023, le secteur pétrolier et gazier était responsable de 30 % des émissions de GES du Canada, ce qui représente 208 mégatonnes (Mt) d’équivalent dioxyde de carbone (éq. CO₂). Cela fait do du secteur le plus important émetteur de GES au Canada. Malgré une réduction constante de l’intensité des émissions, les émissions du secteur pétrolier et gazier restent constamment élevées alors que la production et l’activité économique du secteur continuent de croître. Ce secteur était également la plus grande source d’émissions de méthane en 2023, représentant environ 47 % des émissions de méthane au Canada. Le méthane est un GES puissant, responsable d’environ 30 % du réchauffement climatique depuis l’époque préindustrielle. Les mesures actuelles ne seront pas suffisantes pour que le Canada puisse respecter son engagement à réduire d’au moins 75 % les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d’ici 2030, par rapport aux niveaux de 2012.

Contexte

Le rapport de synthèse (en anglais seulement) du sixième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GEIEC) résume l’état des connaissances sur les changements climatiques et leur large spectre d’effets et de risques. Il souligne la façon dont les changements climatiques d’origine anthropique ont entraîné et entraînent encore des effets nocifs d’envergure sur la nature et les personnes, qui touchent notamment la disponibilité moins grande de l’eau et la production alimentaire (rendements halieutiques et agricoles, santé des animaux d’élevage), la santé et le bien-être (déplacement, maladies infectieuses, santé mentale), et la biodiversité et les écosystèmes (modification de la structure, de l’aire de répartition des espèces et du calendrier saisonnier des écosystèmes terrestres, océaniques et d’eau douce), ainsi que des dommages à des secteurs économiques clés et à des infrastructures physiques qui découlent d’événements météorologiques extrêmes et d’ondes de tempête.

Au Canada, les coûts liés aux changements climatiques, y compris ceux causés par d’événements météorologiques extrêmes, sont en hausse et devraient continuer d’augmenter avec le temps. En 2020, l’Institut climatique du Canada (ICC) a publié Les coûts des changements climatiques : une série de cinq rapports (rapports de l’ICC sur les changements climatiques) dans l’objectif de mieux faire comprendre les répercussions potentielles des changements climatiques sur les coûts pour le pays et pour chaque ménage. Selon ces rapports, le coût des catastrophes et des événements catastrophiques liés aux conditions météorologiques a représenté de 5 % à 6 % de la croissance du produit intérieur brut (PIB) annuel du Canada entre 2010 et 2020, comparativement à environ 1 % au cours des décennies précédentes. D’après les prévisions, les dommages causés par le climat ralentiront la croissance du PIB de 50 % par rapport aux niveaux modélisés de 2025, ce qui représente 25 milliards de dollars par année. Les rapports de l’ICC sur les changements climatiques indiquent que d’ici la fin du siècle, les dommages causés par les inondations aux maisons et aux autres bâtiments du Canada pourraient coûter près de 14 milliards de dollars par année, et les concentrations d’ozone troposphérique pourraient faire augmenter le nombre d’hospitalisations et de décès prématurés au pays, pour un coût annuel d’environ 250 milliards de dollars. Ils concluent que des mesures proactives de lutte contre les changements climatiques peuvent grandement réduire les coûts prévus des changements climatiques pour le Canada.

Le méthane est le principal composant du gaz naturel et il figure dans la liste des substances toxiques (élément n^o 66) de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE]. Le méthane est un polluant climatique de courte durée de vie dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est 28 fois supérieur à celui du CO₂ sur une période de 100 ans. En raison de sa puissance et de sa courte durée de vie, la réduction des émissions de méthane peut avoir des effets bénéfiques importants sur le climat à court terme. Les installations pétrolières et gazières sont les principaux émetteurs industriels de méthane au Canada. La plupart des émissions de méthane de ce secteur proviennent des activités en amont, c’est-à-dire de la production et du traitement initial du pétrole brut léger et lourd, du bitume, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel. La majorité des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier proviennent de sources fugitives (rejets non intentionnels) ou de sources d’évacuation (rejets intentionnels).

L’Évaluation mondiale du méthane produite par la Coalition pour le climat et l’air pur (CCAP) et le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE) montre qu’il est possible de réduire les émissions de méthane d’origine anthropique de 45 % au cours de la présente décennie. Une telle réduction permettrait d’éviter presque 0,3 degré Celsius (°C) de réchauffement climatique d’ici 2045, ce qui aiderait à garder réalisable l’objectif de l’Accord de Paris sur le climat consistant à limiter l’augmentation de la température mondiale à 1,5 Â°C. Comme le méthane contribue à la formation d’ozone troposphérique (un composant du smog, un facteur de forçage climatique puissant et un polluant atmosphérique dangereux), une réduction de 45 % de ses émissions éviterait 260 000 décès prématurés dans le monde, 775 000 visites à l’hôpital liées à l’asthme, 73 milliards d’heures de travail perdues en raison de la chaleur extrême et 25 millions de tonnes de pertes de récolte par année.

Engagements et actions du Canada en matière de climat pour lutter contre les émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz

Aussi, le gouvernement du Canada s’est engagé à prendre des mesures pour lutter contre les changements climatiques. En décembre 2015, le Canada et ses partenaires internationaux ont adopté l’Accord de Paris, une entente destinée à lutter contre les changements climatiques et à limiter l’augmentation de la température moyenne mondiale à bien moins de 2 Â°C et à poursuivre ses efforts pour limiter l’augmentation de la température à 1,5 Â°C par rapport aux niveaux préindustriels.

Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques publié en 2016 a été élaboré avec les provinces et les territoires et en collaboration avec les peuples autochtones — pour que le Canada atteigne ses cibles de réduction des émissions, que son économie croisse et qu’il renforce sa résilience face aux changements climatiques. Ce plan a permis de commencer à élaborer le règlement fédéral sur le méthane.

En avril 2018, le premier règlement visant à réduire les émissions de méthane au Canada s’est appliqué aux installations pétrolières et gazières qui extraient, traitent et transportent des gaz d’hydrocarbures, se concentrant sur les installations qui produisent ou reçoivent plus de 60 000 mètres cubes (m³) de gaz d’hydrocarbures par année. Les premières exigences sont entrées en vigueur en 2020 afin de satisfaire à l’engagement du Canada de réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % sous les niveaux de 2012 d’ici 2025. Les exigences de conformité comprenaient un programme d’inspection générale visant à inspecter trois fois par année pour identifier les fuites ou les problèmes d’exploitation, une vérification d’entretien annuelle des compresseurs pour prévenir la détérioration importante des joints et une limite d’évacuation pour l’installation de 15 000 m³ par année pour la plupart des installations visées.

Les provinces d’Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique, où se concentrent les activités pétrolières et gazières terrestres en amont, ont élaboré de nouvelles exigences réglementaires pour gérer les émissions de méthane provenant du secteur. Les provinces d’Alberta et de la Colombie-Britannique ont modifié leurs règlements existants en 2018, tandis que la Saskatchewan a publié de nouveaux règlements en 2019. Avant la fin de l’année 2020, le gouvernement a reconnu que les règlements provinciaux sur le méthane permettaient d’obtenir des résultats de réduction des émissions équivalents à ceux du règlement fédéral, permettant que l’application du Règlement d’être suspendue dans ces provinces pour une période de cinq ans. Entre la fin de 2024 et 2025, le gouvernement a conclu de nouveaux accords d’équivalence avec les provinces de la Saskatchewan, de la Colombie-Britannique et d’Alberta afin de continuer à suspendre l’application du Règlement^{référence 4,référence 5}.

En 2021, lors de la 26^e Conférence des Parties à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (COP26), le Canada s’est joint à 110 pays pour approuver l’Engagement mondial sur le méthane (EMM) (disponible en anglais seulement), en vertu duquel les pays s’engagent à prendre des mesures dans tous les secteurs économiques pour réduire les émissions mondiales de méthane anthropiques d’au moins 30 % par rapport aux niveaux de 2020 d’ici 2030. Le gouvernement du Canada a aussi fixé une cible spécifique visant à réduire les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2030. Le Canada est membre du groupe international « champions de l’EMM Â» formé pour soutenir l’EEM, aux côtés de l’Allemagne, de l’Union européenne (UE), du Royaume-Uni, du Japon, des États fédérés de Micronésie et du Nigeria (voir la section « International Â» pour plus de détails) et a assumé le rôle de coresponsable de ce groupe à partir de juin 2025.

En mars 2022, le Gouvernement a publié le Plan de réduction des émissions pour 2030 (PRÉ), décrivant les mesures actuelles et proposées qui permettront d’obtenir les réductions d’émissions à l’échelle de l’économie nécessaires au respect des engagements internationaux du Canada en matière de lutte contre les changements climatiques. Parallèlement, le gouvernement du Canada a publié un document de travail afin de recueillir des avis sur la manière de renforcer le règlement de 2018 sur le méthane. Les réponses obtenues dans le cadre de ce processus de consultation ont permis de définir la voie à suivre. En septembre 2022, le ministère de l’Environnement (le Ministère) a publié le document Plus vite et plus loin : La stratégie canadienne sur le méthane, qui définit les mesures que le Canada prendra pour faire respecter l’engagement mondial sur le méthane dans les principaux secteurs émetteurs. Cette stratégie permet de réitérer l’engagement du Canada de renforcer sa réglementation sur le méthane afin de réduire d’au moins 75 % les émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2030, qui souligne les défis et les occasions de réduire les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier.

De nombreux producteurs de pétrole et de gaz parmi les plus importants au monde travaillent activement à réduire leurs émissions de méthane. Par exemple, la « Oil and Gas Climate Initiative Â» (en anglais seulement), dirigée par les PDG de l’industrie et axée sur l’accélération de l’action en faveur d’un avenir carboneutre, regroupe 12 des principales sociétés d’énergie au monde (Aramco, BP, Chevron, CNPC, Eni, Equinor, ExxonMobil, Occidental, Petrobras, Repsol, Shell et TotalEnergies), lesquelles sont responsables d’environ un tiers de la production mondiale de pétrole et de gaz.

Objectif

L’objectif des modifications est de contribuer à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier, protégeant ainsi la santé des Canadiens et de l’environnement. La réduction des émissions de méthane du secteur aidera le Canada à lutter contre les changements climatiques et à atteindre ses objectifs nationaux de réduction des émissions de GES, et contribuera à la cible qu’est la réduction des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici 2030.

Description

Les modifications s’appliqueront, au Canada, aux installations terrestres de pétrole et gaz en amont, qui sont définies comme des installations de production, de traitement ou de transport d’hydrocarbures.

Les modifications élargiront la portée actuelle du Règlement et en renforceront la rigueur. Le Règlement visait les installations pétrolières et gazières présentant une valeur potentielle d’émission de méthane, c’est-à-dire qu’il s’appliquait aux installations produisant ou recevant plus de 60 000 m³ de gaz d’hydrocarbures par année. Les modifications éliminent cette condition pour qu’il s’applique de manière générale au secteur pétrolier et gazier en amont, et prévoient plutôt des exceptions particulières. Ainsi, il maximisera les réductions pratiques d’émissions dans le secteur pétrolier et gazier d’ici 2030.

Les modifications établissent deux voies de conformité potentielles pour les installations réglementées. La partie 1 s’appuie sur les exigences du Règlement existant et fixe des exigences générales en matière de gestion des émissions fugitives, tout en interdisant les émissions d’évacuation des installations, à quelques exceptions près. La partie 1 exige aussi des inspections régulières et des réparations. La partie 2 des modifications établit une voie de conformité alternative pour les installations de pétrole et de gaz utilisant un système de surveillance des émissions. Cette voie est conçue pour mettre l’accent sur les résultats en matière d’émissions, plutôt que de prévoir une voie de conformité spécifique. Sous la partie 2, les installations seraient tenues de maintenir leur intensité d’émission sous un seuil établi et de prendre des mesures correctives lorsque les émissions sont élevées. Les installations qui se conforment à la partie 2 n’auraient pas à se conformer à la partie 1. Quelle que soit la voie de conformité choisie, les réductions des émissions des installations dépendront des caractéristiques de production et d’exploitation de chaque site. Les modifications n’obligent pas les exploitants à atteindre un objectif spécifique de réduction des émissions lié à l’objectif politique sectoriel du gouvernement en matière d’émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz d’ici 2030.

À la suite d’une consultation publique, les modifications ont été révisées afin de simplifier les dates d’application, de réduire le fardeau de conformité et d’offrir plus de souplesse. Un résumé détaillé des commentaires des intervenants et des changements apportés aux modifications qui en résultent est présenté dans la section sur la consultation.

Partie 1

Gestion des émissions

Les modifications s’appuient sur le concept des programmes de détection et de réparation des fuites, qui sont actuellement requis par les règlements fédéral et provinciaux sous diverses formes, en appliquant ces programmes dans le cadre d’un système plus large de gestion des émissions. Afin de comprendre toutes les sources d’émissions sur leurs sites, les exploitants doivent mettre en place un régime d’inspection coordonné, qui permettra de classer les sources d’évacuation à contrôler ou à reconnaître dans le cadre d’exceptions, de relever les émissions résiduelles provenant de la combustion de combustibles et d’autres équipements de destruction de gaz, et de gérer les conditions extraordinaires et les petites sources d’émissions diverses au moyen d’un programme de gestion des émissions fugitives.

Les modifications prévoient une approche basée sur le risque et des niveaux d’inspection distincts pour trois catégories d’installations. Les installations qui réalisent des activités à risque élevé, comme la compression de gaz naturel ou le stockage d’hydrocarbures liquides, sont plus susceptibles de produire des émissions fugitives de méthane et sont donc classées comme installations de type 1. Toutes les autres installations actives sont classées comme installations de type 2. Les installations qui n’ont pas produit, traité ou transporté d’hydrocarbures depuis au moins un an sont classées comme étant inactives.

Inspections

Les inspections complètes sont des visites structurées du site visant à détecter les émissions de méthane, et sont effectuées par des techniciens formés à l’aide d’un équipement particulièrement conçu pour détecter les petites émissions. Les installations de type 1 doivent procéder à des inspections complètes chaque trimestre. Les installations de type 2 doivent les faire annuellement. Les installations inactives ne sont pas tenues de procéder à des inspections complètes. Malgré la classification, certaines installations peuvent être exclues de ces exigences si leur production est faible et uniquement si le volume de gaz sur le site est faible.

Les inspections de dépistage sont des visites fortuites de sites, qui intègrent les exigences d’inspection du méthane dans les routines d’exploitation normales, en utilisant un équipement de détection moins précis que ce qui est requis pour les inspections complètes afin de faciliter l’intervention de l’exploitant. Toutes les installations doivent procéder à des inspections de dépistage mensuelles lorsque des exploitants sont présents sur le site. Ces inspections doivent s’appuyer sur des instruments capables de détecter les émissions importantes dont le débit est estimé à plus de 10 kilogrammes par heure (kg/h).

Les inspections annuelles sont des inspections de confirmation réalisées par un vérificateur indépendant. Elles sont approfondies, mais permettent l’utilisation d’outils de surveillance moins précis. Les inspections annuelles peuvent être réalisées avec des instruments hors site (systèmes aériens, drones ou systèmes montés sur des véhicules) capables de balayer les sites rapidement. Toutes les installations doivent faire l’objet d’inspections annuelles.

Émissions fugitives

Lorsque des émissions sont détectées, que ce soit lors d’une inspection ou autrement, les émissions fugitives doivent être gérées dans un délai de réparation qui dépend du taux d’émission. Les fuites au taux d’émission de 100 kg/h ou plus doivent être gérées dans un délai de 24 heures, tandis que celles ayant un taux se situant entre 10 kg/h et 100 kg/h doivent être gérées en moins de 7 jours. Les fuites au taux d’émission inférieur à 10 kg/h doivent être gérées dans un délai de 30 jours, mais les réparations peuvent être planifiées sur des périodes plus longues si le processus de réparation cause plus d’émissions que le problème de petites émissions fugitives.

Les exigences en matière de détection et de réparation des émissions fugitives entreront en vigueur le 1^er janvier 2028 pour toutes les installations.

Émissions liées à l’évacuation

Les modifications interdiront l’évacuation de gaz d’hydrocarbures dans l’environnement, à quelques exceptions près.

Les exploitants seront autorisés à évacuer temporairement des gaz d’hydrocarbures dans certaines conditions. L’évacuation est autorisée dans les cas suivants :

• elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence;
• elle est nécessaire à des fins opérationnelles précises lors de l’entretien programmé de l’équipement ou de la dépressurisation programmée, lorsque des mesures sont prises pour réduire le plus possible l’évacuation des gaz d’hydrocarbures dans l’atmosphère;
• les caractéristiques d’un flux de gaz d’hydrocarbures ne permettent pas une destruction stable;
• elle est nécessaire pour éviter une interruption prolongée de l’approvisionnement du public en gaz.

Toutes les installations qui entrent en service le 1^er janvier 2028 ou après devront se conformer aux exigences liées à l’évacuation à partir de la journée d’entrée en service, peu importe la production.

Toutes les installations du secteur seront assujetties à ces exigences en 2030. En revanche, une exception s’appliquera aux installations pétrolières qui sont entrées en service avant le 1^er janvier 2028, et qui ont produit 600 m³ ou moins de pétrole et qui ont évacuées 12 000 m³ ou moins de gaz d’hydrocarbures au cours de la dernière année civile sont autorisées à continuer d’évacuer jusqu’à 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures par année tant que cette limite n’est pas dépassée.

Émissions liées à la destruction des gaz d’hydrocarbures

Les modifications permettront la destruction de gaz d’hydrocarbures dans des situations d’urgence, lorsqu’il est nécessaire de prévenir un risque grave pour la santé ou la sécurité des personnes. Dans toutes les autres situations, la destruction de gaz d’hydrocarbures doit être appuyée par une étude technique concluant qu’il est impossible d’utiliser ces gaz pour produire de la chaleur ou de l’énergie utiles. Les modifications nécessitent que l’étude technique soit réévaluée tous les 12 mois pour confirmer la conclusion de l’étude d’origine.

Les systèmes de combustion utilisés pour la destruction de gaz dans l’objectif d’assurer la conformité aux modifications devront atteindre une efficacité de conversion du carbone d’au moins 98 %. Les systèmes devront fonctionner en continu. Les modifications exigent que les systèmes de combustion disposent d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme ou subissent des inspections visuelles hebdomadaires. Un dispositif permettant de rallumer le système en cas de besoin, tel qu’une flamme pilote ou un dispositif d’allumage automatique est aussi requis. Un système d’oxydation catalytique peut également être utilisé. Dans ce dernier cas, le dispositif doit fonctionner conformément aux recommandations du fabricant pour atteindre l’efficacité la plus élevée possible.

Les installations dont l’exploitation commence à partir du 1^er janvier 2028 devront se conformer aux exigences liées à la destruction des gaz d’hydrocarbures dès le jour où elles commenceront à être exploitées. Toutes les installations du secteur seront soumises à ces exigences en 2030.

Partie 2

Approche axée sur le rendement pour les installations de pétrole et de gaz en amont utilisant un système de surveillance des émissions

Les modifications définissent une voie de conformité facultative qui repose sur la surveillance des sources d’émission de méthane sur le site. Les installations qui choisissent de suivre l’approche basée sur le rendement de la partie 2 doivent en informer le ministre de l’Environnement (le ministre). Pour qu’une installation puisse bénéficier de cette autre voie de conformité, son intensité d’émission doit être inférieure aux normes de référence fixées à :

• 0,2 % des gaz d’hydrocarbures produits pour une installation de production;
• 0,05 % des gaz d’hydrocarbures traités pour une installation de traitement;
• 0,11 % des gaz d’hydrocarbures transportés pour une installation de transport.

