ARCHIVÉE — Vol. 148, no 23 — Le 7 juin 2014

Avertissement Cette page Web a été archivée dans le Web.

Contenu archivé

L’information dont il est indiqué qu’elle est archivée est fournie à des fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Elle n’est pas assujettie aux normes Web du gouvernement du Canada et elle n’a pas été modifiée ou mise à jour depuis son archivage. Pour obtenir cette information dans un autre format, veuillez communiquer avec nous.

Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques

Fondement législatif

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

Ministères responsables

Ministère de l’Environnement et ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux : Les polluants atmosphériques ont des répercussions négatives sur la santé humaine, représentent un lourd fardeau pour le système de soins de santé, nuisent à l’environnement et ont des impacts négatifs sur l’économie. Même si des progrès ont été accomplis dans la réduction des émissions de polluants atmosphériques, la qualité de l’air est toujours un problème d’actualité au Canada.

Actuellement, les mesures mises en place pour gérer les émissions industrielles varient au Canada, ce qui fait que les règles du jeu ne sont pas les mêmes pour toutes les entreprises canadiennes. Le Canada n’a pas d’approche nationale uniforme concernant la réduction des émissions industrielles de polluants atmosphériques et il semble peu probable qu’un niveau de rendement de base puisse être établi dans l’ensemble du pays en l’absence de mesure fédérale.

Description : Le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques (soit le projet de règlement) imposerait des normes nationales de rendement obligatoires propres à des secteurs ou des groupes d’équipement spécifiques, afin d’établir un niveau de rendement de base uniforme à l’échelle nationale. Le projet de règlement inclut des normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment et deux types d’équipement (c’est-à-dire les chaudières et les fours industriels indépendants à combustibles gazeux [soit les chaudières et les fours industriels] et les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux [soit les moteurs]). Il est prévu que des exigences pour d’autres secteurs ou groupes d’équipement voient le jour dans un proche avenir. Les normes de rendement imposent des limites concernant la quantité d’oxydes d’azote et de dioxyde de soufre pouvant être émise par les cimenteries et limitent la quantité d’oxydes d’azote pouvant être émise par les deux types d’équipement.

Énoncé des coûts et avantages : Le projet de règlement devrait entraîner une réduction d’environ 2 065 kilotonnes (kt) d’oxydes d’azote et de 96 kt de dioxyde de soufre au cours de la période de 2013 à 2035. Une analyse des coûts et avantages a été effectuée pour chaque secteur ou groupe d’équipement, et chacune de ces analyses indique des avantages nets. La valeur actuelle nette du projet de règlement est estimée à 6,5 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,1 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 1,4 milliard de dollars pour les cimenteries. Les ratios avantages-coûts sont de 15 pour 1 pour les moteurs, de 24 pour 1 pour les chaudières et les fours industriels et de 34 pour 1 pour les cimenteries.

La valeur actuelle des avantages du projet de règlement est estimée à 7 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,2 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 1,5 milliard de dollars pour les cimenteries. Ces avantages découlent en grande partie des impacts évités sur l’environnement et la santé (comme les décès prématurés et les visites aux services d’urgence). On a observé ces avantages dans tout le Canada et, en particulier, dans la province d’Alberta.

La valeur actuelle des coûts du projet de règlement est évaluée à 470 millions de dollars pour les moteurs, à 50 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 43 millions de dollars pour les cimenteries. Ces coûts résultent en grande partie du coût différentiel de l’adoption des technologies nécessaires pour réduire les émissions. En raison des options de conformité flexibles et des exigences différentes pour les nouvelles immobilisations et les immobilisations existantes, pratiquement toutes les dépenses en immobilisation concernent l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de modèles à faibles émissions au moment de la rotation du capital naturel, plutôt que la retraite anticipée du capital. Étant donné les positions concurrentielles des secteurs touchés, les coûts ne devraient pas être directement répercutés sur les consommateurs.