Un taux d’émission d’une installation (c’est-à-dire la moyenne de la somme des émissions d’une installation sur une période) sert de point de référence pour le système de surveillance des émissions. Les nouvelles installations peuvent utiliser l’approche de la partie 2 selon les valeurs projetées. Lorsque les émissions dépassent de 1 kg/h le taux d’émission de l’installation, l’exploitant doit prendre des mesures pour réduire les émissions. Les mesures d’atténuation prises doivent être terminées le plus rapidement possible, mais, dans tous les cas, au plus tard dans les délais déterminés par le taux d’émission, les taux plus élevés exigeant des interventions plus rapides. Les délais de complétion des mesures d’atténuation sont identiques à ceux indiqués dans la section sur les émissions fugitives de la partie 1 (plus haut). Lorsque les émissions détectées dépassent le taux d’émission de l’installation de 10 kg/h, une analyse de l’événement doit être effectuée dans le cadre des mesures d’atténuation.

Les installations qui optent pour cette autre voie de conformité devront effectuer une inspection annuelle et envoyer un rapport annuel au ministre au plus tard le 30 juin de chaque année.

Cette partie des modifications entrera en vigueur le 1^er janvier 2028 et constituera une voie de conformité envisageable pour toutes les installations.

Autres changements

Les modifications apportent les changements suivants au texte du Règlement : les définitions qui ne sont plus pertinentes dans le texte réglementaire modifié sont supprimées, notamment : complétion, taux de purge nominal, reflux, rapport gaz-pétrole, fracturation hydraulique, régulateur pneumatique et pompe pneumatique. Le renvoi à la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la LCPE a été mis à jour.

Des modifications corrélatives ont également été apportées au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Les dispositions citées dans ce règlement ont été modifiées pour refléter la suppression de certaines dispositions du Règlement et pour ajouter les principales dispositions comprises dans les modifications.

Les modifications retirent les exigences de conformité visant les installations extracôtières. Ce changement permet d’éviter le chevauchement entre le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada-Terre-Neuve-et-Labrador et le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada-Nouvelle-Écosse, qui sont entrés en vigueur en octobre 2024, et qui permettent de réguler les émissions de méthane des installations pétrolières et gazières des zones extracôtières.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Consultations préalables à la publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada

Avant la publication du projet de modifications dans la Partie I de la Gazette du Canada, le Ministère a consulté les gouvernements provinciaux et territoriaux, les partenaires autochtones, les représentants de l’industrie et des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), des universitaires et des experts, ainsi que des partenaires internationaux. Une Proposition de cadre réglementaire (le cadre) a été publiée en novembre 2022. Elle présentait une approche plus détaillée de la gestion des rejets de méthane, source par source, en élargissant le champ d’application du Règlement et en le rendant plus strict, et demandait des commentaires sur cette approche.

L’industrie s’est montrée généralement favorable à l’idée de travailler à l’objectif du gouvernement de réduire d’au moins 75 % les émissions de méthane d’ici 2030, mais s’est inquiétée des coûts éventuels, du manque de souplesse du cadre et de l’application stricte de normes précises. Plusieurs entreprises ont reconnu que leurs objectifs en matière de développement durable s’alignaient sur des réductions importantes des émissions de méthane définies dans leurs politiques climatiques internes.

Les représentants des ONGE se sont déclarés favorables aux mesures strictes décrites dans le cadre. Pour garantir l’intégrité de l’approche basée sur le rendement, les représentants des ONGE ont fait remarquer qu’il serait essentiel de disposer de données de haute qualité et vérifiables sur le rendement en matière d’émissions de méthane.

Les organisations autochtones ont accueilli de manière favorable les avantages connexes pour la santé associés à la qualité de l’air dans leurs communautés et ont insisté sur la nécessité d’une réglementation stricte, certaines organisations indiquant qu’elles souhaitaient renforcer le partenariat et la coopération lorsque possible dans leurs communautés.

Les commentaires reçus sur le cadre ont aidé à orienter la conception du projet de modifications.

Publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada

La publication du projet de modifications le 16 décembre 2023 a donné lieu à une période de consultation publique de 60 jours au cours de laquelle les intervenants ont été invités à soumettre leurs commentaires écrits dans le Système de consultation en ligne sur la réglementation (SCLR). Le projet de modifications a été publié sur le site Web du Registre de la LCPE du Ministère afin que les parties intéressées puissent y accéder. Le Ministère a également envoyé un courriel aux parties intéressées pour les informer de la période de consultation publique. Un éventail d’intervenants, dont des représentants de sociétés pétrolières et gazières et des associations industrielles, des ONGE, des provinces, des entreprises de technologies propres et une organisation autochtone, ont fait parvenir au Ministère 58 soumissions par le SCLR et 18 soumissions par courriel.

Le Ministère a mobilisé davantage des associations industrielles et des groupes multilatéraux dans le cadre d’ateliers de suivi et de réunions bilatérales en 2024 et 2025 afin de discuter des points de vue des intervenants et de s’assurer de la compréhension de leurs contributions au processus réglementaire.

Aperçu des commentaires reçus

Les intervenants de l’industrie pétrolière et gazière s’inquiètent quant à la faisabilité économique et au caractère réalisable de certaines exigences, en particulier pour les sites et les sources existants dont les coûts de réduction sont élevés et les bénéfices faibles, ainsi que pour les répercussions potentielles sur la compétitivité du secteur pétrolier et gazier canadien qui en résulteraient. Ils estiment également que les provinces seraient les mieux placées pour prendre la tête des efforts de réduction du méthane dans le secteur pétrolier et gazier, où les règlements peuvent être optimisés en fonction de leur situation particulière. De plus, l’industrie s’est dite inquiète que le règlement crée des défis superflus à un moment où de grandes incertitudes politiques et économiques planent au Canada et aux États-Unis. Certains intervenants de l’industrie ont souligné l’importance de partager l’information et de faciliter l’alignement entre les États-Unis et le Canada pour offrir des avantages économiques, améliorer la compétitivité de l’industrie et stimuler l’innovation qui réduira les fuites de carbone. D’autres ont souligné l’engagement d’une réduction continue du méthane afin de soutenir un avenir énergétique plus durable.

Les représentants des ONGE restent favorables aux modifications ; ils ont toutefois plaidé en faveur d’une approche plus ambitieuse visant à une quasi-élimination des émissions de méthane d’ici 2030 et ont noté que plusieurs éléments de la proposition pourraient être renforcés. Ils ont également demandé des exigences renforcées en matière de mesure et de déclaration des émissions de méthane, et de veiller à rendre ces renseignements publics. Les chercheurs universitaires ont en grande partie repris les commentaires et les recommandations formulés par les représentants des ONGE visant à renforcer ou au moins à maintenir le niveau de rigueur proposé.

Les représentants autochtones se sont surtout intéressés aux répercussions sur la qualité de l’air, en particulier dans le contexte des émissions des sables bitumineux, et ont demandé à être tenus informés de l’avancement des initiatives du gouvernement du Canada qui ont pour avantage conjoint de réduire les polluants atmosphériques dans la région des sables bitumineux.

Les gouvernements provinciaux ont également fourni des commentaires à propos du projet de modifications. Certains représentants des gouvernements provinciaux ont en particulier soulevé des questions concernant l’inclusion des émissions des sables bitumineux dans l’objectif fédéral, les répercussions sur la compétitivité, la nécessité d’une plus grande souplesse et le champ de compétence. Ils ont également souligné la nécessité d’avoir un leadership provincial continu en matière de réglementation. Les représentants d’une province ayant des activités en mer ont fait remarquer que les exigences en matière de méthane pour le secteur pétrolier et gazier extracôtier ne devraient pas être soumises aux mêmes exigences que pour les installations terrestres, tout en citant l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières, qui comprend des mesures précises visant à atténuer les émissions de méthane dans le secteur extracôtier. Ils se sont réjouis de constater que les opérations extracôtières n’étaient pas concernées par le projet de modifications, notant que l’Office des hydrocarbures extracôtiers restera responsable de la conformité et de l’application des règlements de l’Initiative.

Des commentaires ont également été reçus concernant les hypothèses et les estimations de coûts dans la section « Coûts et avantages Â» du résumé de l’étude d’impact de la réglementation produit pour le projet de modifications. Certains renseignements ont été fournis par l’industrie et des intervenants anonymes en vue de l’estimation des coûts pour des sources, telles que la capture des gaz de purge, la capture des gaz de combustion, les unités de récupération des vapeurs (URV), les joints de compresseurs, les pompes pneumatiques et les contrôleurs.

Changements apportés aux modifications

Plusieurs changements ont été apportés au projet de modifications en réponse aux commentaires des intervenants. Ces changements modifient principalement des exigences particulières et ne sont pas en tant que tels des changements généraux concernant la rigueur des modifications. Ces changements visent à résoudre des défis techniques précis liés à la conformité qui ont été soulevés par des intervenants de l’industrie, à offrir une plus grande souplesse en matière de conformité et à réduire le fardeau administratif et les coûts de conformité.

Analyse des commentaires reçus de la part des intervenants et réponses

Le Ministère a analysé tous les commentaires des intervenants reçus et a, dans plusieurs cas, apporté des ajustements à certains éléments des modifications. Cette analyse est présentée ci-dessous et contient une description des changements qui ont été inclus dans les modifications.

Gestion des émissions fugitives

Le projet de modifications introduisait une approche fondée sur le risque pour appliquer le programme de gestion des émissions fugitives. En vertu du projet de modifications, les installations les plus susceptibles d’émettre du méthane (installations de type 1) devaient effectuer une inspection complète tous les trimestres, tandis que les installations moins susceptibles d’émettre du méthane (installations de type 2) devaient effectuer une inspection complète annuellement. Les installations de type 1 étaient définies par la présence d’équipements particuliers : séparateurs gaz-liquide, compresseurs, torchères et réservoirs. Les installations de type 2 désignaient toutes les autres installations, y compris les installations non productrices. En vertu du projet de modifications, toutes les installations devaient faire l’objet d’inspections de dépistage à l’aide d’instruments et d’au moins une inspection annuelle par un vérificateur. Le calendrier de réparation était échelonné en fonction de l’importance des émissions, avec un maximum autorisé d’un an, et la réparation devait être vérifiée au moyen de l’instrument utilisé pour l’inspection.

Application aux puits non productifs

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que le fait d’effectuer des inspections annuelles complètes des puits non productifs serait coûteux et n’aurait qu’un effet limité sur les émissions, et ils ont proposé d’exclure les puits non productifs des exigences en matière de gestion des émissions fugitives.

Les représentants des ONGE ont appuyé la proposition d’inclure les puits non productifs dans les inspections de détection des émissions fugitives, tout en suggérant une plus grande clarté sur les types de puits qui seraient considérés comme non productifs. Ils citent des études qui ont montré que les émissions provenant des puits abandonnés sont sous-estimées dans les inventaires officiels.

En raison de ces préoccupations de l’industrie, l’application du programme relatif aux émissions fugitives a été assouplie afin de réduire les coûts de conformité pour les installations inactives lorsqu’il n’y a pas eu d’extraction, de traitement ou de transport d’hydrocarbures pendant au moins un an. Ces installations inactives ne devront pas réaliser d’inspections complètes. Elles devront procéder à des inspections de dépistage lors des visites du site et à une inspection annuelle.

Le maintien de l’exigence d’effectuer des inspections annuelles aux installations inactives répond aux préoccupations des ONGE concernant la sous-estimation potentielle des émissions provenant de ces installations, tout en limitant les coûts de conformité pour ces installations.

Approche axée sur les risques et répartition par type d’installation

Les intervenants de l’industrie ont suggéré que les inspections devraient cibler les grandes installations dotées d’équipements vibrants, qui sont plus susceptibles de présenter des fuites répétées. Selon les représentants de l’industrie, les sites présentant le plus de risques de fuite de méthane sont les stations de compression, les usines à gaz et les batteries à réservoirs multiples, mais pas les puits individuels, ce qui laisse supposer que ces derniers ont un faible potentiel de fuites de méthane. Les représentants de l’industrie craignaient que la distinction entre les installations ne tienne pas compte de la disparité entre les installations à haut et à faible risque. En particulier, les intervenants ont suggéré que presque tous les puits ont des séparateurs. Ce type d’équipement fait en sorte qu’une installation est considérée de type 1 et nécessite par conséquent des inspections plus approfondies. Selon eux, les séparateurs n’ont pas d’incidence sur les risques de fuite au site et ne constituent pas une source majeure d’émissions.

Suivant un examen des relevés d’équipements, la référence aux séparateurs a été supprimée de la définition du type d’installation. Le type d’installation est basé sur la présence d’équipements particuliers. Les installations de type 1 comprennent les stations de compression, les usines à gaz et les batteries avec leurs puits associés, comme il est décrit dans la définition d’une installation pétrolière et gazière en amont.

Les représentants des ONGE ont appuyé l’approche de détermination de la fréquence des inspections fondée sur le risque établie dans le projet de modifications, qui lie les exigences d’inspection au type d’équipement, tout en ajoutant que les installations de type 1 devraient également comprendre les installations comportant des moteurs brûlant du gaz naturel. Dans les modifications, on ne se fie pas à la présence de moteurs pour définir les installations ; on s’appuie plutôt sur la présence de compresseurs (qui sont reliés à des moteurs) pour indiquer le risque attendu d’émissions.

Inspections de dépistage

L’industrie a recommandé de remplacer les exigences en matière de dépistage au moyen d’instruments par des méthodes auditives, visuelles et olfactives (AVO). Selon les représentants de l’industrie, les quelques technologies permettant de satisfaire à l’exigence de dépistage mensuel à l’aide de technologies dont la probabilité de détection d’émissions fugitives de 1 kg/h ou plus est de 90 % sont coûteuses.

Les représentants des ONGE ont mis en avant une étude utilisant des données canadiennes qui suggèrent que les enquêtes AVO sont inefficaces par rapport aux inspections au moyen d’instruments. L’étude mentionnée indique que les enquêtes approfondies sont environ sept fois plus efficaces pour détecter les fuites et plus rentables par fuite relevée par rapport aux méthodes AVO.

Pour répondre aux préoccupations de l’industrie en matière de coûts, les modifications exigent désormais que les instruments de dépistage soient utilisés conformément aux spécifications du fabricant plutôt que selon une probabilité de détection de 90 %, et imposent un seuil de détection de 10 kg/h. L’exigence d’utiliser des instruments sera maintenue, car la littérature indique que les enquêtes AVO seules ne sont pas efficaces pour détecter les fuites et qu’elles devraient être améliorées par l’utilisation d’un équipement simple pour détecter les fuites.

Exigence d’inspection annuelle

Les intervenants de l’industrie ont indiqué qu’ils se conformeraient probablement à l’obligation d’inspection annuelle en faisant appel à un prestataire de services tiers pour effectuer une inspection complète supplémentaire à l’aide de coûteux instruments optiques de visualisation des gaz. L’industrie s’est inquiétée de l’absence de différence significative entre les inspections de fuites internes et les inspections de fuites par des tiers, ainsi que du manque de données à l’appui de cette exigence. Il a été recommandé de supprimer cette inspection annuelle des modifications.

Les représentants des ONGE ont souligné l’importance des inspections réalisées par des tiers indépendants, en faisant référence à une étude (PDF) (en anglais seulement) selon laquelle les inspections menées par un tiers permettent de détecter davantage de fuites.

À la lumière de données probantes (PDF) (en anglais seulement) montrant des écarts entre les profils de taux de fuite obtenus grâce à des enquêtes internes sur les émissions fugitives et à des enquêtes menées par des tiers, il a été déterminé que l’inspection annuelle remplit une fonction de vérification importante, et cette exigence sera conservée. Bien que l’utilisation d’instruments optiques de visualisation des gaz soit l’une des méthodes valables permettant de détecter des émissions dans le cadre de l’exigence d’inspection annuelle, l’industrie peut tirer parti de l’utilisation de diverses technologies et de divers fournisseurs de technologies possiblement offerts à des coûts moindres pour satisfaire à cette exigence.

Exigences en matière de réparation

Les représentants de l’industrie ont proposé que les exigences en matière de vérification des réparations soient élargies et qu’elles permettent la réalisation de tests au savon pour confirmer les réparations au lieu d’imposer l’utilisation du même instrument que celui ayant servi à l’inspection. L’industrie s’est également inquiétée de la modification des dispositions relatives aux délais de réparation par rapport au Règlement actuel, qui prévoit des délais de réparation plus longs dans certaines circonstances.

Les modifications autorisent maintenant que la vérification des réparations soit effectuée au moyen de technologies et de méthodes qui peuvent atteindre le seuil de détection de 0,06 kg/h ou moins ou de 500 parties par million en volume ou moins. Cette possibilité offre une plus grande souplesse aux exploitants lorsqu’ils confirment qu’une émission fugitive a été réparée, en leur permettant d’utiliser les instruments qui leur ont servi à effectuer une inspection approfondie ou d’autres méthodes, comme le test au savon. Le calendrier de réparations permettra à certaines petites émissions de se poursuivre au-delà d’un an lorsqu’il est prouvé que l’action de réparation peut créer plus d’émissions que l’émission fugitive elle-même.

Évacuation et destruction

Le projet de modifications interdisait l’évacuation du gaz naturel dans l’environnement, à quelques exceptions près. Elles abordaient les activités d’évacuation liées au fonctionnement, ainsi que les évacuations temporaires. Elles exigeaient que les équipements pressurisés, y compris les dispositifs pneumatiques, les réservoirs de produits, les séparateurs, les déshydrateurs et les compresseurs soient physiquement reliés à des équipements de conservation ou de destruction. Les systèmes de combustion destinés à répondre aux normes du projet de modifications devaient atteindre une efficacité de conversion du carbone d’au moins 98 %. Les systèmes devaient fonctionner avec une flamme pilote, un dispositif d’allumage automatique et un système de détection de l’extinction de la flamme. Des systèmes d’oxydation catalytique d’une efficacité minimale de 85 % pouvaient être utilisés pour les petits volumes de gaz ne dépassant pas 60 m³ par jour. Le torchage de gaz d’hydrocarbures, sauf pour éviter un risque grave pour la santé ou la sécurité des personnes associé à une situation d’urgence, devait être appuyé par une étude technique concluant à l’impossibilité d’utiliser les gaz d’hydrocarbures pour produire de la chaleur ou de l’énergie utile dans les circonstances.

Interdiction et souplesse par les exceptions

Les intervenants de l’industrie ont exprimé des préoccupations concernant l’interdiction d’évacuation, notant que les exceptions pourraient ne pas être pertinentes pour la plupart des installations. Ils ont fait valoir que les exceptions sont insuffisantes et que le respect de l’interdiction constituerait un défi, notamment en ce qui concerne le coût prohibitif de la prise en charge des émissions faibles et peu fréquentes. L’industrie a cherché plusieurs mécanismes souples permettant la conformité tout en réduisant les émissions.

Les représentants des ONGE ont suggéré de réduire ou de supprimer le champ d’application des exceptions pour les situations où il y aurait une interruption prolongée de l’approvisionnement du public en gaz d’hydrocarbures, ainsi que de réduire l’exception pour les situations d’entretien planifiées et les événements de dépressurisation temporaire.

Les modifications maintiennent les exceptions relatives à l’évacuation proposées, tout en ajoutant une nouvelle exception substantielle applicable à certaines installations de production pétrolière pour lesquelles les coûts de mise en Å“uvre de l’interdiction pourraient être prohibitifs. Le Ministère reconnaît que certaines installations à faible production pourraient fonctionner avec un faible niveau d’évacuation continue sans avoir un effet substantiel sur l’objectif de la politique du gouvernement. Les modifications prévoient une nouvelle exception pour les installations pétrolières qui sont entrées en service avant le 1^er janvier 2028, dont la production est inférieure à 600 m³ de pétrole brut au cours de la dernière année civile et dont les émissions d’évacuation sont inférieures ou égales à 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures au cours de la dernière année civile. Les installations qui répondent à ces critères peuvent continuer à effectuer l’évacuation des gaz d’hydrocarbures (à partir de sources autres que les dispositifs pneumatiques) jusqu’à 12 000 m³ par année. En outre, les installations pétrolières existantes qui produisent moins de 600 m³/an de pétrole brut dans la dernière année civile et dont le volume combiné de gaz produit et reçu ne dépasse pas 12 000 m³ par année sont exclues de l’obligation d’effectuer une inspection complète. Ce changement apporte une aide aux sites dont les coûts de conformité auraient risqué d’entraîner la fermeture de l’installation avant la fin de sa durée de vie. On estime qu’en 2030, il y aura environ 22 000 sites de production pétrolière, dont 14 000 sont des petits producteurs. Parmi ces sites, environ 10 000 sites de faible production pétrolière devraient bénéficier de cette exception.

Toutes les installations visées par l’interdiction d’évacuation peuvent bénéficier de quatre exceptions : entretien planifié et dépressurisation temporaire, risque pour la santé et la sécurité des personnes résultant d’une situation d’urgence, faible débit ou pouvoir calorifique et interruption prolongée de l’approvisionnement en gaz pour le public. Les modifications ne réduisent pas la portée de ces exceptions, puisqu’elles se rapportent à des limitations techniques de la plupart des solutions de conformité. Pour appuyer la conformité, le Ministère s’est engagé à élaborer, avec la participation des intervenants, un document d’orientation sur la conformité au règlement.

Une autre voie de conformité qui remplace les exigences de la partie 1, y compris l’interdiction et les exceptions relatives à l’évacuation, est une option de conformité distincte pour les exploitants. La méthode de conformité basée sur le rendement prévue dans la partie 2 autorise une certaine évacuation continue, à condition que l’installation soit en mesure de conserver l’intensité d’émission requise pour l’installation.

Détection des extinctions des torchères

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que l’obligation d’avoir et d’utiliser trois systèmes (un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, une flamme pilote et un dispositif d’allumage automatique) pour garantir le bon fonctionnement de la torche entraînerait une modernisation coûteuse ou une nouvelle conception des équipements de destruction existants. Il a été recommandé d’adapter la formulation pour permettre à l’équipement de destruction de fonctionner avec l’un ou l’autre des systèmes, en suggérant que cela permettrait d’obtenir les mêmes résultats en matière d’émissions à un coût nettement inférieur.

Les représentants des ONGE soutiennent les exigences de trois systèmes en matière d’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures, soulignant les réglementations des principaux États américains et de l’UE qui exigent que l’équipement de destruction fasse appel à un système de combustion doté d’une flamme pilote, d’un dispositif d’allumage automatique et d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme.

Selon un examen des exigences et des normes techniques d’autres sphères de compétence, y compris des références élaborées par l’Association canadienne de normalisation, le système devra fonctionner en continu. Les systèmes de combustion doivent être munis d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme ou doivent subir une inspection visuelle hebdomadaire. Il faut aussi un moyen d’allumer de nouveau le système au besoin, comme une flamme pilote ou un dispositif d’allumage automatique.

Torchage et étude technique

Les intervenants de l’industrie ont suggéré de supprimer l’exigence selon laquelle l’utilisation du torchage doit être justifiée par une étude technique énonçant des conclusions sur les moments où il n’est pas possible que les gaz d’hydrocarbures produisent de la chaleur ou de l’énergie utile. Il a été noté que le torchage est un élément nécessaire à la sécurité des opérations et qu’il constitue une forme de destruction du méthane dans les situations où la conservation du gaz n’est pas possible ou viable, et qu’il s’agit d’une décision opérationnelle qui détermine si le torchage est utilisé pour des raisons opérationnelles ou comme méthode préférée de destruction du méthane, et qu’il n’est pas lié à la gestion des émissions de méthane.

Les représentants des ONGE recommandent au Ministère d’améliorer la rigueur et de renforcer l’applicabilité de l’autorisation du torchage par l’intermédiaire de justifications techniques. Selon eux, ces justifications techniques nécessitent qu’une tierce partie indépendante certifie l’étude d’infaisabilité et que les exploitants soumettent une documentation technique d’infaisabilité détaillée et certifiée au moins une fois par an s’ils ont l’intention d’effectuer du torchage. Ils suggèrent également de définir le terme « infaisabilité Â» comme signifiant « techniquement infaisable Â» et non économiquement infaisable, et d’exiger des exploitants qu’ils tiennent des registres et qu’ils fassent état de la quantité de gaz brûlés à la torchère. Les représentants des ONGE soulignent également que les organismes de réglementation, tels que l’UE, l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis et ceux des principaux États américains ayant des règlements sur le méthane, ainsi que la réglementation de la région de la rivière de la Paix en Alberta, n’autorisent pas ou limitent strictement l’utilisation du torchage de routine. Ils mentionnent également que le torchage n’est pas représentatif de la pratique exemplaire.

Les modifications conservent le torchage comme l’une des options de destruction disponibles en tant qu’option de conformité. Toutefois, la section sur le torchage fait désormais partie de la section sur la destruction des hydrocarbures, les références au torchage étant spécifiquement supprimées pour permettre à l’exploitant de choisir l’équipement de destruction. L’exigence d’une étude technique sera retenue pour garantir que la destruction n’est appliquée que lorsque cela est nécessaire. Pour répondre aux préoccupations des ONGE concernant la vérification supplémentaire de la conclusion d’infaisabilité technique découlant d’une étude technique, les modifications exigent que l’étude technique soit réévaluée tous les 12 mois afin d’en confirmer la conclusion originale. Le Ministère recueillera périodiquement des rapports et les examinera pour vérifier la conformité. Ces éléments sont cohérents avec ceux d’autres sphères de compétence de premier plan qui visent à gérer les émissions de méthane, par exemple le règlement de l’EPA de 2024 (disponible en anglais seulement).

Efficacité de la destruction et systèmes d’oxydation catalytique

Certains intervenants de l’industrie étaient préoccupés par l’exigence d’une efficacité de 85 % pour les oxydateurs catalytiques et ont soutenu qu’il est techniquement impossible d’atteindre ces efficacités de conversion à tout moment, puisque certains systèmes d’oxydation catalytique fonctionnent à moins de 85 %. Ces intervenants ont recommandé de supprimer les efficacités minimales de conversion du carbone pour les systèmes d’oxydation catalytique ou de fixer l’efficacité minimale à une valeur inférieure.

Les intervenants de l’industrie ont également commenté l’exigence générale en matière d’efficacité de destruction de 98 %. Les commentaires reflètent à la fois le soutien et l’opposition à ce changement. Les représentants des ONGE ont appuyé la norme d’efficacité de 98 %, citant diverses sphères de compétence qui appliquent déjà de telles exigences.

En fonction des pratiques exemplaires de l’industrie, des normes techniques et des exigences réglementaires en vigueur dans d’autres sphères de compétence, l’exigence d’efficacité de destruction de 98 % est réalisable et viable. Toutefois, le Ministère a déterminé que la diversité des conditions d’exploitation rendait difficile l’application d’une exigence d’efficacité pour les systèmes d’oxydation catalytique. En conséquence, le taux d’efficacité de destruction de 98 % a été maintenu tandis que le taux d’efficacité du système d’oxydation catalytique a été remplacé par l’obligation d’utiliser ces dispositifs conformes aux recommandations du fabricant afin d’atteindre l’efficacité la plus élevée possible.

Autre option de conformité pour les installations utilisant un système de surveillance continue

Le projet de modifications établissait une autre approche pour la conformité au Règlement qui reposait sur l’installation de systèmes de surveillance continue des sources potentielles d’émissions de méthane de l’installation. En cas de détection d’émissions de méthane supérieures à 1 kg/h, le projet de modifications exigeait que le système déclenche une alarme. Une mesure d’atténuation devait être mise en Å“uvre dans les délais prévus en fonction du taux d’émission. Cette autre voie de conformité était proposée comme substitut aux exigences décrites pour l’évacuation et les émissions fugitives.

Référence de base

Les intervenants de l’industrie étaient préoccupés par l’état actuel de la technologie associée aux systèmes de surveillance continue et par les exigences techniques spécifiques contenues dans le projet de modifications pour ces systèmes. Ils ont indiqué qu’il était très peu probable qu’ils choisissent d’utiliser l’autre méthode de conformité en déployant une surveillance continue. Ils se sont également inquiétés du fait que le seuil d’alarme serait problématique, générant des alarmes injustifiées qui créeraient des distractions lors du fonctionnement de l’installation.

Les fournisseurs de technologies ont proposé d’élargir l’éventail des technologies applicables. Ils ont recommandé de modifier les seuils d’alerte pour tenir compte de la complexité variable des sites, d’utiliser une limite de détection minimale, de supprimer la référence à un seuil de probabilité de détection et d’incorporer des exigences opérationnelles plus réalisables pour les systèmes.

Les modifications comprennent une autre méthode axée sur le rendement, donnant aux installations couvertes par les modifications la possibilité d’installer un système de surveillance des émissions. En réponse aux commentaires formulés par les intervenants de l’industrie et les fournisseurs de technologies, les modifications ont été modifiées pour introduire une cible axée sur l’intensité des émissions, associée à une comptabilisation rigoureuse des émissions, afin de répondre aux inquiétudes voulant que la technologie actuelle ne pouvait pas suivre efficacement les variations des émissions à partir d’un seuil d’émission de zéro. L’exigence visant à déclencher une alarme a été remplacée par un système d’alerte électronique permettant de suivre les dépassements d’émissions.

Les étalons de référence pour les émissions sont définis comme des seuils d’intensité pour les installations effectuant ces trois activités : la production, la transformation et le transport. Les modifications exigent désormais que l’intensité des émissions d’une installation au cours de l’année précédente soit inférieure à l’étalon de référence pour que l’installation soit autorisée à utiliser un système de surveillance des émissions. Le seuil déclenchant les mesures correctives commence à 1 kg/h au-dessus du taux d’émission de l’installation. La référence aux critères de probabilité de détection est supprimée ; le système doit plutôt être conçu pour assurer une couverture et une précision adéquates.

Observations générales

En vertu du projet de modifications, les installations qui augmentent la production de gaz étaient tenues de concevoir et d’exploiter des systèmes permettant d’éliminer l’évacuation, et ce, à partir de 2027. Toutes les installations du secteur étaient soumises à ces nouvelles exigences en 2030.

Délais de conformité

Certains intervenants de l’industrie ont recommandé de préciser les dates d’application dans les modifications. L’industrie s’est félicitée de l’introduction progressive des exigences d’ici 2030 pour les installations existantes, mais a exprimé des inquiétudes concernant le volet de la proposition qui prévoyait d’utiliser les niveaux de production pour imposer des obligations plus tôt. Les suggestions visant à simplifier les échéanciers comprenaient deux options : exiger que tous les sites existants se conforment aux modifications en 2030 et exiger que tous les sites se conforment aux modifications en 2027.

Les représentants des ONGE ont suggéré des dates d’application plus hâtives afin de capter davantage d’émissions et de refléter la nature urgente de la crise climatique. Leurs suggestions comprenaient l’obligation pour les nouvelles sources de se conformer dans les 60 jours suivant la publication officielle, ce qui assurerait l’harmonisation avec les exigences de l’EPA et la prise en compte des règles récentes de l’UE qui exigent que les installations existantes se conforment dans les 5 mois avec une première inspection des fuites dans les 12 mois.

Les dates d’entrée en vigueur de certaines exigences des modifications ont été simplifiées et retardées. Comme le Règlement final n’était pas encore terminé comme prévu à la fin de 2024, les mesures initiales de conformité du Règlement final sont passées de 2027 à 2028. Le programme de détection et de réparation des émissions fugitives entre en vigueur le 1^er janvier 2028 pour toutes les installations. Les autres exigences de la partie 1 des modifications entrent en vigueur le 1^er janvier 2028 pour les installations qui entrent en service à cette date ou à une date ultérieure, et le 1^er janvier 2030 pour les installations qui sont entrées en service avant le 1^er janvier 2028. La voie de conformité alternative définie dans la partie 2 peut être utilisée par toutes les installations à partir du 1^er janvier 2028. Compte tenu de l’ampleur des changements exigés par le Règlement, qui s’applique à des milliers d’installations, les modifications sont axées sur l’atteinte de deux jalons. Elles introduisent donc des exigences opérationnelles devant être respectées à partir de 2028, tout en maintenant la mise en Å“uvre complète d’ici 2030, ce qui donne à l’industrie suffisamment de temps pour planifier les investissements dans les projets de mise en conformité et gérer efficacement les changements opérationnels.

Estimations des émissions de référence

Les représentants des ONGE ont souligné l’importance de la mesure dans la déclaration des émissions et de l’utilisation de données empiriques dans la comptabilisation des émissions de méthane. Les ONGE ont recommandé de mettre en place un système de surveillance axé sur la mesure et s’appuyant sur les pratiques exemplaires internationales afin de garantir la conformité, la transparence et la responsabilité des modifications.

Les émissions de méthane sont estimées dans le RIN conformément aux lignes directrices et aux méthodologies internationales de déclaration convenues par la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC), y compris les procédures méthodologiques et les lignes directrices prescrites par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Les dernières mises à jour de l’inventaire du Ministère ont inclus de nouvelles données empiriques qui ont entraîné une révision à la hausse du niveau de référence des émissions ; les modifications servent à réduire les émissions à un certain niveau, quel que soit le point de départ. Étant donné que ces données sont déjà collectées et intégrées dans le RIN, aucun changement n’a été apporté aux exigences en matière de rapports et de conservation de documents dans les modifications.

Tenue de registres

Les représentants de l’industrie étaient préoccupés par les exigences en matière de rapports et de conservation de documents sur les événements d’évacuation, le fonctionnement du système de destruction du gaz et le programme d’émissions fugitives, et estimaient que ces exigences étaient trop lourdes. Ils ajoutaient que les entreprises sont actuellement tenues de comptabiliser et de déclarer les volumes évacués et brûlés à la torchère dans le cadre de mécanismes de déclaration provinciaux, et ils proposent de réduire au minimum les exigences de déclaration redondantes.

Les modifications sont cohérentes avec le Règlement existant, qui exige que ces renseignements soient conservés dans un registre; il n’y a pas d’obligation de rapport permanent en vertu de la partie 1, sauf si des données précises sont demandées par le ministre. L’autre voie de conformité, soit l’adoption de la partie 2, nécessite un rapport annuel. La manière et la forme sous laquelle les registres sont conservés sont laissées au choix de l’exploitant et les mécanismes de déclaration existants peuvent constituer une référence appropriée. En conséquence, aucune modification n’a été apportée aux exigences en matière de rapports.

Coûts de conformité

Selon les représentants de l’industrie et des intervenants anonymes, le Ministère a sous-estimé les coûts de conformité imputables au projet de modifications. D’après les soumissions, le coût des équipements et de la conformité pour des sources, comme le captage des gaz de purge, le captage des gaz évacués pour la combustion, les unités de récupération des vapeurs, les joints de compresseurs, les pompes pneumatiques et les contrôleurs devraient être plus élevés que prévu.

Le Ministère a terminé l’examen des hypothèses de coûts utilisées dans l’analyse du projet de modifications. Il s’agissait notamment de définir les principaux éléments de coût remis en question et d’examiner les sources afin de déterminer si ces éléments devaient être révisés. Une mise à jour a été apportée à l’analyse des coûts pour tenir compte des commentaires reçus. Cette mise à jour comprenait une nouvelle répartition des tailles des unités de récupération des vapeurs afin de mieux refléter les dépenses d’investissement et d’exploitation liées aux besoins en matière de dimensions opérationnelles.

Obligations relatives aux traités modernes, consultation et mobilisation des Autochtones

Mise en œuvre des traités modernes

Comme l’exige 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 exécutée à l’égard de la modification. Au moyen de l’évaluation, la portée géographique et l’objet des modifications relativement aux traités modernes en vigueur ont été examinés. Selon l’évaluation, aucune obligation au titre des traités modernes n’a été révélée.

Mobilisation et consultation des Autochtones

Le Ministère a mobilisé les Autochtones au sujet des modifications en 2023. Le Ministère a reçu un commentaire écrit de la part d’organisations dirigées par des Autochtones, dans le contexte de l’impact des émissions des sables bitumineux sur la qualité de vie et l’utilisation et la jouissance des territoires traditionnels. Ce commentaire exprime également son soutien aux politiques de réduction des GES, qui ont l’avantage connexe de réduire d’autres polluants atmosphériques et d’entraîner de meilleures mesures de gestion de la qualité de l’air dans la région des sables bitumineux de l’Athabasca. Le groupe d’organisations s’intéresse également aux discussions sur les équivalences entre les mesures proposées par l’Alberta et le gouvernement fédéral.

La Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (DNUDPA) est un instrument international relatif aux droits de la personne qui définit des normes minimales pour la survie, la dignité et le bien-être des peuples autochtones. Le gouvernement du Canada s’est engagé à prendre des mesures efficaces, notamment des mesures législatives et stratégiques, en consultation et en coopération avec les peuples autochtones, afin d’atteindre les objectifs de la Déclaration des Nations Unies. Les modifications contribueront à faire progresser cet engagement en renforçant la protection de l’environnement grâce à la réduction des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier en amont.

Choix de l’instrument

Un éventail d’options en matière de politiques a été défini dans le but d’atteindre la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030. Le processus d’évaluation du choix des instruments était axé sur les options qui pourraient efficacement réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont.

L’approche adoptée par le Canada en matière de tarification du carbone est souple et permet aux provinces et aux territoires de concevoir leur propre système de tarification répondant aux normes nationales minimales de rigueur (le modèle) ou de choisir le système fédéral de tarification du carbone. L’approche du Canada en matière de tarification du carbone n’a pas été considérée comme un outil efficace pour atteindre l’objectif de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030, car il vise les réductions d’éq. CO₂ les moins coûteuses dans l’ensemble de l’industrie et n’est pas conçu pour assurer un niveau précis de réduction des émissions de méthane d’un secteur ou d’une activité donnés.

Pour que le Canada atteigne sa cible en matière de réduction des émissions de méthane en 2030, une approche réglementaire complémentaire ciblant précisément les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier a été adoptée. L’analyse montre que cette approche permettra au Canada d’atteindre sa cible en matière de réduction des émissions de méthane à l’horizon 2030, et ce, de manière rentable et avec une certaine souplesse en matière de conformité. En outre, cette approche permet de mettre en place des régimes réglementaires propres à chaque province s’ils sont jugés équivalents aux règlements fédéraux. Pour ces raisons, les modifications ont été choisies comme l’instrument approprié pour contribuer à l’atteinte de la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030.

Analyse de la réglementation

Il est estimé qu’entre 2028 et 2040, les modifications entraîneront près de 38,6 milliards de dollars en avantages pour la société, dont des réductions cumulatives des émissions de GES estimées à 304 Mt d’éq. CO₂, et des avantages estimés pour la société attribuables aux dommages évités causés par les changements climatiques évalués à 36,3 milliards de dollars. À ceci s’ajoutent 705 PJ de gaz conservé d’une valeur de 2,0 milliards de dollars, et une réduction de 1 593 kt de composés organiques volatils (COV), accompagnés d’effets sur les résultats de santé évalués à 257 millions de dollars, dont une réduction des décès prématurés. La mise en Å“uvre des modifications est estimée à 14,6 milliards de dollars, ce qui se traduit par des avantages monétaires nets de 23,9 milliards de dollars, pour un coût supplémentaire de 48 $ par tonne d’éq. CO₂.

Cadre d’analyse

Pour estimer l’impact des modifications, une analyse a été effectuée. Elle a permis de quantifier trois catégories d’avantages supplémentaires : les réductions des émissions de GES (méthane et dioxyde de carbone), les réductions des émissions de COV et les économies d’énergie sous forme de gaz naturel conservé. L’analyse a ensuite permis de monétariser ces impacts supplémentaires ainsi que les coûts de conformité (y compris d’administration). Les impacts attribuables au Règlement sont analysés sur une période de 13 ans (de 2028 à 2040), ce qui comprend ceux des mesures de conformité graduelles attribuables aux modifications (commençant par les exigences de conformité en 2028), et l’application intégrale à l’échelle du secteur (2030) jusqu’en 2040, afin d’illustrer les coûts et les avantages qui s’accumulent au fil du temps à la suite des modifications.