Règle du « un pour un » et lentille des petites entreprises : Le projet de règlement devrait se traduire par une nette augmentation du fardeau administratif. Toutefois, ces coûts restent faibles par rapport aux autres coûts. Les exigences associées à chaque norme de rendement du projet de règlement devraient entraîner une augmentation annuelle de l’ensemble des coûts administratifs pour toutes les entreprises assujetties au projet de règlement d’environ 120 075 $ pour les moteurs, 21 135 $ pour les chaudières et les fours industriels et 1 237 $ pour les cimenteries.

Aucune petite entreprise ne serait touchée par les normes de rendement concernant les chaudières et les fours industriels ou les cimenteries. On a tenu compte de l’analyse de la lentille des petites entreprises dans le développement des normes de rendement concernant les moteurs. L’analyse de la lentille des petites entreprises a donné lieu à la création d’une option dans le projet de règlement qui permet de diminuer le fardeau de conformité et le fardeau administratif pour les petites entreprises d’environ 19 025 $ pendant la période analysée (1 427 $ par entreprise ou 68 $ par entreprise en valeur annualisée). Une dispense aux exigences relatives aux moteurs originaux pour les petites entreprises est également proposée par Environnement Canada.

Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le gouvernement du Canada a consulté de façon considérable les provinces et les territoires au cours du processus d’élaboration du Règlement afin de mieux comprendre leurs points de vue sur le projet de règlement et la relation avec les mesures existantes visant les industries de leur territoire de compétence. Les provinces appuient la mise en œuvre du système, le voyant comme un modèle de coopération efficace entre le gouvernement fédéral et les provinces où, dans le cadre de son champ de compétence, chaque ordre de gouvernement prend des mesures coordonnées distinctes qui se renforcent mutuellement.

En matière d’application de la loi, de suivi ou de déclaration, des efforts ont été fournis pour réduire le chevauchement avec les exigences provinciales existantes. De plus, le gouvernement fédéral pourrait étudier la possibilité d’établir des accords d’équivalence avec les provinces intéressées.

Le projet de règlement permettrait d’harmoniser la réglementation canadienne avec celle des États-Unis dans le cadre du Plan d’action conjoint du Conseil de coopération Canada—États-Unis en matière de réglementation. En vertu de ce plan, le Canada et les États-Unis seront tenus d’avoir des approches réglementaires en place concernant les émissions de matière particulaire et de ses polluants précurseurs. Le projet de règlement est également important dans le cadre de l’engagement soutenu du Canada avec les États-Unis concernant les flux transfrontaliers de polluants atmosphériques incarné par l’Accord Canada-États-Unis sur la qualité de l’air.

La mise en œuvre du projet de règlement ne devrait pas toucher les échanges commerciaux.

Contexte

Le plan Prendre le virage, publié en 2007 aux fins de consultation, a marqué le premier effort fédéral en ce qui a trait à l’adoption d’exigences obligatoires pour lutter contre la pollution atmosphérique provenant de sources industrielles. Ce plan proposait un régime réglementaire fédéral ambitieux qui reflétait les normes d’émission de calibre mondial pour les sources d’émissions du secteur industriel. Les provinces, l’industrie et les organisations non gouvernementales (soit les ONG) ont exprimé leur inquiétude concernant cette approche et ont proposé d’élaborer une approche de rechange qui tiendrait compte des problèmes de qualité de l’air à l’échelle régionale, équilibrerait les rôles réglementaires du gouvernement fédéral et des provinces et imposerait des normes fédérales moins strictes pour l’industrie.

De ce fait, les fonctionnaires fédéraux ont commencé à travailler en 2008, avec les intervenants et les provinces, à l’élaboration d’une approche de rechange pour gérer la pollution atmosphérique. En octobre 2012, les ministres de l’Environnement des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux, à l’exception du Québec, ont convenu de mettre en œuvre le Système de gestion de la qualité de l’air (soit le SGQA). Le Québec appuie les objectifs généraux du SGQA et collaborera avec les autres gouvernements afin de mettre en œuvre les éléments locaux et régionaux de gestion de la qualité de l’air.