Tous les résultats monétaires sont présentés en dollars canadiens ($ CA) de 2023, les valeurs autres que celles de 2023 étant indexées à l’aide des données du déflateur du PIB et les prix non canadiens convertis en fonction du taux de change de 2023^{référence 6}. Dans les cas où les sources utilisaient le dollar des États-Unis ($ US), elles ont été converties en dollar canadien au moyen de la parité de pouvoir d’achat (PPA) de 2023^{référence 7}. Les valeurs actualisées ont été calculées selon un taux annuel de 2 %, qui est le taux d’actualisation de Ramsey à court terme, utilisé par le gouvernement du Canada pour attribuer une valeur monétaire aux réductions de GES (plus de renseignements sur cette approche sont présentés dans la section sur les avantages de la portée des modifications et la conformité). Le même taux d’actualisation a été appliqué à la fois aux coûts et aux avantages pour assurer l’uniformité de l’analyse, et l’année 2025 a été sélectionnée comme l’année de référence pour la valeur actualisée (soit l’année de l’enregistrement des modifications). Les valeurs annuelles sont calculées de façon à ce que la somme de leur valeur actualisée pour la période de 2028 à 2040 soit égale au résultat du calcul de la valeur actualisée nette^{référence 8}.

On détermine les impacts supplémentaires en comparant un scénario de référence tenant compte des mesures existantes à un scénario réglementaire, qui tient compte des principaux aspects des modifications. Le scénario de référence représente le maintien des exigences fédérales actuelles pour limiter les émissions de méthane provenant des activités du secteur du pétrole et du gaz. Bien que les organismes de réglementation provinciaux imposent également des exigences visant à limiter les émissions de méthane dans chacune des principales provinces productrices de pétrole et de gaz au Canada, et qu’ils aient actuellement des accords d’équivalence avec le gouvernement fédéral, seules les exigences fédérales existantes en matière de méthane (c’est-à-dire le Règlement) sont représentées dans le scénario de référence pour fournir une base cohérente pour comparer les exigences fédérales existantes et ces modifications.

Mise à jour de l’analyse suivant la publication des modifications proposées dans la Partie I de la Gazette du Canada

L’analyse a été mise à jour afin d’intégrer le Rapport d’inventaire national de 2024 et d’apporter d’autres mises à jour afin d’améliorer l’analyse et de tenir compte des mises à jour réglementaires, comme il est décrit ci-dessous. L’analyse n’a pas été mise à jour davantage, car le scénario de référence 2025 n’était pas disponible au moment de l’analyse.

Mise à jour du Rapport national d’inventaire et du scénario de référence des émissions de GES du Ministère

Les mises à jour de la méthodologie de l’édition 2024 du Rapport national d’inventaire (RIN) ont entraîné une révision à la hausse des émissions de méthane déclarées au Canada. Ces mises à jour reflètent les progrès réalisés dans la façon de déterminer les quantités d’émissions de méthane, en particulier dans le secteur pétrolier et gazier. Des études utilisant des mesures atmosphériques pour obtenir des estimations « descendantes Â» ont montré que les inventaires traditionnels de type « ascendant Â» ont tendance à sous-estimer les émissions de méthane.

Par le passé, les mesures atmosphériques se limitaient à des estimations à grande échelle ou à l’échelle des installations, mais les progrès récents en technologies de mesure ont permis d’élaborer des protocoles pour les inventaires des émissions de méthane de source déterminée fondées sur des mesures atmosphériques avec des incertitudes définies. Ces inventaires, appliqués en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, ont permis d’obtenir des estimations plus précises pour des sources telles que les torches non allumées, les réservoirs de stockage, les compresseurs, les têtes de puits et les hangars à moteurs. L’intégration de ces méthodes « descendantes Â» a entraîné des révisions à la hausse des émissions de méthane déclarées et continue d’améliorer la précision des rapports d’inventaire du Canada.

De plus, les émissions de référence pour le secteur du pétrole et du gaz de 2012 ont été estimées à l’aide d’un PRP du méthane de 25 sur 100 ans. En 2024, le Ministère a mis à jour sa valeur du PRP du méthane sur 100 ans à 28, conformément au cinquième rapport d’évaluation fourni par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).

Cette méthodologie actualisée a une incidence sur le point de référence utilisé pour évaluer l’objectif de la réduction de 75 % des émissions de méthane par rapport aux niveaux de 2012. Comme la cible de réduction est fondée sur les émissions de 2012, toute révision apportée au point de référence de 2012 a une incidence sur la quantité de réduction spécifique requise pour atteindre l’objectif.

Dans le projet de modifications publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, les émissions de référence pour le secteur du pétrole et du gaz de 2012 étaient estimées à 60,5 Mt d’éq. CO₂. Compte tenu des progrès réalisés en matière de mesure et de la révision du PRP, les émissions de référence pour 2012 sont désormais estimées à 84,3 Mt d’éq. CO₂. Bien que la modification du PRP ait contribué au rajustement, les améliorations de la mesure du RIN sont le principal facteur de la hausse des émissions de référence pour 2012.

Le scénario de référence des émissions de GES du ministère de 2024 s’appuie sur les mises à jour du RIN de 2024 et intègre les dernières données sur la production de pétrole et de gaz tirées du rapport Avenir énergétique du Canada en 2025 de la Régie de l’énergie du Canada (REC) (rapport de la REC), ainsi que les récents changements de politique^{référence 9,référence 10}. Ces mises à jour ont entraîné une augmentation des émissions projetées autant pour le scénario de référence que les scénarios réglementaires.

Mises à jour analytiques

Les importants changements suivants ont été apportés à l’analyse depuis la publication de l’ébauche du Règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada :

• Les données sur les activités provinciales de Petrinex (réseau d’information sur le pétrole) ont été mises à jour au moyen des données de 2022 pour déterminer le nombre d’installations dans toutes les provinces. De concert avec les mises à jour du rapport de la REC, cette mise à jour a modifié le nombre prévu d’installations et d’appareils utilisés dans l’analyse pour calculer les coûts de conformité. Les prévisions du rapport de la REC ont permis une mise à jour des variables clés, comme la composition de production prévue, qui a influencé à son tour l’ensemble de technologies d’atténuation du méthane (par exemple des dispositifs pneumatiques, des technologies de réduction de l’évacuation). À mesure que la dynamique de production évolue, la faisabilité et l’application de technologies spécifiques s’ajustent pour s’aligner sur le paysage de production prévu.
• Les hypothèses concernant le choix des mesures à prendre pour respecter les exigences en matière d’évacuation des installations ont été mises à jour, ce qui a entraîné une réduction du gaz conservé attribuable à ces exigences et des réductions globales de dioxyde de carbone moins élevées.
• Des rajustements de coûts ont été appliqués pour normaliser l’inflation en utilisant le déflateur du PIB. La conversion des prix du dollar des États-Unis au dollar canadien a été rajustée en fonction de la parité des pouvoirs d’achat, et les formules d’ingénierie ont été mises à jour en dollars de 2023, ce qui garantit que les estimations des coûts reflètent les données et les améliorations méthodologiques les plus récentes. Ces rajustements entraînent une révision des coûts à la hausse.
• Dans le cas des grands émetteurs, les stratégies d’atténuation relatives aux systèmes de purge des tubages de surface ont été révisées, passant de la destruction au captage des gaz d’évacuation et la comptabilisation des émissions provenant des systèmes de purge des tubages de surface a été prolongée jusqu’à l’étape de l’abandon des puits. L’hypothèse relative à la détermination des problèmes liés aux tubages de surface a été ajustée afin d’inclure l’identification des systèmes de purge des tubages de surface grâce à des inspections des émissions fugitives. Dans l’ensemble, ces mises à jour se traduisent par une réduction des émissions de dioxyde de carbone et une augmentation des émissions de méthane.
• La méthodologie relative aux émissions fugitives a été actualisée afin d’exclure les réductions provenant des sites qui s’appuieraient sur une exception des interdictions en matière d’évacuation et qui émietteraient donc la totalité du gaz qu’ils produiraient ou recevraient, ce qui se traduirait par une réduction globale plus faible de la quantité de méthane associée aux exigences en matière d’inspection d’émissions fugitives.
• La méthodologie utilisée pour calculer l’incidence pour les petites entreprises du point de vue de la petite entreprise a été mise à jour pour refléter plus exactement le fardeau administratif prévu associé aux modifications, compte tenu de la relative petite proportion d’installations qui sont exploitées par de petites entreprises.

Mises à jour réglementaires

À la suite de la publication des modifications proposées dans la Partie I de la Gazette du Canada, des changements ont été apportés aux modifications, comme il est indiqué dans la section « Description Â» ci-dessus. Certaines de ces modifications ont une incidence sur l’analyse, notamment :

• la date d’entrée en vigueur (révisée de 2027 à 2028);
• les révisions apportées au programme sur les émissions fugitives;
• une exception visant certaines installations de production pétrolière.

Les modifications prévoient une autre voie de conformité facultative qui repose sur la surveillance sur le site des sources d’émissions de méthane (partie 2). Cette option n’a pas été prise en compte dans l’analyse des impacts, car on suppose que cette autre voie de conformité permettra d’obtenir des réductions d’émissions similaires et ne sera choisie comme voie de conformité à privilégier que si les coûts sont inférieurs à ceux de la conformité à la partie 1. Ainsi, le fait de choisir l’approche de la partie 2 devrait accroître les avantages nets des modifications.

Analyse de la portée des modifications et de la conformité

Pour estimer les avantages et les coûts supplémentaires des modifications, l’analyse a tenu compte des entités qui seront touchées (portée des modifications) et de la façon dont elles réagiront le plus probablement (leurs stratégies de conformité), comme il est décrit ci-dessous.

Portée des modifications

Les modifications s’appliquent aux installations en amont du secteur pétrolier et gazier terrestre du Canada, qui sont définies comme des installations d’extraction, de traitement ou de transport d’hydrocarbures, par la mise en œuvre d’exigences à l’échelle de l’installation et de l’équipement. Les exigences à l’échelle de l’installation comprendront une interdiction d’évacuer les gaz d’hydrocarbures dans l’atmosphère, avec certaines exceptions, remplaçant ainsi les limites d’émissions antérieures sur l’évacuation des gaz de production qui étaient présents dans le Règlement. Les exigences relatives aux émissions fugitives renforcées s’appliqueront à un plus grand nombre d’installations, avec des inventaires des émissions plus fréquents, y compris une mesure indépendante des émissions chaque année.

Il se peut que des installations répondent déjà aux exigences en matière de conformité imposées par les modifications, en raison des actions mises en place pour se conformer aux mesures provinciales ou de mesures volontaires actuelles. Les installations qui doivent prendre des mesures supplémentaires pour se conformer aux modifications sont considérées comme des installations touchées. L’analyse coûts-avantages met l’accent sur ces installations au moment d’estimer les impacts supplémentaires des modifications.

Conformité à la réglementation

Les modifications établissent des exigences pour la gestion des sources d’émission de méthane, mais sans prescrire de mesures ou de technologies pour se conformer à ces exigences. Cependant, à des fins de modélisation, des hypothèses ont été formulées concernant des mesures précises de conformité pour estimer les coûts et les avantages. Les mesures de conformité que l’industrie pétrolière et gazière est censée adopter pour satisfaire aux nouvelles exigences pour chaque source, en lien avec les émissions d’évacuation et les émissions fugitives, sont décrites ci-dessous. Pour offrir une plus grande souplesse en matière de conformité, la partie 2 des modifications comprend une option permettant d’utiliser un système de surveillance des émissions pour suivre les émissions et structurer leur gestion. Dans le but de simplifier l’analyse coûts-avantages, on suppose que les installations touchées suivent les mesures de conformité prévues à la partie 1 des modifications. Les installations qui choisissent de se conformer en utilisant la partie 2, le feront probablement si le coût pour se conformer à la partie 2 est moins élevé que celui pour se conformer à la partie 1.

Coûts de conformité

On s’attend à ce que les installations touchées par les modifications assument des coûts d’immobilisations et d’exploitation supplémentaires pour se conformer aux modifications. L’industrie devra également déployer des efforts administratifs pour démontrer la conformité aux modifications.

Les modifications comprennent divers assouplissements en matière de conformité et une approche graduelle quant à l’application des nouvelles exigences, plus rigoureuses, pour atténuer les impacts potentiels financiers et sur la compétitivité. Les modifications établissent des exigences différentes d’après le type d’équipement dans les sites, permettent des options pour les exigences en matière de surveillance des sites et appliquent progressivement les exigences dans le cas de certaines installations.

Les modifications comprennent des exigences en matière de conformité supplémentaires qui s’appliqueront à compter de 2028. Les nouvelles exigences pour la gestion des émissions fugitives entreront en vigueur en 2028 pour toutes les installations. En ce qui concerne les autres exigences, la mise en place de mesures de conformité commencera lorsque l’installation entrera en service pour celles qui entrent en service en 2028 ou après. Aux fins de l’analyse qui suit, ces installations sont désignées comme de « nouvelles Â» installations. On suppose donc que ces installations devront assumer des coûts d’immobilisations au cours de leur première année d’exploitation. De même, les installations produisant ou traitant des gaz avant 2028 et qui continuent à produire ou traiter du gaz sont désignées comme étant des installations « existantes Â». Ces installations devront commencer à se conformer en 2030 et il est supposé qu’elles commencent à assumer des coûts d’immobilisations au cours de la même année.

On suppose que les coûts d’exploitation commencent à être déboursés dans l’année où les coûts d’immobilisations sont engagés — 2028 pour les nouvelles installations et 2030 pour les installations existantes — et se poursuivent annuellement jusqu’à la fin de la période d’analyse (2028-2040). Pour estimer les coûts d’immobilisations et d’exploitation, l’analyse utilise des données provenant de diverses sources, y compris des rapports de Process Ecology (2023)^{référence 51}, du Delphi Program (2017)^{référence 11}, d’ICF (2015)^{référence 12}, de Natural Gas Star (2011)^{référence 13} et de Natural Gas Star (2006)^{référence 14}.

Évacuation

Le gaz naturel peut être un sous-produit des installations de production pétrolière, qui est rejeté (évacué) dans l’atmosphère en tant que déchet plutôt que capté et vendu en tant que produit, en particulier dans les sites où l’infra- structure pour la collecte de gaz n’est pas accessible. Ce gaz, principalement du méthane, peut être capté et acheminé vers un dispositif de destruction afin de réduire les émissions (la destruction du méthane crée du dioxyde de carbone qui contribue moins au réchauffement climatique que le méthane), ou, idéalement, utilisé comme combustible ou vendu grâce à la construction de nouvelles infra- structures de collecte de gaz.

Dans le cadre des modifications, on s’attend à ce que les installations détruisent le gaz, l’utilisent comme combustible ou le vendent en tant que produit. L’utilisation du gaz comme combustible ou comme produit est parfois appelée conservation. À la suite de la période de consultation, les modifications ont été mises à jour avec une exception en matière d’évacuation pour les installations pétrolières existantes qui produisent au plus 600 m³ de pétrole brut par année et qui n’évacuent pas plus de 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures par année. Cette exception entraîne une diminution des achats d’équipements de conservation et de destruction du gaz, principalement en raison de la réduction du nombre d’oxydeurs catalytiques et de chambres de combustion nécessaires.

On estime que la conservation de gaz sera possible pour environ 5 300 installations, tandis qu’environ 36 000 installations choisiront plutôt de le détruire. On suppose que les installations qui conservent le gaz le font en installant une unité de récupération des vapeurs (URV), et qu’environ 500 d’entre elles vont aussi installer un raccordement de pipeline. Les installations qui choisissent de détruire le gaz, quant à elles, vont probablement le faire en optimisant leurs torches ou en installant une chambre de combustion ou un système d’oxydation de taille appropriée. La technologie utilisée pour la destruction dépend du volume de gaz attendu, et on estime que 25 600 installations optimiseront leurs torches, 1 900 installations installeront une chambre de combustion et 8 500 installations installeront un système d’oxydation catalytique.

Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation associés aux URV ont été mis à jour depuis la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada, et reflètent une nouvelle gamme de tailles d’URV. Une gamme de tailles et de capacités a été prise en compte pour les URV et le tableau 1 ci-dessous présente les valeurs moyennes des coûts liés aux URV. Les coûts liés au raccordement de pipeline ont été mis à jour pour refléter une méthodologie uniforme pour l’inflation et la conversion des devises. Les coûts d’immobilisations pour les installations qui conservent le gaz sont estimés, en moyenne, à 140 700 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une URV et à environ 1,5 million de dollars pour l’installation d’un raccordement de pipeline. Pour les installations qui choisissent de détruire le gaz, les coûts d’immobilisations sont estimés à 7 300 $ pour l’achat et l’installation d’un système d’allumage de torche, à 52 800 $ pour l’achat et l’installation d’une chambre de combustion et à 37 100 $ pour l’achat et l’installation d’un système d’oxydation catalytique. Sur le nombre total d’installations touchées de 2028 à 2040, environ 51 % (installations existantes) assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes. Les 49 % restants des installations touchées (nouvelles installations) engageront des dépenses en immobilisations entre 2028 et 2040. Les dépenses en immobilisations sont supposées survenir chaque année (de 2028 à 2040) ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes. Le nombre d’installations touchées augmentera d’environ 4 % par année à partir de 2028.

Les coûts d’exploitation annuels varieront entre 5 500 $ par installation, par année, pour les systèmes d’oxydation catalytique et 42 800 $ par raccordement de pipeline, comme le montre le tableau 1 ci-dessous.

On estime que les exigences relatives à l’évacuation et à la destruction entraîneront pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 2,8 milliards de dollars.

Tableau 1 : Coûts de conformité pour l’évacuation et la destruction

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre d’installations touchées note a du tableau b1 note b du tableau b1	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
URV	140 700	8 400	5 300	959
Raccordement de pipeline	1 539 400	42 800	500	757
Système d’allumage de torche	7 300	s.o.	25 600	164
Chambres de combustion	52 800	16 300	1 900	309
Oxydeurs catalytiques	37 100	5 500	8 500	609
Total	s.o.	s.o.	41 300	2 799
Note(s) du tableau b1 Note a du tableau b1 Il s’agit du nombre total d’installations touchées au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b1 Note b du tableau b1 Le total exclut 500 raccordements de pipeline qui se retrouvent dans un sous-ensemble d’installations où une URV a été installée. Retour à la note b du tableau b1

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Remarque : Coûts tirés des rapports de Natural Gas Star (2006), de Delphi (2017) et de Process Ecology (2023). Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Purges (évacuation)

Pendant les activités d’entretien, ou pour certaines raisons opérationnelles, du gaz naturel peut être rejeté dans l’atmosphère lors d’un événement de courte durée afin de permettre un accès sécuritaire à l’équipement. C’est ce qu’on appelle une purge. Ce gaz pourrait plutôt être acheminé vers les systèmes de captages de gaz sur place, ou brûlé à l’aide d’un équipement portable.

Les modifications feront en sorte que les installations réglementées auront à reconcevoir leurs systèmes de purge, à capter et à acheminer les gaz vers des chambres de combustion portables ou à installer de l’équipement pour le captage et la conservation des gaz de purge. On s’attend à ce que les installations qui devront reconcevoir leurs systèmes de purge et modifier leurs pratiques d’arrêt d’urgence assument des coûts moyens de 9 000 $ par compresseur (environ 4 600 compresseurs devront se conformer à ces exigences). On estime également qu’environ 1 800 installations auront à capter les gaz de purge dans les stations de transport, à un coût d’environ 86 300 $ par dispositif. On suppose que ces systèmes n’entraînent pas de coûts d’exploitation.

On estime que, pour être conformes aux nouvelles exigences, 4 600 compresseurs devront capter les gaz de purge et les acheminer vers une nouvelle chambre de combustion, dont le coût est estimé à environ 73 500 $, auquel s’ajoutent 610 $ en coûts d’exploitation annuels par dispositif. On estime que les installations et les compresseurs existants, qui représentent environ 61 % du nombre total d’installations et de compresseurs touchés, assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts d’exploitation permanents. Les 39 % restants, qui représentent de nouvelles installations et de nouveaux compresseurs, à raison d’environ 3 % par année, assumeront des coûts d’immobilisations de 2028 à 2040 ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes.

On estime que les nouvelles exigences qui auront une incidence sur les purges entraîneront pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 489 millions de dollars (voir le tableau 2).

Tableau 2 : Coûts de conformité pour les purges

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de dispositifs touchés note a du tableau b2	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Reconception des systèmes de purge	9 000	s.o.	4 600	36
Captage et acheminement des gaz vers une chambre de combustion portable	73 500	610	4 600	311
Installation d’équipement de captage et de conservation des gaz de purge	86 300	s.o.	1 800	142
Total	s.o.	s.o.	s.o.	489
Note(s) du tableau b2 Note a du tableau b2 Il s’agit du nombre total de compresseurs et d’installations touchés au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b2

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux. 

Déchargement des liquides de puits (évacuation)

La production de gaz peut devenir limitée dans les puits à mesure que les liquides s’accumulent dans la tuyauterie de production souterraine. Pour rétablir les taux de production, les puits peuvent être « déchargés Â» en permettant la libération de la pression au niveau du sol, un type particulier d’événement de purge appelé déchargement des liquides de puits. Le gaz libéré au cours de cet événement pourrait être capté et utilisé ou acheminé vers un appareil à combustion. Afin de se conformer, on s’attend à ce que les installations installent soit un système de monte-charge à piston, soit conservent ou brûlent le gaz, selon le volume d’évacuation des activités de déchargement.

On estime qu’il y a environ 28 600 puits au Canada qui feront l’objet de déchargement des liquides de puits à des fréquences et des volumes d’évacuation variables entre 2028 et 2040. On s’attend à ce que 13 100 des puits où le déchargement des liquides est effectué sans monte-charge à piston doivent installer un tel monte-charge pour réduire les émissions, ce qui coûtera 32 500 $ par puits. On s’attend à ce que, dans le cas des puits restants, avec un plus grand volume de gaz évacués ou qui ont déjà un monte-charge à piston, on détruise les gaz au moyen d’un dispositif de destruction qui coûte 57 900 $ par puits. Il n’y aura aucune dépense d’exploitation associée à l’une ou l’autre de ces technologies. Sur le nombre total de puits touchés de 2028 à 2040, environ 51 % (puits existants) assumeront des coûts d’immobilisations en 2030. Les 49 % restants des puits touchés (nouveaux) engageront des coûts d’immobilisations d’environ 4 % de tous les puits touchés chaque année, de 2028 à 2040.

On estime que l’évitement d’émissions pendant le déchargement des liquides de puits entraînera pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 1,2 milliard de dollars (voir le tableau 3).

Tableau 3 : Coûts de conformité pour le déchargement des liquides de puits

Mesure de conformité	Coûts en immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de puits touchés note a du tableau b3	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Installation de systèmes de monte-charge à piston dans les puits de gaz	32 500	s.o.	13 100	371
Réduction des gaz évacués lors du déchargement des liquides au moyen de dispositifs de torchage, d’incinération ou de destruction	57 900	s.o.	15 500	783
Total	s.o.	s.o.	28 600	1 154
Note(s) du tableau b3 Note a du tableau b3 Il s’agit du nombre total des puits touchés au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b3

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans les rapports de Process Ecology (2023) et de l’EPA (Natural Gas STAR) (2011)^{référence 15}. Les coûts d’immobilisations sont des coûts unitaires.

Instruments et pompes pneumatiques (évacuation)

L’industrie peut utiliser la pression du gaz naturel pour entraîner les pompes et les instruments nécessaires sur les sites pétroliers et gaziers. Ce gaz est souvent rejeté dans l’atmosphère par ces dispositifs. Ces émissions peuvent être éliminées en remplaçant ces équipements par des systèmes électriques, ou si l’on utilise de l’air ou un gaz inerte pour les faire fonctionner. Il est attendu qu’afin de se conformer aux modifications, les installations devront utiliser des pompes et des instruments non émetteurs dans certaines installations, à partir de 2028, et dans toutes les installations d’ici 2030.

Il est estimé qu’un total de 289 400 dispositifs pneumatiques, dont 65 400 pompes et 224 000 instruments, seront installés au cours de la période d’analyse de 2028 à 2040. On estime que les installations existantes, qui représentent environ 56 % du nombre total de dispositifs touchés, assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes. Les 44 % restants, qui représentent les nouvelles installations, assumeront des coûts d’immobilisations de 2028 à 2040 à un taux d’environ 3 % par année à mesure que ces installations commencent à fonctionner, ainsi que des coûts d’exploitation annuels permanents connexes. On suppose que les coûts d’immobilisations moyens s’élèveront à 9 600 $ pour les pompes et à 10 300 $ pour le remplacement des instruments. Les coûts d’exploitation annuels sont estimés à environ 1 000 $ pour chaque nouvelle pompe et instrument remplacé. L’analyse des coûts totaux en valeur actualisée comprend toutes les dépenses d’immobilisations et d’exploitation de 2028 à 2040.

On estime que la transition vers des instruments pneumatiques et des pompes non émetteurs entraînera pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 4,8 milliards de dollars (voir le tableau 4).

Tableau 4 : Coûts de conformité pour les dispositifs pneumatiques

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de dispositifs touchés note a du tableau b4	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Remplacement des pompes pneumatiques par des pompes électriques (énergie solaire et sur place)	9 600	1 000	65 400	1 061
Remplacement des instruments pneumatiques par des solutions non émettrices, par exemple des instruments électriques ou fonctionnant à l’air	10 300	1 000	224 000	3 783
Total	s.o.	s.o.	289 400	4 844
Note(s) du tableau b4 Note a du tableau b4 C’est le nombre total de dispositifs touchés au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b4

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Joints et évents des compresseurs (évacuation)

Les compresseurs libèrent généralement des petites quantités de gaz naturel par le biais de systèmes mécaniques inhérents à la conception de cet équipement à haute pression. Des problèmes de conception ou d’entretien peuvent entraîner des émissions importantes et la tuyauterie de ces systèmes peut être modifiée pour acheminer ce gaz vers de l’équipement servant à l’alimentation, à la vente ou à la combustion. Pour être conformes aux modifications, les installations réglementées dotées de compresseurs centrifuges devront, soit améliorer leurs compresseurs en installant une unité de récupération qui conserve les gaz évacués au moyen d’un système de dégazage à joints humides, soit remplacer les joints humides par des joints secs.

On estime qu’environ 375 joints humides sur des compresseurs centrifuges seront touchés au cours de la période d’analyse. De plus, on estime que 80 % de ces compresseurs utiliseront des systèmes de récupération de dégazage et que les 20 % restants feront l’objet de remplacement des joints humides par des joints secs à un coût approximatif de 86 300 $ et de 101 600 $ par dispositif, respectivement. Qui plus est, on estime que les compresseurs entraîneront des coûts d’exploitation annuels de 3 500 $ par système de récupération de dégazage et de 500 $ pour chaque remplacement de joints humides par des joints secs.

On estime que 5 900 compresseurs (130 compresseurs centrifuges à joint sec et 5 770 compresseurs alternatifs) devront être installés pour satisfaire aux exigences des modifications en captant les émissions des évents et en les acheminant vers une chambre de combustion. On suppose que les coûts d’immobilisations moyens sont de 180 600 $ par compresseur, tandis que les coûts d’exploitation annuels moyens s’élèveront à 3 000 $ par compresseur.

On estime que les installations existantes, qui représentent environ 78 % du nombre total de compresseurs touchés, assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes. Les nouvelles installations, qui représentent les 22 % restants des compresseurs touchés, à raison d’environ 2 % par année, assumeront des coûts d’immobilisations de 2028 à 2040 ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes.

On estime que l’élimination de l’évacuation des systèmes de compresseurs entraînera pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 1,2 milliard de dollars (voir le tableau 5).

Tableau 5 : Coûts de conformité pour les joints et les évents de compresseurs

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de compresseurs touchés note a du tableau b5	Coûts totaux en valeur actualisée 2028 à 2040 (millions de dollars)
Installation d’un système de dégazage (joint humide)	86 300	3 500	260	29
Remplacement des joints humides par des joints secs	101 600	500	65	6
Installation de dispositifs de captage des gaz évacués et réacheminement vers l’équipement de combustion	180 600	3 000	5 900	1 118
Total	s.o.	s.o.	6 220	1 152
Note(s) du tableau b5 Note a du tableau b5 Il s’agit du nombre total d’appareils concernés pendant la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b5

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Systèmes de déshydratation au glycol (évacuation)

Le gaz naturel est généralement produit avec de la vapeur d’eau qui peut se séparer dans la tuyauterie, geler et provoquer des défaillances de l’équipement. L’industrie peut utiliser des déshydrateurs au glycol pour éliminer l’eau du gaz. Cependant, une partie du gaz naturel est transportée dans le flux liquide et est rejetée dans l’atmosphère. Ce gaz peut être capté et acheminé pour utilisation comme combustible ou détruit dans l’équipement de combustion. On s’attend à ce que les installations utilisent une combinaison de technologies pour s’assurer que ces dispositifs sont conformes aux modifications.

On estime qu’il y aura environ 3 200 déshydrateurs au glycol touchés au cours de la période d’analyse de 2028 à 2040. On suppose que, dans le cas des systèmes de déshydratation au glycol dont les émissions sont inférieures aux seuils des exigences provinciales actuelles, on installera des séparateurs de détente (réservoir de détente), optimisera les taux de circulation, remplacera les pompes pneumatiques au glycol par des pompes électriques et éliminera le gaz de distillation. Dans les systèmes de déshydratation au glycol qui répondent aux exigences provinciales actuelles, les gaz évacués du déshydrateur seront réacheminés vers une unité de récupération des vapeurs. On s’attend à ce que la mise en Å“uvre de ces technologies combinées représente des coûts d’immobilisations moyens de 31 700 $ pour les installations existantes et de 10 600 $ pour les nouvelles installations, ainsi que des coûts d’exploitation annuels moyens de 2 400 $ pour les installations existantes et de 900 $ pour les nouvelles installations. On estime que les installations existantes, qui représentent environ 81 % des déshydrateurs au glycol touchés, assumeront des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes en 2030. Les 19 % restants, représentés par les nouvelles installations à un taux d’environ 1,4 % par année, assumeront des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes de 2028 à 2040.

On estime que la gestion des émissions d’évacuation des systèmes de déshydratation au glycol entraînera pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 144 millions de dollars (voir le tableau 6).

Tableau 6 : Coûts de conformité pour les déshydrateurs de glycol

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de déshydrateurs de glycol touchés note a du tableau b6	Coût total en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Solutions combinées pour les installations existantes	31 700	2 400	2 600	133
Solutions combinées pour les nouvelles installations	10 600	900	600	11
Total	s.o.	s.o.	3 200	144
Note(s) du tableau b6 Note a du tableau b6 C’est le nombre de déshydrateurs au glycol touchés au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b6

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023).

Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Programme de détection des émissions fugitives et de réparation

Les défaillances d’équipement peuvent causer des fuites ou des émissions d’évacuation extraordinaires à partir des systèmes de tuyauterie et de production du site. Ces défaillances peuvent être relevées dans le cadre des opérations courantes ou d’inspections particulières, et des réparations peuvent être effectuées pour corriger les défaillances. Les modifications obligeront les installations réglementées à effectuer des inspections structurées de leur site et à prendre toute mesure corrective nécessaire qui sera déterminée, ce qui entraînera des coûts de conformité.

Pour calculer les coûts de conformité supplémentaires par rapport aux pratiques existantes, on détermine le coût d’une inspection de site par type d’installation et on le multiplie par la hausse de la fréquence des inspections prévue par les modifications. Pour les installations de type 1, quatre inspections complètes, une inspection annuelle et de multiples inspections de dépistage sont nécessaires chaque année, ce qui est modélisé comme étant cinq inspections avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année. Pour les installations de type 2, une inspection complète, une inspection annuelle et de multiples inspections de dépistage sont nécessaires chaque année, ce qui est modélisé comme étant deux inspections avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année. Ces exigences ajoutent deux inspections supplémentaires par année pour les installations de type 1 et de type 2 par rapport aux exigences actuelles du Règlement. Dans le cas des installations inactives, une inspection annuelle et plusieurs inspections de dépistage par année sont requises. Ceci est modélisé comme une inspection avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année, pour chaque puits inactif non bouché. Ces exigences font en sorte qu’il faut effectuer une inspection supplémentaire par année par rapport aux exigences actuelles. À la suite de la période de consultation, les modifications ont été mises à jour avec une exception pour les inspections complètes des installations pétrolières existantes qui produisent au plus 600 m³ de pétrole brut par année et qui produisent et reçoivent au plus 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures par année. Pour ces installations, une inspection annuelle et de multiples inspections de dépistage sont nécessaires par année. Ceci est modélisé comme une inspection avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année. Les inspections de dépistage ne sont pas requises pour les mois où une inspection complète a eu lieu et leur fréquence dépend des activités sur le site. Dans cette analyse, les inspections de dépistage sont considérées comme étant une meilleure pratique et ne sont pas comptabilisées dans les coûts supplémentaires.

Le principal facteur du coût par inspection est la durée de l’inspection. On présume que l’augmentation du nombre d’inspections ne changera pas le nombre de fuites nécessitant des mesures correctives, mais qu’elle permettra de détecter ces fuites plus tôt, ce qui réduira la quantité de méthane libérée. Au total, environ 447 800 sites seront touchés par le Programme de détection des émissions fugitives et de réparation, pour un coût de 180 $ à 7 200 $ par inspection, comme le montre le tableau 7 ci-dessous. On estime que le nouveau Programme de détection des émissions fugitives et de réparation entraînera des coûts actualisés de 3 milliards de dollars pour l’industrie entre 2028 et 2040.

Tableau 7 : Coûts de conformité pour les émissions fugitives provenant d’équipements

Type d’installation	Coût par inspection (dollars)	Nombre d’installations et de puits touchés note a du tableau b7	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Puits non bouchés inactifs	475	243 700	1 258
Puits	180	168 500	746
Installations de traitement de gaz	7 200	500	84
Stations de compression (petites)	4 800	3 400	359
Unités	360	30 300	255
Stations de compression (grandes)	7 200	1 400	270
Total	s.o.	s.o.	2 972
Note(s) du tableau b7 Note a du tableau b7 C’est la moyenne annuelle des installations et des puits touchés. Retour à la note a du tableau b7

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans ICF (2015)^{référence 12}. Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

L’analyse estime une inspection par année pour les puits non productifs et deux par année pour toutes les autres sources.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Systèmes de purge des tubages de surface (évacuation)

La purge des tubages de surface est le débit de gaz vers le haut passant à travers l’espace situé entre les tubages de surface du puits et les tubages de puits se trouvant immédiatement à l’intérieur, qui sont généralement les tubages de production, appelés annulaires. Ce débit peut être évacué dans l’atmosphère ou surveillé par un ensemble de systèmes de purge des tubages de surface. On s’attend à ce que les installations se conforment aux modifications en installant du matériel de récupération du gaz dans les tubages pour conserver ou détruire le gaz en fonction du volume de la circulation d’air dans les tubages de surface.

Il y a environ 5 900 puits munis d’un système de purge des tubages de surface; les débits de ces systèmes de purge varient. La présente analyse suppose que le gaz purgé des puits à faible débit (5 à 100 m^3/jour) sera acheminé vers une chambre de combustion ou un incinérateur, et les émissions des puits à fort débit (plus de 100 m^3/jour) seront réduites par l’installation de compresseurs pour capter le gaz. On estime que 5 000 puits brûleront le gaz purgé et que les quelque 900 autres puits le capteront. Les coûts de conformité liés à l’installation et à l’exploitation de la technologie nécessaire comprennent des coûts d’immobilisations de 111 700 $ et de 90 900 $ par puits, respectivement, et des frais d’exploitation de 2 800 $ et de 8 600 $, respectivement, par année par puits. Du nombre total de puits touchés entre 2028 et 2040, environ 66 % assumeront des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts d’exploitation permanents connexes en 2028. Le reste des puits touchés, à raison de 3 % par année, auront des dépenses d’immobilisations ainsi que des dépenses d’exploitation permanentes connexes chaque année par la suite. On estime que l’exigence concernant les systèmes de purge des tubages de surface entraînera des coûts actualisés de 784 millions de dollars pour l’industrie (voir le tableau 8).

Tableau 8 : Coûts de conformité pour les systèmes de purge des tubages de surface

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts d’exploitation annuels (dollars)	Nombre de puits touchés note a du tableau b8	Coûts totaux en valeur actualisée de 2028 à 2040 (millions de dollars)
Installation de récupération et de combustion des gaz de tubage	111 700	2 800	5 000	636
Installation de récupération et de compression des gaz de tubage pour leur conservation	90 900	8 600	900	147
Total	s.o.	s.o.	5 900	784
Note(s) du tableau b8 Note a du tableau b8 Il s’agit du nombre total de puits touchés au cours de la période d’analyse (de 2028 à 2040). Retour à la note a du tableau b8

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). Les coûts d’immobilisations et les coûts d’exploitation annuels sont des coûts unitaires.

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Résumé des coûts de mise en conformité de l’industrie

Au cours de la période d’analyse, les coûts de conformité totalisent 14,3 milliards de dollars, comme le montre le tableau 9 ci-dessous.

Tableau 9 : Coûts de mise en conformité de l’industrie par source (millions de dollars)

Source	Coûts non actualisés 2028	Coûts non actualisés 2030	Coûts non actualisés 2040	Total des coûts actualisés 2028-2040	Coûts annualisés
Évacuation et torchage note a du tableau b9	112	2 324	254	4 442	407
Instruments pneumatiques	84	1 555	277	3 783	347
Pompes pneumatiques	23	427	79	1 061	97
Joints d’étanchéité des compresseurs	50	924	23	1 152	106
Déshydrateurs au glycol	1	91	7	144	13
Émissions fugitives provenant de l’équipement	262	265	283	2 972	272
Systèmes de purge des tubages de surface	442	35	40	784	72
Total	975	5 620	963	14 338	1 314
Note(s) du tableau b9 Note a du tableau b9 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau b9

Coûts administratifs pour l’industrie

Les modifications imposeront à l’industrie des coûts administratifs supplémentaires liés à la prise de connaissance des nouvelles exigences, à l’évaluation de leur applicabilité, à l’enregistrement, aux exigences accrues en matière de tenue de dossiers et à la production de rapports. De 2028 à 2040, ces coûts administratifs sont estimés à 306 millions de dollars, comme le montre le tableau 10 ci-dessous. Pour en savoir plus sur les coûts administratifs, voir la section "Règle du « un pour un Â»".

Coûts administratifs pour le gouvernement

Les modifications n’entraîneront pas de coûts supplémentaires pour le gouvernement du Canada, autres que ceux nécessaires pour informer les parties intéressées des modifications, car les politiques et programmes existants de mise en œuvre, de conformité et d’application de la loi continueront de s’appliquer.

Tableau 10 : Résumé des coûts de conformité et des coûts administratifs pour l’industrie (millions de dollars)

Source	Coûts non actualisés 2028	Coûts non actualisés 2030	Coûts non actualisés 2040	Total des coûts actualisés 2028-2040	Coûts annualisés
Coûts de conformité	975	5 620	963	14 338	1 314
Coûts administratifs	36	27	27	306	28
Total des coûts administratifs et de conformité	1 011	5 648	990	14 644	1 343

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Avantages de la portée du Règlement et de la conformité à celui-ci

Les modifications réduiront les émissions d’évacuation et les émissions fugitives de méthane en obligeant l’industrie à conserver ou à détruire ces gaz d’hydrocarbures. On s’attend également à une réduction des émissions de dioxyde de carbone en raison d’une diminution des activités de torchage et d’une augmentation de la capture de ces émissions. Afin d’évaluer les dommages liés aux changements climatiques qui seront évités grâce aux réductions des émissions de GES, le coût social du méthane (CSM) a été appliqué aux réductions prévues des émissions de méthane, et le coût social du carbone (CSC) a été appliqué aux réductions prévues des émissions de dioxyde de carbone.

En outre, on estime que les émissions de COV seront réduites, ce qui améliorera la qualité de l’air ainsi que la santé des personnes vivant au Canada et de l’environnement. De plus, une partie du gaz naturel qui aurait été gaspillée sera conservée en tant que source d’énergie potentielle. La quantification et l’évaluation de ces impacts sont précisées ci-dessous.