Élaboré et approuvé par les provinces et les intervenants, le SGQA constitue une approche cohérente pour maintenir et améliorer la qualité de l’air. Il comprend trois éléments clés : la gestion de la qualité de l’air à l’échelle régionale et locale, les Normes canadiennes de qualité de l’air ambiant (soit les NCQAA) mises à jour et non contraignantes, ainsi que les exigences de base relatives aux émissions industrielles (soit les EBEI) pour les principaux émetteurs industriels. Les NCQAA sont des objectifs ambitieux destinés à guider le système. Elles forment la base qui permet aux gouvernements provinciaux et territoriaux de déterminer le niveau de gestion nécessaire. Alors que la mise en œuvre des EBEI établira un niveau minimal de bon rendement à l’échelle nationale, les gouvernements provinciaux et territoriaux surveilleront et géreront leurs sources locales de pollution atmosphérique et prendront des mesures supplémentaires pour toutes les sources afin de respecter les NCQAA.

Les EBEI ont été élaborées pour les principaux secteurs industriels et certains types d’équipement. Les secteurs visés par le SGQA sont ceux de l’aluminium et de l’alumine, de la fusion des métaux communs, du ciment, des produits chimiques, de l’électricité, des boulettes de minerai de fer, du fer et de l’acier, des sables bitumineux, des raffineries de pétrole, de la potasse, des pâtes et papiers et du pétrole et du gaz (défini comme le pétrole et le gaz en amont et les pipelines de transport de gaz naturel). Les groupes d’équipement concernés sont les chaudières et les fours industriels indépendants brûlant des combustibles gazeux (soit les chaudières et les fours industriels), les turbines à combustion indépendantes et les moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux (soit les moteurs). Une fois mises en œuvre, les EBEI devraient faire en sorte que tous les secteurs visés par le SGQA au Canada respectent un niveau de base acceptable en matière de performance environnementale, et ce, quel que soit la qualité de l’air où les installations sont situées. Même si ces exigences représentent un niveau de rendement de base pour le Canada, elles ne sont pas conçues pour gérer la mauvaise qualité de l’air à elles seules; les provinces et les territoires évalueront les sources de pollution atmosphérique à l’échelle locale et pourraient imposer des normes d’émission plus strictes pour les sources importantes de pollution atmosphérique.

Environnement Canada a l’intention de mettre en œuvre les EBEI à l’aide d’une combinaison d’instruments réglementaires et non réglementaires, qui seront publiées en plusieurs phases au cours des prochaines années. Dans le cadre de la première phase, les EBEI suivantes seraient mises en œuvre sous forme de norme de rendement obligatoire présentées dans ce projet de règlement :

  • les moteurs, qui sont principalement utilisés pour la compression, la production d’électricité et le pompage dans les installations industrielles;
  • les chaudières et les fours industriels, qui génèrent de la vapeur à des fins diverses dans le cadre d’applications de procédés industriels (par exemple l’extraction in situ de bitume dans l’exploitation des sables bitumineux en utilisant le drainage par gravité au moyen de vapeur);
  • les cimenteries produisant du ciment gris au Canada, dont 15 sont actuellement actives.

Dans les phases ultérieures, des exigences pour les sables bitumineux, le raffinage du pétrole, les produits chimiques, les engrais, le pétrole et le gaz en amont, ainsi que pour les émissions de composés organiques volatils provenant de sources d’hydrocarbures pourraient être proposées comme ajouts à ce projet de règlement. Dans le cadre d’un effort visant à parvenir à un consensus sur la production d’électricité à partir du charbon, Environnement Canada étudie différentes solutions pour mettre en œuvre une exigence EBEI concernant ce secteur clé. Le calendrier pour cette exigence n’a pas encore été déterminé.