Quantification des avantages

Le Ministère a élaboré un processus d’estimation des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier afin de déterminer les réductions prévues des émissions de GES et de COV associées au règlement existant, ainsi que les résultats probables des modifications. Ce processus produit des résultats quantitatifs pour les émissions de méthane, de dioxyde de carbone et de COV du secteur.

Le Ministère calcule les émissions de GES et de COV d’après le nombre d’installations pétrolières ou gazières et en reliant les activités des installations aux produits pétroliers ou gaziers. Chaque type d’installation présente un profil d’émissions en fonction de ses équipements et de ses facteurs d’émission dans un scénario de référence et un scénario réglementaire. Les émissions de GES et de COV sont calculées pour chaque installation, puis elles sont totalisées par province et par norme de conformité pour chacun des secteurs suivants : production de gaz naturel; traitement du gaz naturel; gazoducs; extraction de pétrole léger; extraction de pétrole lourd.

Les données pour les paramètres d’entrée diffèrent selon les sources d’émission :

Dispositifs pneumatiques

• Determining Bleed Rates for Pneumatic Devices in British Columbia (Prasino, 2013)^{référence 40};
• Update of Equipment, Component and Fugitive Emission Factors for Alberta Upstream Oil and Gas Study (Clearstone, 2018)^{référence 41};
• British Columbia Oil and Gas Methane Emissions Field Study (Cap-Op Energy, 2019)^{référence 42};
• Oil and Gas Inventory Information Enhancement and Economic Analysis Study (Advisian, 2019)^{référence 43};
• Pneumatic Vent Gas Measurement (Spartan Controls, 2018)^{référence 44}.

Émissions fugitives provenant de l’équipement

• Update of Equipment, Component and Fugitive Emission Factors for Alberta Upstream Oil and Gas Study (Clearstone, 2018)^{référence 41};
• British Columbia Oil and Gas Methane Emissions Field Study (Cap-Op Energy, 2019)^{référence 42};
• EPA Protocol for Equipment Leak Emission Estimates (EPA, 1995)^{référence 45}.

Joints d’étanchéité et évents des compresseurs

• Statistical Analysis of Leak Detection and Repair in Canada (Carbon Limits, 2017)^{référence 16};
• Using the Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP) Data to Improve the National Greenhouse Gas Emissions Inventory for Petroleum and Natural Gas Systems (API, 2017)^{référence 46}.

Déshydrateurs au glycol

• AER Methane Emission Reduction Methodology and Assumptions^{référence 47};
• Update of Fugitive Equipment Leak Emission Factors (Clearstone, 2014)^{référence 48};
• AER Statistical Report ST-60B (2021)^{référence 49}.

Évacuation et torchage

• Petrinex Public Data by province^{référence 50}.

Les installations sont différenciées selon leur type et leurs produits pétroliers ou gaziers. Le nombre d’installations pétrolières et gazières en activité varie chaque année.

Le nombre total de dispositifs, de composants, d’équipements, de puits ou d’installations est estimé d’après les nombres de puits et d’installations pétrolières ou gazières de chaque type en activité. Le nombre est estimé d’après des données publiques (Petrinex) et les rapports provinciaux obtenus dans le cadre d’une collaboration fédérale-provinciale, et il est projeté en fonction des données de prévision de la Régie de l’énergie du Canada^{référence 10}.

Pour estimer les émissions des polluants contenus dans les gaz émis (méthane, dioxyde de carbone et COV), la composition des flux gazeux a été déterminée à l’aide d’estimations de la composition des gaz tirées de rapports et de bases de données propres à chaque province (voir le tableau 11 plus bas). Pour l’Alberta, les données sur la composition du gaz dans les puits par comté ont été tirées de Tyner et Johnson (2020)^{référence 17} et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour la Colombie-Britannique, des données de forage ont été recueillies sur le site Web du BC Energy Regulator^{référence 18} et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour la Saskatchewan, les données sur la composition du gaz pour chaque classe de production ont été obtenues auprès du ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour le Manitoba, les données sur la classe de production d’Estevan en Saskatchewan ont été utilisées pour représenter l’activité de production et la composition gazeuse similaires dans la région de Bakken. Enfin, les données sur la composition des gaz de l’Alberta ont été appliquées à l’Ontario pour l’analyse.

Tableau 11 : Composition du gaz par source et type de produit

Province	Type de production de pétrole ou de gaz	CH4	CO2	COV
Alberta /Ontario	Pétrole léger	70 %	2 %	14 %
Alberta	Pétrole lourd	89 %	6 %	2 %
	Gaz non associé	79 %	2 %	8 %
	Gaz de réservoir compact	79 %	2 %	8 %
	Gaz de schiste	79 %	2 %	8 %
	Méthane de houille	79 %	2 %	8 %
	Traitement du gaz	73 %	3 %	11 %
Colombie-Britannique	Pétrole léger	69 %	2 %	15 %
	Gaz non associé	71 %	2 %	13 %
	Gaz de réservoir compact	71 %	2 %	13 %
	Gaz de schiste	71 %	2 %	13 %
	Traitement du gaz	71 %	2 %	13 %
Saskatchewan	Pétrole léger	50 %	2 %	30 %
	Pétrole lourd	82 %	4 %	7 %
	Gaz non associé	68 %	2 %	17 %
	Gaz de réservoir compact	68 %	2 %	17 %
	Traitement du gaz	70 %	3 %	16 %
Manitoba	Pétrole léger	36 %	3 %	36 %

Remarque : Les composants gazeux qui n’ont pas d’incidence sur les estimations des GES et des COV ont été exclus.

Les émissions de méthane correspondent aux émissions de GES que le modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) projette dans le scénario de référence des émissions de GES de 2024 du Ministère^{référence 9}. Les estimations de réduction des émissions sont comparées aux émissions de référence pour l’ensemble du secteur du pétrole et du gaz, contenues dans le scénario de référence du Ministère, afin de déterminer comment les modifications réduiront les émissions de méthane, de dioxyde de carbone et de COV au cours de la période d’analyse.

Réduction et évaluation des émissions de gaz à effet de serre (GES)

Bien que le Règlement vise les émissions de méthane, les mesures de conformité visant à réduire les émissions de méthane ont une incidence sur les émissions de dioxyde de carbone. Par conséquent, les réductions des émissions de GES attribuables aux modifications comprennent à la fois celles de méthane et de dioxyde de carbone.

On évalue que les modifications entraîneront une réduction des émissions de méthane de 10,6 Mt au cours de la période d’analyse, comme il est indiqué ci-dessous. Les révisions méthodologiques introduites dans l’édition 2024 du RIN ont donné lieu à une augmentation des émissions de méthane de référence, en particulier pour les émissions évacuées, ce qui a entraîné une augmentation relative des réductions globales de méthane pour la période de l’analyse. À l’inverse, les modifications prévoient des exceptions en ce qui concerne les émissions d’évacuation pour les installations à faible production et à faible émission, ce qui a entraîné une diminution relative des réductions de méthane.

Tableau 12 : Réductions du méthane pour des sources d’émissions gérées précises (Mt de CH₄)

Source	2028	2030	2040	2028-2040
Évacuation et torchage note a du tableau b12	0,02	0,36	0,40	4,27
Instruments pneumatiques	0,01	0,13	0,13	1,45
Pompes pneumatiques	0,00	0,06	0,07	0,73
Joints d’étanchéité des compresseurs	0,00	0,06	0,03	0,54
Déshydrateurs au glycol	0,01	0,01	0,01	0,12
Émissions fugitives provenant de l’équipement	0,22	0,22	0,23	2,88
Systèmes de purge des tubages de surface	0,05	0,05	0,05	0,63
Total	0,30	0,90	0,91	10,63
Note(s) du tableau b12 Note a du tableau b12 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau b12

Il est également estimé que les modifications entraîneront une réduction des émissions de dioxyde de carbone de 6,7 Mt entre 2028 et 2040 en raison d’une diminution des activités de destruction et d’une augmentation du captage du gaz. Pour les joints d’étanchéité des compresseurs et les systèmes de purge des tubages de surface, il y a une légère augmentation des émissions estimées de dioxyde de carbone (1,82 Mt) en fonction des mesures de conformité prévues, qui est largement compensée par les réductions estimées de dioxyde de carbone (8,54 Mt) attribuables à la ventilation et au torchage. Dans l’ensemble, l’incidence nette des modifications est une diminution des émissions de dioxyde de carbone, comme le montre le tableau 13.

Tableau 13 : Réductions (ou augmentations) des émissions de CO₂ par source (en Mt de CO₂)

Source	2028	2030	2040	2028-2040
Évacuation et torchage note a du tableau b13	0,03	0,75	0,76	8,54
Instruments pneumatiques	0,00	0,00	0,00	0,00
Pompes pneumatiques	0,00	0,00	0,00	0,00
Joints d’étanchéité des compresseurs	(0,01)	(0,15)	(0,06)	(1,22)
Déshydrateurs au glycol	0,00	0,00	0,00	0,00
Émissions fugitives provenant de l’équipement	0,00	0,00	0,00	0,00
Systèmes de purge des tubages de surface	(0,05)	(0,05)	(0,05)	(0,60)
Total	(0,02)	0,55	0,65	6,73
Note(s) du tableau b13 Note a du tableau b13 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau b13

Dans l’ensemble, on estime que les modifications ont contribué à des réductions des émissions de GES d’environ 26 Mt en 2030 et d’environ 304 Mt entre 2028 et 2040. Ces quantités comprennent les réductions de méthane exprimées en éq. CO₂ selon un PRP de 28^{référence 19}, comme le montre le tableau 14 ci-dessous.

Tableau 14 : Réduction des GES (éq. CO₂) pour certaines années

GES	2028	2030	2040	2028-2040
Éq. CO2 de CH4	8,44	25,06	25,51	297,70
CO2	(0,02)	0,55	0,65	6,73
Total	8,42	25,62	26,17	304,43

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Pour monétariser ces avantages en matière de GES, la quantité d’émissions de GES évitées chaque année a été multipliée par la valeur du coût social du méthane (CSM) et du coût social du carbone (CSC), selon le calendrier du Ministère. En avril 2023, le Ministère a publié « Estimation du coût social des gaz à effet de serre - Orientation provisoire actualisé pour le gouvernement du Canada Â»^{référence 20}. La valeur du CSM utilisée dans cette analyse et exprimée en dollars constants de 2023 est de 2 620 $ en 2023 et passe à 4 585 $ en 2040. La valeur du coût social du carbone utilisée dans cette analyse et exprimée en dollars constants de 2023 est de 285 $ en 2023 et passe à 373 $ en 2040. La valeur actualisée de la réduction de GES qui en découlera est évaluée à environ 36,3 milliards de dollars.

Tableau 15 : Valeur actualisée totale des réductions des émissions de GES (en millions de dollars)

Avantages monétarisés (coûts)	Non actualisés 2028	Non actualisés 2030	Non actualisés 2040	Total non actualisé 2028-2040	Annualisés
Valeur du CH4 (selon le CSM)	948	3 007	4 178	34 349	3 149
Valeur du CO2 (selon le CSC)	(6)	178	244	1 912	175
Avantages totaux	942	3 185	4 422	36 261	3 324

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Réduction et évaluation des émissions de composés organiques volatils (COV)

Les modifications visant à réduire les émissions de méthane permettront également de réduire d’autres émissions de COV, d’améliorer la qualité de l’air ambiant et de réduire les effets néfastes de ces émissions sur la santé des personnes qui résident au Canada. Les émissions de COV contribuent directement aux concentrations ambiantes de substances toxiques, comme le benzène. De plus, les émissions de COV contribuent aux concentrations ambiantes des PM _2,5 et de l’ozone au sol (O₃), deux polluants atmosphériques, par des procédés photochimiques (c’est-à-dire formation secondaire).

Les modifications entraîneront des réductions des émissions de COV qui pénètrent dans l’atmosphère allant jusqu’à 1 593 kilotonnes (kt) au cours de la période d’analyse, comme le montre le tableau 16 ci-dessous, ce qui réduira les effets néfastes connexes sur la santé de la population du Canada.

Tableau 16 : Réductions estimées des COV par source (en kilotonnes)

Source	2028	2030	2040	2028-2040
Évacuation et torchage note a du tableau b16	3,0	51,3	56,9	611,2
Instruments pneumatiques	1,3	25,6	24,9	283,5
Pompes pneumatiques	0,4	8,9	9,2	102,0
Joints d’étanchéité des compresseurs	0,6	10,8	5,4	91,7
Déshydrateurs au glycol	0,0	0,0	0,0	0,0
Émissions fugitives provenant de l’équipement	34,3	34,4	34,6	450,1
Systèmes de purge des tubages de surface	4,2	4,2	4,2	54,6
Total	43,8	135,2	135,3	1 593,3
Note(s) du tableau b16 Note a du tableau b16 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau b16

Bienfaits pour la santé découlant de la réduction des émissions de COV

Le modèle environnemental mondial multi-échelles de modélisation de la qualité et de la chimie de l’air (GEM-MACH) du Ministère est un système de modélisation de la qualité de l’air qui a généré des données sur les changements de concentrations de polluants atmosphériques grâce aux réductions des émissions de COV. Il fournit une représentation détaillée de la chimie atmosphérique et des processus météorologiques. Le modèle couvre la plupart du Canada, des États-Unis continentaux et du nord du Mexique. La version 3.1.1.2 du modèle GEM-MACH, qui est opérationnel depuis 2022, a été utilisée dans cette analyse. La modélisation de la qualité de l’air a été entreprise pour les années 2027, 2030 et 2040, ce qui reflète certaines années qui seront touchées par la mise en Å“uvre des modifications proposées.

Des recherches scientifiques approfondies au Canada^{référence 21} et dans le monde entier ont montré que tout changement dans l’exposition à la pollution atmosphérique peut influer sur le risque d’effets néfastes pour la santé, y compris l’exacerbation des symptômes respiratoires, l’apparition de maladies et le décès prématuré. La relation entre l’exposition à des polluants atmosphériques comme les PM_2,5 ou l’O₃ et le changement associé au risque pour la santé est bien établie.

L’Outil d’évaluation des bénéfices liés à la qualité de l’air (OEBQA) de Santé Canada est un modèle qui a alors été utilisé pour estimer les bienfaits pour la santé humaine (c’est-à-dire les répercussions des effets négatifs sur la santé évités et la valeur monétaire de la réduction des dommages pour la santé) en raison des changements modélisés des concentrations de polluants atmosphériques générés par le modèle GEM-MACH.

L’OEBQA permet d’évaluer les répercussions de la pollution atmosphérique sur la santé et intègre les relations entre les concentrations de polluants atmosphériques ambiants et les effets néfastes sur la santé (mortalité prématurée et effets non mortels), ainsi que les données sur la population canadienne. L’OEBQA évalue la variation de l’incidence des effets indésirables sur la santé attribuables aux changements dans la pollution de l’air. De plus, l’OEBQA fournit des estimations de l’évaluation économique pour ces impacts sur la santé, en tenant compte de leurs répercussions potentielles sur le plan social, économique et public, y compris les coûts médicaux, la réduction de la productivité, la douleur et la souffrance, ainsi que les répercussions des changements dans les risques de mortalité et de morbidité^{référence 22}.

Les résultats modélisés de la qualité de l’air du modèle GEM-MACH ont été utilisés dans l’OEBQA pour générer des avantages pour la santé en unités monétaires pour ces années. Les valeurs monétaires des avantages pour la santé pour les trois années ont ensuite été interpolées en utilisant les taux de croissance annuelle de la population pour estimer les valeurs annuelles pour la période d’analyse de 2028 à 2040.

Au cours de la période d’analyse, on estime que les améliorations de la qualité de l’air découlant des modifications devraient entraîner 33 décès prématurés de moins. De plus, on s’attend à ce qu’une meilleure qualité de l’air entraîne 8 400 jours de moins de symptômes d’asthme chez les asthmatiques âgés de 5 à 19 ans et 9 800 jours de moins d’activité restreinte chez les non-asthmatiques. À l’échelle nationale, la valeur monétaire actualisée totale des avantages pour la santé attribuables aux modifications est estimée à 257 millions de dollars.

Tableau 17 : Résumé des avantages monétarisés pour la santé (en millions de dollars)

Région	Non actualisés 2028	Non actualisés 2030	Non actualisés 2040	Total actualisé 2028-2040	Coûts annualisés
National	8	25	33	257	24

Quantification et évaluation du gaz conservé

Le méthane est le principal composant du gaz naturel, qui peut être utilisé comme source d’énergie pour le chauffage, la cuisine et la production d’électricité. Les changements techniques et de processus exigés par les modifications limiteront l’évacuation du méthane et réduiront les émissions fugitives et le torchage systématique. Ces réductions seront obtenues soit par combustion, soit par conservation.

La méthode utilisée pour déterminer le gaz conservé suppose une densité énergétique moyenne de gaz naturel non commercialisable de 0,037 3 gigajoule par mètres cubes (GJ/m³) ; il convient de mentionner que la densité énergétique et la densité de gaz peuvent varier en fonction des différences dans la composition régionale des gaz^{référence 23}. Les modifications permettront ainsi de préserver environ 705 pétajoules (PJ) de gaz naturel.

Tableau 18 : Estimation du gaz conservé par source (en PJ)

Source	2028	2030	2040	2028-2040
Évacuation et torchage note a du tableau b18	1,6	31,5	33,3	364,3
Instruments pneumatiques	0,4	7,3	7,4	82,4
Pompes pneumatiques	0,2	3,6	3,8	41,4
Joints d’étanchéité des compresseurs	0,2	2,8	1,4	23,9
Déshydrateurs au glycol	0,3	0,5	0,6	7,0
Émissions fugitives provenant de l’équipement	12,2	12,4	12,8	163,9
Systèmes de purge des tubages de surface	1,7	1,7	1,7	22,3
Total	16,6	59,8	61,0	705,0
Note(s) du tableau b18 Note a du tableau b18 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau b18

Cette quantité de gaz conservé représente 0,62 % de la production de gaz prévue au Canada par la Régie de l’énergie du Canada de 2028 à 2040.

Un prix de référence pour le gaz naturel, ajusté pour tenir compte des coûts de transport, a servi à estimer la volonté de la société de payer pour ce gaz conservé. On a utilisé les estimations du prix de référence de l’Alberta formulées par l’Alberta Energy Regulator, qui varient de 3,15 $/GJ en 2028 à 3,64 $/GJ en 2040^{référence 24,référence 25}. Ces prix ont ensuite été appliqués à la quantité estimée de méthane qui sera conservée. La valeur du gaz conservé à la suite des modifications est estimée à 2 milliards de dollars au cours de la période d’analyse (voir le tableau 19).

Tableau 19 : Valeur actualisée totale du gaz conservé (en millions de dollars)

Avantages monétarisés	Non actualisés 2028	Non actualisés 2030	Non actualisés 2040	Total actualisé 2028-2040	Annualisés
Valeur du gaz conservé	52	198	222	2 047	188

Résumé des avantages

Les modifications offriront des avantages importants dans trois domaines clés : la réduction des émissions de GES, les améliorations en matière de santé découlant des améliorations de la qualité de l’air résultant de la réduction des émissions de COV et la conservation du gaz naturel.

• GES : Il est estimé que les modifications réduiront les émissions de GES de 304 Mt d’éq. CO₂ au cours de la période d’évaluation, ce qui se traduit par des avantages monétarisés d’environ 36,3 milliards de dollars, selon le CS-GES.
• Qualité de l’air : Les modifications réduiront les émissions de COV de 1 593 kt. Les avantages pour la santé associés à cette réduction comprennent notamment 33 décès prématurés en moins. À l’échelle nationale, la valeur monétaire actualisée des avantages pour la santé attribuables à ces modifications est estimée à 257 millions de dollars.
• Gaz conservé : Les modifications permettront de conserver environ 705 PJ de gaz naturel, d’une valeur prévue de 2,0 milliards de dollars.

Tableau 20 : Résumé des avantages quantifiés

Catégorie	2028	2030	2040	2028-2040
Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO2)	8,4	25,6	26,2	304,4
Réduction des émissions de COV (kt)	43,8	135,2	135,3	1 593,3
Gaz conservé (PJ)	16,6	59,8	61,0	705,0

Ensemble, la valeur monétaire de ces avantages quantifiés s’élève à 38,6 milliards de dollars au cours de la période de l’analyse, comme il est indiqué ci-dessous.

Tableau 21 : Résumé des avantages monétarisés (en millions de dollars)

Avantages monétarisés (coûts)	Non actualisés 2028	Non actualisés 2030	Non actualisés 2040	Total actualisé 2028-2040	Annualisés
Avantages en matière de GES	942	3 185	4 422	36 261	3 324
Avantages attribuables à la qualité de l’air	8	25	33	257	24
Gaz conservé	52	198	222	2 047	188
Avantages totaux	1 003	3 408	4 676	38 565	3 536

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Conclusions analytiques

La présente analyse évalue les modifications selon trois optiques d’analyse :

• L’analyse d’efficacité, qui compare les réductions estimées de méthane à la cible de réduction du gouvernement du Canada pour 2030, et les réductions globales de GES aux cibles de réduction les GES du pays;
• L’analyse coût-efficacité, qui compare le coût estimé par tonne de réductions de GES attribuables aux modifications au coût social actualisé des GES du Ministère;
• L’analyse coûts-avantages, qui compare les avantages monétaires estimés aux coûts monétaires estimés pour déterminer si les modifications engendreront des avantages nets.

Efficacité et rapport coût-efficacité estimés des modifications

Dans l’ensemble, les modifications sont estimées contribuer à environ 26 Mt des réductions d’émissions de GES en 2030, et à environ 304 Mt des réductions d’émissions de GES de 2028 à 2040 (exprimées en éq. CO₂), ce qui contribuera de manière significative aux cibles globales de réduction des émissions des GES du Canada, dont la carboneutralité d’ici 2050. Ces réductions de GES comprennent des réductions des émissions de méthane et de dioxyde de carbone (voir le tableau 15).

L’objectif des modifications est de contribuer à une réduction de 75 % des émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz d’ici 2030, par rapport aux niveaux de 2012. Selon le scénario de référence des émissions de GES de 2024 du Ministère, les niveaux d’émissions de référence étaient d’environ 3,0 Mt de méthane en 2012. L’analyse des modifications permet d’estimer que les niveaux d’émissions seront d’environ 0,8 Mt de méthane en 2030, soit environ 72 % sous les niveaux de 2012. Par conséquent, les modifications permettront d’atteindre la cible de la politique de réduction des émissions de méthane de 2030.

On estime que les modifications entraîneront des coûts de 14,6 milliards de dollars et un coût moyen d’environ 48 $ par tonne de réduction d’éq. CO₂. Ce montant est inférieur au coût par tonne précédemment estimé du projet de modifications (qui était de 71 $) et nettement moins que le coût social du carbone mis à jour du Ministère, qui est de 285 $ en 2023. Le coût actualisé par tonne (48 dollars) est inférieur à l’estimation précédente, car les mises à jour du RIN de 2024 montrent que les modifications permettront de réduire considérablement les émissions de GES par rapport aux estimations antérieures. Ainsi, les modifications seront une mesure rentable pour l’atteinte des réductions des émissions de méthane et de GES associées.

De 2028 à 2040, les modifications devraient générer près de 38,6 milliards de dollars de bénéfices sociaux et coûter 14,6 milliards de dollars à mettre en Å“uvre, ce qui se traduirait par des bénéfices nets monétisés de 23,9 milliards de dollars, comme le montre le tableau ci-dessous.

Énoncé des coûts et avantages

• Nombre d’années : 13 (de 2028 à 2040)
• Année de référence pour l’établissement du prix : 2023
• Année de référence de la valeur actualisée : 2025
• Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 22 : Résumé des avantages monétarisés, des coûts et des avantages nets (en millions de dollars)

Avantages monétarisés (coûts)	Non actualisés 2028	Non actualisés 2030	Non actualisés – 2040	Total actualisé 2028-2040	Annualisés
Avantages totaux	1 003	3 408	4 676	38 565	3 536
Coûts totaux	1 011	5 648	990	14 644	1 343
Total des avantages nets	(8)	(2 240)	3 686	23 920	2 193

Les montants indiqués ont été arrondis et leurs sommes peuvent donc ne pas correspondre aux coûts totaux.

Les avantages l’emportent sur les coûts pour toutes les années, à l’exception des deux années d’entrée en vigueur (2028 et 2030), qui entraînent des coûts d’investissement ponctuels considérables.

Incertitudes analytiques

Les avantages et les coûts peuvent être inférieurs ou supérieurs aux estimations. On suppose que les installations choisiront les stratégies de conformité les plus rentables à leur disposition. Si elles diffèrent des estimations, elles permettront de réduire les coûts et d’améliorer l’estimation des avantages nets pour la société. Dans le scénario central, la croissance prévue de la production influe sur l’augmentation estimée du nombre de nouvelles installations. Si la production est supérieure ou inférieure aux estimations, on s’attend à ce qu’elle ait un impact proportionnel correspondant sur les coûts et avantages estimés.

La conclusion relative aux avantages nets a donc été testée en supposant des avantages inférieurs de 50 %, des coûts supérieurs de 50 %, un taux d’actualisation inférieur (0 %) ou supérieur (7 %), ainsi qu’un « scénario combiné Â» comprenant des avantages inférieurs de 25 %, des coûts supérieurs de 25 % et un taux d’actualisation de 7 %, comme le montre le tableau 23 ci-dessous.

Tableau 23 : Analyse de sensibilité (en millions de dollars)

Variable(s)	Scénario de sensibilité	Avantages (B)	Coûts (C)	Avantages nets (B - C)
Scénario central	s.o.	38 565	14 644	23 920
Évaluation des avantages	50 % de moins	19 282	14 644	4 638
Coûts de conformité	50 % de plus	38 565	21 813	16 751
Taux d’actualisation	0 %	46 910	17 121	29 788
	7 %	24 476	10 245	14 231
Avantages Coûts de conformité Taux d’actualisation	25 % de moins 25 % de plus 7 %	18 357	12 754	5 603

Dans tous les scénarios sélectionnés, les modifications donnent encore un avantage net estimé. Le Ministère note qu’il y a des incertitudes entourant l’estimation des avantages en raison des défis que représente la mesure du méthane (voir ci-dessous), mais on ne sait pas si de meilleures mesures du méthane diminueraient nécessairement les réductions supplémentaires estimées. Il est donc prévu que les modifications entraînent des avantages nets pour les personnes vivant au Canada. Les limites de cette analyse sont reconnues et abordées ci-dessous.

Limites analytiques

Dans le cadre de la présente analyse, l’impact des politiques annoncées après le milieu de 2024, une fois le scénario de référence parachevé, n’a pas été estimé. Par conséquent, le scénario réglementaire peut attribuer certains impacts supplémentaires aux modifications qui se présenteraient dans un scénario de référence mis à jour. Par exemple, l’analyse n’a pas été mise à jour pour tenir compte des modifications réglementaires apportées en 2025 afin de supprimer la taxe sur les carburants imposée aux consommateurs en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre. Cela ne devrait pas avoir d’incidence importante sur les résultats de l’analyse, car les modifications visent la production en amont de pétrole et de gaz.

Il convient également de noter que l’analyse ne tient pas directement compte des politiques provinciales visant à réduire les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier. Dans le scénario de base, l’analyse suppose que la réglementation fédérale est en vigueur, même si la Colombie-Britannique, l’Alberta et la Saskatchewan réglementent actuellement les émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz dans le cadre d’accords d’équivalence. Dans le scénario politique, l’analyse suppose que les modifications fédérales sont en vigueur. Cela permet d’évaluer directement les changements apportés à la rigueur fédérale, qui reconnaît le leadership fédéral dans l’élaboration de la politique renforcée sur le méthane. Dans cette optique, les modifications apportées en 2025 par la Colombie-Britannique à son régime provincial afin d’atteindre un objectif de réduction de 75 % des émissions de méthane, qui ont été effectuées après la publication des modifications fédérales proposées dans la Partie I de la Gazette du Canada, ne font pas partie du scénario de référence ni du scénario politique. Si les modifications apportées par la Colombie-Britannique étaient prises en compte dans le scénario de référence, cela aurait pour effet de réduire à la fois les coûts estimés et les avantages des modifications. Le tableau 24 du REIR présente les impacts estimés de l’analyse en Colombie-Britannique.

Bien que la quantification des émissions de méthane se soit améliorée, des incertitudes subsistent quant à l’estimation de ces émissions^{référence 26}. Ces incertitudes pourraient avoir un effet sur les estimations de la cible de 2012 et des émissions prévues autant pour le scénario de référence et le scénario réglementaire de l’analyse. À mesure que la technologie s’améliore, le Ministère sera en mesure de mieux estimer les émissions de méthane dans le secteur du pétrole et du gaz et pourrait, au besoin, modifier le Règlement.

La présente analyse n’essaie pas de prévoir comment les entreprises peuvent adopter un comportement de conformité stratégique en réponse aux modifications ou à d’autres mesures incitatives stratégiques. Un tel comportement devrait permettre de réduire les coûts de conformité. Les technologies visant à mesurer et réduire les émissions de méthane évoluent rapidement, ce qui veut dire qu’il existe également des incertitudes au sujet des estimations des coûts. De nouvelles technologies auraient aussi des coûts différents et, à mesure que ces technologies deviennent plus courantes, leurs coûts peuvent diminuer. En outre, l’analyse n’a pas tenu compte de l’hétérogénéité des installations, qui pourraient être confrontées à des contraintes et à des coûts de conformité différents de ceux d’une installation moyenne.

Analyse distributionnelle

Les modifications se traduiront par des avantages qui dépassent les coûts pour la société canadienne, mais ces avantages et coûts ne seront pas répartis équitablement. Les réductions des émissions de GES sont examinées à l’échelle régionale, car les provinces peuvent négocier des accords d’équivalence dans le but d’atteindre les mêmes réductions à un coût inférieur à celui estimé dans les modifications. La répartition des impacts est examinée plus en profondeur dans les sections ci-dessous : impacts par région; impacts par sous-secteur; impacts sur les coûts, les bénéfices et la compétitivité des entreprises; impacts macroéconomiques et impacts sur les ménages, les consommateurs et la main-d’œuvre.

Impacts par région

Les réductions des émissions et les coûts de conformité associés aux modifications varieront par région. La production de pétrole et de gaz se concentre dans les provinces de la Colombie-Britannique, de l’Alberta et de la Saskatchewan. Le tableau suivant ventile les avantages quantifiés et les coûts monétaires dans ces provinces et le reste du Canada.

Tableau 24 : Impacts par région

Catégorie	Colombie-Britannique	Alberta	Saskatchewan	Reste du Canada	Total
Réduction des émissions de GES nettes (Mt d’éq. CO2)	29,9	198,2	74,9	1,5	304,4
Réduction des émissions de COV (kt)	135,0	861,6	577,1	19,6	1 593,3
Gaz conservé (PJ)	109,5	444,8	147,9	2,9	705,0
Coûts de conformité (millions de dollars)	2 128	9 514	2 540	156	14 338
Rentabilité ($/t)	71	48	34	107	47

Remarque : Les chiffres relatifs à la rentabilité n’incluent pas les coûts administratifs liés aux modifications (306 millions de dollars). Si l’on tient compte des coûts administratifs, les modifications entraînent des coûts de 48 dollars par tonne d’éq. de CO₂. Les valeurs définitives reflètent les calculs effectués avec les chiffres non arrondis, et non avec les chiffres arrondis indiqués.

Des accords d’équivalence ont été élaborés en 2020 entre le gouvernement du Canada et chacun des gouvernements provinciaux de la Colombie-Britannique, de l’Alberta et de la Saskatchewan. On présume que les coûts de conformité aux exigences provinciales seront inférieurs à ceux des exigences fédérales, car chaque province peut se concentrer sur les façons de réduire les coûts dans leur secteur du pétrole et du gaz.

Impacts par sous-secteur

L’analyse coûts-avantages peut être ventilée en fonction de deux sous secteurs clés : la production et le traitement (sites comprenant des groupes de puits de production et des usines de traitement où les hydrocarbures gazeux et liquides sont extraits, recueillis et traités) et le transport et le stockage (sites où ont lieu la compression, le stockage et la liquéfaction du gaz naturel traité). Environ 96 % des réductions d’émissions de GES (291 Mt d’éq. de CO₂) et 90 % des coûts de conformité (13 milliards de dollars) devraient concerner le sous-secteur de la production et du traitement, tandis qu’environ 4 % des réductions d’émissions de GES (13 Mt d’éq. de CO₂) et 10 % des coûts de conformité (1,3 milliard de dollars) devraient concerner le sous-secteur du transport et du stockage, comme le montre le tableau ci-dessous.

Tableau 25 : Impacts par sous-secteur

Catégorie	Production et traitement	Transport et stockage	Total
Réduction des émissions nettes de GES (Mt d’éq. de CO2)	291,1	13,3	304,4
Réduction des émissions de COV (kt)	1533,5	59,7	1 593,3
Gaz conservé (PJ)	685,3	19,7	705,0
Coûts de mise en conformité (en millions de dollars)	12 957	1 380	14 338
Rentabilité ($/t)	45	104	47

Remarque : les chiffres de la rentabilité n’incluent pas les coûts administratifs des modifications (306 millions de dollars). Si l’on tient compte des coûts administratifs, les modifications entraînent un coût 48 dollars par tonne d’éq. CO₂.

Le coût de mise en conformité estimé par tonne associé aux modifications (47 dollars au total et 104 dollars pour le sous-secteur du transport et du stockage) représente des coûts de réduction relativement faibles par rapport à d’autres stratégies climatiques et est bien inférieur à la valeur associée du coût social du carbone (285 dollars par tonne en 2023).

Impact sur les coûts, les bénéfices et la compétitivité des entreprises

Les coûts de conformité annualisés sont estimés à 1,3 milliard de dollars durant la période d’analyse (voir le tableau 9), tandis que les dépenses totales en immobilisations et les dépenses d’exploitation dans le secteur pétrolier et gazier conventionnel ont été déclarées comme étant de 55,3 milliards de dollars en 2023. Ainsi, les coûts de conformité annuels représentent une hausse de 2,4 % des dépenses antérieures du secteur. Par ailleurs, en 2022, les revenus totaux du secteur pétrolier et gazier conventionnel ont atteint 216,1 milliards de dollars. Par conséquent, l’augmentation des coûts de conformité annuels représente 0,6 % des revenus antérieurs de l’industrie.

Étant donné que les coûts de conformité devraient varier selon le type de site et que la plupart des sites ne devraient pas être en mesure de répercuter les coûts, les coûts de conformité devraient avoir une incidence sur les marges bénéficiaires. Néanmoins, les coûts de conformité liés à ces modifications devraient être moins importants que d’autres facteurs qui influent sur la rentabilité, tels que la variation des prix du marché du pétrole et du gaz.

En réponse aux impacts potentiels financiers et sur la compétitivité des modifications, une souplesse réglementaire a été introduite. Les modifications prévoient des exigences de conformité différentes d’après la taille et le type d’équipement aux sites, et elles permettent des options de conformité concernant les exigences en matière de surveillance des sites. L’industrie nord-américaine de l’énergie exerce ses activités en vertu d’une série de mesures réglementaires environnementales fédérales et subnationales, dont plusieurs se concentrent précisément sur la réduction des émissions de méthane.

Bien que l’on s’attende à ce que la demande de pétrole et de gaz diminue alors que l’économie mondiale se tourne vers des combustibles plus propres pour répondre au problème urgent des changements climatiques, la demande de pétrole et de gaz se maintiendra dans un avenir prévisible. Dans un monde à faibles émissions de carbone, une intensité d’émissions plus faible est susceptible d’accroître la compétitivité du secteur au fil du temps. Il est donc nécessaire de réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier, non seulement pour atteindre les objectifs de réduction du gouvernement du Canada pour le méthane de 75 % sous les niveaux de 2012 d’ici 2030 et pour contribuer à la cible climatique du Canada de zéro émission nette d’ici 2050, mais aussi pour garantir que le secteur reste compétitif à long terme.

Impacts macroéconomiques

Le Ministère a réalisé une analyse macroéconomique de la cible de réduction de 75 % de méthane, qui a permis d’estimer que la production continuerait à croître et dépasser les niveaux d’avant la pandémie (2019), tant dans le scénario de référence que dans le scénario où la cible de réduction du méthane est atteinte (scénario réglementaire). D’ici 2030, lorsque les modifications seront pleinement applicables, la production de pétrole et de gaz devrait augmenter de 17,6 % dans le scénario de référence et de 17,1 % dans le scénario réglementaire.

Figure 1 : Production de pétrole et de gaz au fil du temps (en PJ)

Figure 1 : Production de pétrole et de gaz au fil du temps (en PJ) - Version textuelle

La figure 1 illustre un graphique linéaire qui présente la quantité annuelle de la production de pétrole et de gaz selon les scénarios de référence et réglementaire. L’axe des y représente l’énergie produite en pétajoules (PJ) dont les valeurs se situent entre 18 500 et 22 000. L’axe des x représente les années, allant de 2025 à 2035. Il y a deux lignes sur ce graphique. La première illustre la trajectoire attendue de la production pétrolière et gazière selon le scénario de référence. Cette ligne débute juste en dessous de 20 000 PJ en 2025, et augmente jusqu’en 2035 pour atteindre un sommet légèrement au-dessus de 21 500 PJ. La deuxième ligne représente la trajectoire attendue de la production pétrolière et gazière selon le scénario réglementaire. Cette dernière suit la même trajectoire que le scénario de référence pendant les deux premières années, jusqu'à ce qu'elle dévie en 2027. À partir de là, elle suit la trajectoire du scénario de référence, à un niveau légèrement inférieur, pour se terminer juste en dessous de 21 500 PJ en 2035.

Au cours de la période d’analyse macroéconomique de 2025 à 2035, la production cumulée dans le scénario réglementaire (228 500 PJ) devrait être de 0,2 % inférieure à la production cumulée dans le scénario de référence (229 000 PJ), tandis que le PIB national cumulé devrait être inférieur de 0,01 % à ce qu’il aurait été autrement.

Impacts sur les ménages, les consommateurs et la main-d’œuvre

La capacité d’une entreprise à transférer les coûts aux consommateurs dépend de plusieurs facteurs, tels que la structure du marché dans le secteur, la persistance de la demande et la disponibilité de produits de substitution. Les prix du pétrole brut et du gaz naturel sont généralement déterminés par les marchés mondiaux ou continentaux. Dans certains cas, les prix peuvent être influencés par des dynamiques régionales, ce qui pourrait permettre aux producteurs de pétrole et de gaz d’avoir une influence sur les prix en aval. Dans le contexte de l’analyse du scénario central, les coûts de conformité transférés par le secteur aux utilisateurs finaux nationaux seront faibles. Par ailleurs, étant donné que les incidences sur la production globale seront minimes, les répercussions sur les dépenses de main-d’œuvre dans le secteur pétrolier et gazier devraient également être faibles.

Analyse comparative entre les sexes plus

Les ménages ne devraient pas être touchés de manière significative par les coûts de conformité associés aux modifications, puisqu’il est attendu que les répercussions sur la production, l’emploi et le prix d’utilisation final du carburant soient minimes.

Les modifications réduiront les Ã©missions de COV, ce qui améliorera la qualité de l’air et les résultats de santé de certaines personnes au Canada, surtout pour ceux qui risquent plus d’être touchés négativement par de mauvaises conditions de la qualité de l’air, comme les enfants, les personnes âgées et les personnes ayant des problèmes de santé sous-jacents (voir la section « Avantages Â»).

Les modifications représentent une stratégie essentielle pour réduire les émissions nocives de GES, puisque les avantages des réductions d’émissions de GES associées se manifestent à l’échelle mondiale, de par leur nature, et ne peuvent donc pas être attribués à une région ou à un groupe spécifique au Canada.

Aucune autre incidence liée à l’analyse comparative entre les sexes plus n’a été cernée en lien avec les modifications.

Lentille des petites entreprises

L’analyse a permis de conclure que les modifications auront des répercussions sur les petites entreprises, et on estime que les modifications toucheront environ 728 entreprises, dont 482 sont considérées comme petites. Ces petites entreprises sont responsables de moins de 10 % des installations de production et de traitement du pétrole et du gaz.