D’autres instruments, tels que des avis de prévention de la pollution, des codes de pratique ou des directives sur les rejets et des ententes sur la performance, sont proposés en vue de mettre en œuvre des EBEI au cours des deux prochaines années pour les secteurs de l’aluminium, du fer et de l’acier, des sables bitumineux (voir référence 1), de la potasse, des pâtes et papiers, des boulettes de minerai de fer et des fonderies de métaux communs. Un code de pratique pour réduire les émissions de matière particulaire provenant du secteur du ciment pourrait également voir le jour.

Enjeux

La protection de la santé et de l’environnement des Canadiens est une grande priorité pour le gouvernement. La qualité de l’air est importante pour les Canadiens, car les émissions de polluants atmosphériques ont des répercussions négatives sur la santé humaine, représentent un fardeau pour le système de soins de santé, nuisent à l’environnement et ont des impacts négatifs sur l’économie. Le gouvernement fédéral a le pouvoir d’intervenir en matière de pollution atmosphérique en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), car les principaux polluants atmosphériques sont considérés comme des substances toxiques.

Une grande partie des polluants atmosphériques d’origine humaine au Canada proviennent de sources industrielles. Les émissions provenant de l’industrie, généralement dues à la combustion de combustibles fossiles, comprennent notamment du dioxyde de soufre (SO2) [89 % des émissions totales en 2010], des oxydes d’azote (NOx) [39 %], des composés organiques volatils (COV) [41 %], des matières particulaires fines primaires (PM2,5) [29 %] et de l’ammoniac (NH3). Ces polluants se mélangent dans l’atmosphère et créent deux grands composants du smog : l’ozone troposphérique et les matières particulaires secondaires.

Même si des progrès ont été accomplis dans la réduction des émissions de polluants atmosphériques (par exemple pour le dioxyde de soufre), la qualité de l’air est toujours un problème d’actualité au Canada. Plus de 35 % des Canadiens vivent dans des collectivités où le standard pancanadien existant pour l’ozone n’est pas respecté, et les niveaux de pollution continueront de représenter un problème en raison de la croissance de la population, de l’augmentation du nombre de véhicules et de la pollution provenant de sources internationales, ainsi que du développement de l’industrie.

De nombreuses études ont associé les matières particulaires aux maladies ou problèmes cardiovasculaires et respiratoires, y compris les maladies cardiaques, les accidents vasculaires cérébraux, l’asthme, la bronchite et l’emphysème. De même, on a constaté que l’ozone aggravait un large éventail de problèmes respiratoires. En plus de leur potentiel de contribution au smog, les niveaux ambiants de NOx et de SO2 ont également été directement liés aux problèmes de santé. L’exposition à l’un de ces polluants peut augmenter le risque de complications médicales, allant d’une légère difficulté à respirer à de fortes douleurs thoraciques, à l’hospitalisation et même à un risque accru de décès. Les populations vulnérables ayant un risque élevé d’avoir ces problèmes de santé comprennent les personnes ayant déjà des problèmes respiratoires ou cardiovasculaires, les personnes âgées et les enfants en raison de l’augmentation de leurs niveaux d’exposition. On a également de plus en plus de preuves que la pollution atmosphérique peut être associée à d’autres impacts sur la santé (par exemple un faible poids à la naissance et divers problèmes neurologiques).

Les impacts néfastes des polluants atmosphériques sur la santé sont présents à toutes les concentrations, pas seulement aux concentrations élevées (« jours de smog »). Même si les quantités de polluants dans l’air sont faibles, les recherches effectuées indiquent qu’il y a toujours des impacts sur la santé, en particulier chez les populations vulnérables comme les enfants et les personnes âgées.