Les modifications n’offrent pas d’assouplissements qui sont uniques aux petites entreprises, mais offrent plutôt des options de conformité pour les installations individuelles. L’approche basée sur le rendement prévue par les modifications donne à l’industrie le choix de mettre en œuvre, dans toute installation, un simple programme de conformité incorporant des systèmes de surveillance modernes, avec la souplesse de continuer à s’adapter à de nouvelles technologies innovantes alors qu’elles deviennent disponibles.

Il est attendu que les petites entreprises vont assumer des coûts de conformité en réponse aux modifications, mais ces coûts ne sont pas évalués dans la présente section. Les coûts liés à la conformité sont calculés à l’échelle du secteur et ne peuvent pas être ventilés par entreprise.

Le tableau 26 ci-dessous présente les coûts administratifs prévus pour les petites entreprises.

Résumé de la lentille des petites entreprises

• Nombre de petites entreprises touchées : 482
• Nombre d’années : 13 (de 2028 à 2040)
• Année de référence des prix : 2023
• Année de référence de la valeur actualisée : 2025
• Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 26 : Coûts administratifs totaux pour les petites entreprises

Total	Valeur annualisée	Valeur actualisée
Coûts administratifs totaux (toutes les petites entreprises touchées)	2 329 991 $	26 441 608 $
Coûts administratifs par petite entreprise touchée	4 834 $	54 858 $

Règle du « un pour un Â»

La règle du « un pour un Â» s’applique puisqu’il y a une augmentation progressive du fardeau administratif pour les entreprises et que la proposition est considérée comme un « ajout Â» selon la règle. Aucun titre réglementaire n’est abrogé ou introduit. Les coûts administratifs annualisés totaux pour que les entités réglementées se conforment aux exigences réglementaires sur une période de 10 ans sont estimés à environ 7,6 millions de dollars pour l’ensemble des intervenants, soit 10 441 $ par entreprise^{référence 27}. Les accords d’équivalence conclus avec les provinces devraient permettre de réduire les coûts administratifs imposés par les modifications.

Le principal facteur (98 %) des coûts administratifs est la tenue de dossiers (les modifications exigeraient que les installations tiennent des dossiers de conformité). On suppose que certaines des données nécessaires pour satisfaire à cette exigence sont déjà accessibles et conservées par les entités réglementées en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, conformément aux exigences provinciales actuelles. Par conséquent, l’information additionnelle requise est principalement la tenue de dossiers sur les émissions de méthane provenant de l’installation. Le Ministère estime qu’en moyenne, pour se conformer aux exigences relatives à la tenue de dossiers, les entreprises nécessiteraient un spécialiste des sciences naturelles ou des sciences appliquées qui accorde 798 heures par année à cette tâche.

En plus de la tenue de dossiers, les entités réglementées devraient assumer de nouveaux coûts administratifs liés à l’apprentissage des exigences administratives, à l’évaluation de l’applicabilité et à l’inscription d’un exploitant, et à la production de rapports sur demande. Lors de la première année, on s’attend à ce que les cadres supérieurs des entités réglementées passent 4 heures à prendre connaissance des exigences et que le personnel administratif passe 25 minutes par installation à réaliser l’évaluation de l’applicabilité et l’inscription de l’exploitant. Puisque les entreprises possèdent souvent de nombreuses installations, on estime qu’il faudra environ 26 heures par entreprise, en moyenne. De plus, chaque année, le Ministère demandera à certaines installations de présenter leurs données, ce qui nécessiterait environ 3 heures par installation.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Provinces et territoires

Le Règlement et les modifications sont établis en vertu de la LCPE, qui autorise le ministre à conclure un accord d’équivalence avec le gouvernement d’une province, d’un territoire ou d'un gouvernement autochtone si le ministre et ce gouvernement conviennent, par écrit, que les dispositions suivantes sont en vigueur en vertu des lois applicables dans cette province, ce territoire ou ce gouvernement autochtone:

• des dispositions équivalentes à un règlement pris en vertu de la LCPE ;
• des dispositions semblables à celles des articles 17 à 20 de la LCPE permettant aux citoyens de demander une enquête sur des infractions présumées.

Lorsqu’un tel accord a été conclu avec un autre gouvernement, le gouverneur en conseil peut prendre un décret déclarant que les dispositions des règlements de la LCPE qui font l’objet de l’accord d’équivalence ne s’appliquent pas dans la sphère de compétence de ce gouvernement. L’objectif des accords d’équivalence est de limiter le dédoublement des règlements environnementaux.

En 2020, les provinces de l’Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan ont chacune conclu des mesures réglementaires visant précisément les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier dans le but de respecter les règlements fédéraux actuels^{référence 28,référence 29,référence 30}. Le gouvernement fédéral a reconnu ces règlements provinciaux pris dans le cadre d’accords d’équivalence, ce qui a entraîné la suspension des dispositions fédérales dans ces provinces^{référence 31}.

En 2024, Environnement et Changement climatique Canada a lancé une réunion annuelle avec les organismes de réglementation des gouvernements fédéral et provinciaux afin de favoriser la coopération continue dans la mise en Å“uvre de la réglementation sur le méthane. Entre la fin de 2024 et 2025, le gouvernement fédéral a conclu de nouveaux accords d’équivalence avec la Saskatchewan, la Colombie-Britannique et l’Alberta afin de continuer à suspendre l’application du règlement^{référence 32,référence 33}. De nouveaux processus d’équivalence seraient nécessaires pour que le gouvernement fédéral reconnaisse les règlements mis à jour de toute province proposant de telles mesures. Par exemple, la Colombie-Britannique a récemment renforcé son cadre réglementaire régissant les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier afin de soutenir la cible de la province, qui est de réduire les émissions de méthane de 75 % par rapport aux niveaux de 2014 d’ici 2030^{référence 34}. Les modifications apportées au Règlement sur le forage et la production, au Règlement sur les installations de traitement et au Règlement sur les pipelines sont entrées en vigueur le 1^er janvier 2025^{référence 35}. En raison de ces modifications, de nouveaux accords d’équivalence avec les provinces seraient nécessaires pour suspendre les règlements modifiés.

International

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale pour mettre en Å“uvre l’Accord de Paris afin d’appuyer l’objectif de limiter l’augmentation de la température mondiale au cours de ce siècle. À la 26^e Conférence des Parties à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques, le Canada s’est joint à 110 pays pour appuyer l’EMM, selon lequel les pays s’engagent à prendre des mesures à l’échelle de l’économie pour réduire les émissions de méthane anthropiques mondiales d’au moins 30 % par rapport aux niveaux de 2020 d’ici 2030. Dans ce contexte, le Canada s’est expressément engagé à s’appuyer sur des initiatives existantes pour veiller à ce que les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier et du secteur des déchets soient réduites. En 2023, le Canada s’est joint à un groupe de « champions de l’EMM Â», et est devenu un coorganisateur en juin 2025. Ce groupe comprend l’Allemagne, le Japon, les États fédérés de Micronésie, le Nigeria et le Royaume-Uni et les coorganisateurs de l’EMM, soit l’UE et le Canada. Chaque champion de l’EMM a désigné un ou plusieurs responsables de haut niveau chargés de faire progresser les travaux relatifs à l’EMM par le biais des actions suivantes :

• Défendre l’action relative au méthane (PDF, disponible en anglais seulement) dans les forums mondiaux et régionaux pertinents.
• Accélérer la mise en Å“uvre de l’EMM en jouant un rôle de premier plan dans les efforts internationaux relatifs au méthane, le cas échéant, et en renforçant les efforts nationaux d’atténuation du méthane.
• Se réunir régulièrement pour faire le point sur ce qui précède et discuter des prochaines étapes clés de l’EMM.
• Les champions de l’EMM plaident en faveur d’une action plus rapide en ce qui concerne le méthane afin de réaliser l’engagement et de favoriser la réalisation d’autre progrès par les participants nationaux et les défenseurs de l’EMM. Les champions continuent de stimuler l’action nationale dans leurs pays respectifs.
• En juin 2025, le Canada a renforcé le partenariat stratégique entre l’Union européenne et le Canada en rejoignant l’Union européenne en tant que coorganisateur de l’EMM.

L’Initiative mondiale sur le méthane (IMM) est un partenariat international public-privé visant à réduire les obstacles à la récupération du méthane et à son utilisation comme source d’énergie précieuse. Le Canada a rejoint l’IMM en 2005, peu après sa création. L’IMM offre une assistance technique pour déployer des projets de transformation du méthane en énergie dans le monde entier, ce qui permet aux pays partenaires de lancer des projets de récupération et d’utilisation du méthane. L’IMM se concentre sur trois domaines clés : pétrole et gaz, biogaz et mines de charbon. Dans les dix dernières années, le Canada a joué divers rôles de premier plan au sein de cette organisation, et a tenu le rôle de coprésident, puis de président du comité directeur de 2016 à 2023, et est actuellement délégué du comité directeur ainsi que président du sous-comité technique pour le secteur pétrolier et gazier. Depuis juillet 2025, le Canada assume également le rôle de président par intérim du comité directeur après que les États-Unis se sont retirés de cette fonction.

Le Conseil de l’Arctique a été l’un des premiers forums internationaux axés sur les polluants de courte durée de vie (PCDV), élaborant des recommandations à l’intention des ministres de l’Arctique en 2011, puis à nouveau en 2013, concernant des mesures clés, notamment la réduction des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier. En 2015, le Conseil de l’Arctique a adopté le Cadre d’action sur la réduction accrue des émissions de carbone noir et de méthane, élaboré lors de la dernière présidence du Canada au Conseil de l’Arctique, de 2013 à 2015. Le groupe d’experts du Conseil sur le carbone noir et le méthane suit les progrès réalisés dans la mise en œuvre du Cadre.

En 2012, en réponse à un nombre croissant d’études montrant que les mesures prises contre les polluants climatiques à courte durée de vie ralentiraient le réchauffement climatique beaucoup plus rapidement que les mesures prises uniquement contre le dioxyde de carbone, les gouvernements du Bangladesh, du Canada, du Ghana, du Mexique, de la Suède et des États-Unis ont formé la Coalition pour le climat et l’air pur (CCAP). Le secrétariat et le fonds fiduciaire sont hébergés par le Programme des Nations Unies pour l’environnement. Le CCAP s’efforce de soutenir une action rapide et d’apporter des avantages dans les domaines liés aux changements climatiques et à la pollution atmosphérique, à la santé publique, à l’efficacité énergétique et à la sécurité alimentaire. Le CCAP est aujourd’hui un partenariat de plus de 160 gouvernements et organisations engagés dans la réduction des émissions de polluants climatiques de courte durée de vie. Il appuie des activités dans 70 pays. Le Canada s’est engagé à verser 23 millions de dollars au fonds fiduciaire de la CCAP entre 2012 et 2021 et, en 2022, il s’est engagé à verser un financement supplémentaire de 10 millions de dollars sur cinq ans. Le Canada a déjà été coprésident du CCAC et siège actuellement à son conseil d’administration.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) dispose d’un outil de suivi des émissions de méthane (Global Methane Tracker) [disponible en anglais seulement] qui rend compte des mesures prises à l’échelle des pays. Grâce aux modifications, le Canada devrait continuer à être considéré et cité dans l’outil comme étant un pays de premier plan en ce qui concerne les émissions de méthane liées au pétrole et au gaz^{référence 36}.

États-Unis

L’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis réglemente son industrie pétrolière et gazière au moyen des New Source Performance Standards (NSPS) [normes de rendement des nouvelles sources] et de lignes directrices sur les émissions^{référence 37}. Elle a publié son règlement final (disponible en anglais seulement) en décembre 2023. Celui-ci comprend un renforcement et une mise à jour des normes pour le méthane et d’autres polluants atmosphériques, ainsi que les lignes directrices sur les émissions pour aider les États à élaborer des plans visant à limiter les émissions de méthane provenant de sources existantes. Les exigences de l’EPA sont semblables à celles des modifications, comprenant des exigences visant à restreindre les émissions de méthane et de COV provenant des équipements, des contrôles pour le torchage et un programme général relatif aux émissions fugitives. Les exigences en matière d’inspection des fuites sont basées sur le type et la quantité d’équipements présents sur le site. Elles exigent aussi que la majorité des pompes pneumatiques ne produisent aucune émission et fixent des limites pour les émissions provenant des joints d’étanchéité des compresseurs. L’EPA a estimé que le règlement entraînera une réduction de 80 % des émissions de méthane prévues pour le secteur du pétrole et du gaz. Bien que la règle soit toujours en vigueur, l’EPA a annoncé le 12 mars 2025 qu’elle la réexaminait. En juillet 2025, les dates de mise en conformité pour de nombreuses dispositions des normes ont été reportées. La plupart des dispositions relatives aux nouvelles sources ont été reportées de mai 2025 à janvier ou juillet 2027, tandis que la date limite pour la soumission par les États de leurs plans de mise en Å“uvre pour les sources existantes a été repoussée de mars 2026 à janvier 2027. L’EPA estime que ces prolongations entraîneront 106 Mt d’éq. de CO₂ d’émissions supplémentaires de méthane entre 2028 et 2038 par rapport au calendrier initial.

De nombreux États producteurs de pétrole et de gaz des États-Unis ont introduit des règles spécifiques pour réduire les émissions de méthane de leur secteur pétrolier et gazier. Certains États, notamment l’Alaska, le Colorado, le Dakota du Nord et le Wyoming, exigent la conservation du gaz, ne permettent pas l’évacuation de routine du gaz pendant la production et limitent la pratique du torchage.

Union européenne

Le 13 juin 2024, le Parlement européen a parachevé un règlement concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie, qui comprend des règles strictes pour la surveillance des émissions, ainsi que des exigences en matière de détection et de réparation des fuites^{référence 38}. Le règlement sur le méthane de l’UE (disponible en anglais seulement) oblige le secteur européen des gaz fossiles, du pétrole et du charbon à mesurer, à surveiller, à déclarer et à vérifier ses émissions de méthane conformément aux normes de surveillance les plus élevées, ainsi qu’à prendre des mesures pour les réduire. Il exige que les exploitants gaziers, pétroliers et de charbon de l’UE cessent le torchage évitable et de routine, et limitent le torchage et l’évacuation aux situations, telles que les urgences, les défaillances techniques et les cas où ces activités sont nécessaires pour des raisons de sécurité. On s’attend à ce que l’UE mette en place un outil de surveillance visant les émetteurs de méthane mondiaux pour obtenir de l’information, fondée sur des données satellitaires, sur l’ampleur, la présence et l’emplacement des sources d’émissions de méthane importantes situées à l’intérieur et à l’extérieur de l’UE. Enfin, le règlement aura aussi pour effet de réduire les émissions de méthane provenant des combustibles fossiles importés, puisqu’il introduira progressivement des exigences plus strictes afin de garantir que les exportateurs vers l’UE appliquent les mêmes obligations de surveillance, de déclaration et de vérification que les exploitants de l’UE.

Le Canada entretient des relations avec l’UE dans le cadre de divers forums, notamment en tant que membre de la Commission économique des Nations Unies pour l’Europe (CEE-ONU), au sein de laquelle un Groupe d’experts sur le gaz (disponible en anglais seulement) soutient les États membres dans la réalisation d’engagements politiques clés, tels que le Programme de développement durable à l’horizon 2030 et l’Accord de Paris sur le climat. La réduction du méthane fait partie des priorités actuelles.

Effets sur l’environnement

Le Règlement existant a été conçu conformément au Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (EES) réalisée pour le Règlement existant en 2016 a conclu que celui-ci est conforme à la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2016-2019, en ce qui concerne l’objectif lié aux mesures efficaces pour lutter contre les changements climatiques. Il n’est pas nécessaire de procéder à une nouvelle EES pour les modifications, étant donné qu’elles continuent à s’aligner sur la version actualisée de la SFDD 2022-2026^{référence 39} pour réduire les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier.

Droit à un environnement sain

Dans le cadre de l’application de la LCPE, le gouvernement du Canada a le devoir de protéger le droit à un environnement sain, tel qu’il est prévu par la LCPE, sous réserve de limites raisonnables. Un Cadre de mise en œuvre du droit à un environnement sain (le Cadre) énonce les éléments à prendre en compte pour protéger ce droit et respecter les principes décrits dans le cadre.

Les travaux qui ont servi de base aux modifications ont été achevés avant la publication du Cadre, le 19 juillet 2025. Reconnaissant que les décisions prises en vertu de la LCPE s’appuient sur des analyses et des consultations qui sont souvent le fruit d’années de travail, le Cadre établit une période de transition afin de permettre à ECCC et à SC de continuer à protéger l’environnement et la santé humaine. L’objectif de la période de transition est de continuer à faire progresser les décisions et les mesures prises en vertu de la LCPE en temps opportun, tout en intégrant pleinement le droit à un environnement sain et les principes pertinents dans l’application de la LCPE. Les modifications sont mises en Å“uvre pendant la période de transition mentionnée dans le Cadre.

Les modifications contribuent à un climat durable et à un air pur et sain en permettant de réduire les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier en amont. La réduction dans le monde entier des émissions de méthane, en raison de leur puissance et de leur courte durée de vie, pourrait avoir des effets bénéfiques importants à court terme sur le climat, et la réduction connexe des émissions de COV devrait améliorer la qualité de l’air et les résultats de santé au Canada (voir Coûts et avantages).

Bien que le cadre n’ait pas pu être appliqué dès le début des travaux entrepris pour guider les modifications, bon nombre des éléments qui y sont inclus ont été pris en considération. Par exemple, les modifications ont été élaborées en s’appuyant sur les meilleures données scientifiques et preuves existantes. Le Ministère a également mené des consultations auprès des parties prenantes et des Autochtones à partir de 2022 (voir Consultations) et a pris en considération les populations vulnérables (voir ACS+).

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

Mise en Å“uvre

Les changements administratifs mineurs apportés au Règlement et l’abrogation des dispositions qui s’appliquent aux installations extracôtières entrent en vigueur à l’enregistrement et ne créent pas de nouvelles exigences. Les exigences de conformité entrent en vigueur plus tard. Les exigences du programme des émissions fugitives entrent en vigueur le 1^er janvier 2028 pour toutes les installations. Les autres exigences de la partie 1 des modifications entrent en vigueur le 1^er janvier 2028 pour les installations qui entrent en service à cette date ou à une date ultérieure, et le 1^er janvier 2030 pour les installations qui sont entrées en service avant le 1^er janvier 2028. L’autre voie de conformité définie dans la partie 2 peut être utilisée par toutes les installations à partir du 1^er janvier 2028.

Conformité et application

Les modifications s’appliquent aux exploitants assujettis au Règlement actuel ainsi qu’aux exploitants qui n’y ont jamais été assujettis. L’approche de promotion de la conformité pour les modifications visera les exploitants actuels et nouveaux, et comprendra l’élaboration et la publication de renseignements et de directives sur la promotion de la conformité sur le site Web du Ministère pour expliquer les dispositions du Règlement, en plus de la tenue de diverses activités de sensibilisation, comme des ateliers et des séances d’information. Le Ministère s’est engagé à élaborer, avec la participation des intervenants, un document d’orientation complet sur la réglementation, et ce, avant l’entrée en vigueur des exigences de conformité en 2028. Le Ministère diffusera les ébauches du document d’orientation complet sur la réglementation à des fins de consultation dans les six mois suivant l’élaboration des modifications.

L’approche d’application de la loi du Ministère pour les modifications sera celle indiquée dans la Politique de conformité et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement. La Politique établit l’éventail des interventions possibles en matière d’application de la loi en cas d’infractions présumées. Pour les installations qui ne sont pas couvertes par un accord d’équivalence, l’agent d’application de la loi choisira la mesure appropriée en fonction de la Politique.

Personnes-ressources

Clare Demerse
Directrice
Division du pétrole, du gaz et des énergies de remplacement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : methane-methane@ec.gc.ca

Matthew Watkinson
Directeur général
Division de l’analyse réglementaire et de la valuation
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ravd.darv@ec.gc.ca