En plus de nuire à la santé humaine, les polluants atmosphériques peuvent causer divers impacts néfastes sur la végétation, les sols, l’eau, la faune, les matériaux et la santé générale de l’écosystème. Les plantes sont vulnérables à l’ozone; les dommages peuvent prendre la forme de mouchetures, de taches et de rougissures sur les feuilles, la croissance peut être freinée et certains semis peuvent ne pas survivre. L’exposition à long terme à l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures agricoles, une diminution de la croissance du bois, ainsi qu’une mortalité et des maladies prématurées pour le bétail. Les pluies acides contenant des quantités dangereuses d’acide nitrique et d’acide sulfurique nuisent aux arbres et provoquent une acidification des sols et des plans d’eau, rendant ainsi l’eau non convenable pour certains poissons et d’autres espèces sauvages. Les animaux peuvent éprouver, au fil du temps, des problèmes de santé similaires à ceux des humains s’ils sont exposés aux polluants atmosphériques. Par ailleurs, la mauvaise visibilité associée aux minuscules particules dans l’air peut affecter négativement le bien-être, le tourisme et le plaisir de faire des activités récréatives de plein air. Le dépôt de matières particulaires est également associé aux souillures et aux dommages structurels.

En outre, le flux d’air transporte les polluants d’une province à l’autre et entre le Canada et les États-Unis. À leur tour, les émissions des États-Unis sont transportées au Canada et participent aux concentrations ambiantes de matières particulaires et d’ozone, ce qui contribue à des dépassements des normes nationales de qualité de l’air ambiant dans certaines régions du pays. En raison de l’absence d’une approche nationale claire et des mesures provinciales incertaines, il s’est avéré difficile pour le Canada de discuter avec les États-Unis d’une stratégie contre la pollution transfrontalière.

Le tableau 1 ci-dessous résume l’importance des sources d’émissions pour chaque secteur ou groupe d’équipement par rapport aux émissions industrielles totales, la croissance projetée de leurs émissions en l’absence du projet de règlement ainsi que leur répartition géographique. La croissance négative prévue pour les émissions de NOx des chaudières et des fours industriels est due aux remplacements normaux prévus des anciens équipements sans technologie antipollution par de nouveaux ayant une intensité d’émissions plus faible.

Tableau 1 : Profils des émissions par secteur ou groupe d’équipement

Secteur ou équipement

Émissions en 2010 (voir référence 1*)

Émissions en pourcentage du nombre total de sources industrielles canadiennes

Croissance prévue des émissions d’ici 2035 (en l’absence du nouveau règlement)

Répartition géographique

Moteurs

489 kt de NOx

46 % des émissions industrielles de NOx

12 %

Principalement situées en Colombie-Britannique et en Alberta

Chaudières et fours industriels

26 kt de NO (voir référence 2*)

2 % des émissions industrielles de NOx

-7 %

Principalement situées en Alberta, en Colombie-Britannique et en Ontario

Ciment

28 kt de NOx

3 % des émissions industrielles de NOx

16 %

Colombie-Britannique, Alberta, Ontario, Québec et Nouvelle-Écosse

19 kt de SO2

2 % des émissions industrielles de SO2

23 %

Référence 1*
Le niveau d’émission des chaudières et des fours industriels concerne l’année 2011.

Référence 2*
Le niveau d’émission des chaudières et des fours industriels concerne l’année 2011.

Objectifs

Le projet de règlement est le moyen par lequel le gouvernement fédéral a l’intention de mettre en œuvre certaines des EBEI. Ce règlement inclut une partie dont le contenu s’applique à tous les secteurs ou types d’équipements ou à plusieurs d’entre eux, ainsi que des parties distinctes comprenant des exigences propres à chaque secteur ou type d’équipement. Ainsi, ce projet de règlement permettrait au gouvernement fédéral d’honorer son important engagement qui est de mettre en œuvre le nouveau SGQA et d’aider à établir un niveau de rendement de base uniforme à l’échelle nationale. Ce faisant, le projet de règlement permettrait de réduire les émissions de polluants atmosphériques (NOx et SO2), ce qui aura des impacts positifs sur la santé et l’environnement.

Les objectifs propres à chaque secteur et groupe d’équipement sont les suivants :

  • Moteurs : Limiter la quantité de NOx émise par les moteurs modernes et originaux utilisés par les installations industrielles.
  • Chaudières et fours industriels : Limiter la quantité de NOx émise par les chaudières et les fours industriels modernes originaux ou de transition utilisés par les installations industrielles.
  • Ciment : Limiter la quantité de NOx et de SO2 émise par toutes les cimenteries produisant du ciment gris.

Description

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement obligatoires propres à chaque secteur et groupe d’équipement (voir description ci-dessous). Dans tous les cas, les installations réglementées seraient soumises aux exigences d’application de la loi et de conformité, ainsi qu’aux peines prévues dans la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Moteurs (type d’équipement)

Les moteurs stationnaires brûlant des combustibles gazeux qui sont visés par le projet de règlement sont généralement utilisés pour la compression des gaz (par exemple pour maintenir la pression dans les puits ou déplacer le gaz dans les pipelines), mais ils peuvent aussi être utilisés à d’autres fins, comme pour entraîner des génératrices auxiliaires ou pour le pompage. Leur plage de puissance s’étend d’un moteur aussi petit que celui d’une petite voiture à un moteur aussi gros que celui d’une locomotive diesel-électrique. Ils représentent une source importante d’émissions de NOx et, en une heure de fonctionnement, un moteur de puissance moyenne peut émettre autant de NOx qu’un véhicule léger de taille moyenne parcourant près de 200 000 km.

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement pour les moteurs neufs (modernes) et existants (originaux), tel qu’il est décrit au tableau 2 ci-dessous. Les moteurs sont définis comme étant modernes ou originaux dépendamment de leur année de fabrication par rapport au 1er janvier 2015.

Le projet de règlement exigerait l’envoi de renseignements au gouvernement. Tous les moteurs en exploitation devraient être enregistrés et des renseignements permettant d’identifier le moteur visé par le Règlement devraient être envoyés. Pour les moteurs modernes, l’enregistrement devrait être effectué un an après que le moteur ait commencé à être exploité, après quoi l’envoi annuel des résultats des essais de rendement devrait débuter. Pour les moteurs originaux, l’enregistrement serait exigé à partir du 1er janvier 2018 et les rapports annuels devraient être soumis à partir de 2021. Autant pour les moteurs modernes qu’originaux, et à chaque fois que des renseignements permettant d’identifier le moteur changent, l’enregistrement du moteur devrait être mis à jour, et ce, au même moment que l’envoi du rapport annuel.

Pour les moteurs modernes, la norme et le seuil de puissance proposés sont basés sur les normes de rendement de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulées New Source Performance Standard for Stationary Spark Ignition Internal Combustion Engines (norme de rendement des sources nouvelles pour les moteurs stationnaires à combustion interne à allumage commandé). Pour les moteurs originaux, la norme de rendement et le seuil de puissance ont été déterminés en fonction des technologies d’adaptation antipollution actuellement offertes aux exploitants et qui ont été démontrées sur le terrain. Le seuil de puissance des moteurs originaux est supérieur à celui des moteurs modernes, et ce, en raison des défis et des coûts liés à la modernisation des moteurs de plus faible puissance.

Ces normes de rendement correspondent aux niveaux d’émissions qui peuvent être atteints de manière rentable en installant des technologies antipollution, y compris, sans toutefois s’y limiter, les catalyseurs à trois voies, les systèmes de gestion de moteur qui convertissent le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre et les chambres de précombustion. Il existe deux options pour respecter les limites d’émissions s’appliquant aux moteurs originaux :

  • Approche par unité : respecter la norme en modifiant tous les moteurs visés par le projet de règlement à compter de 2026, et en modifiant des moteurs représentant au moins la moitié de la puissance totale de tous les moteurs visés par le projet de règlement pour la période de 2021 à 2026;
  • Approche de la moyenne : respecter la norme en calculant la moyenne annuelle des émissions de tous les moteurs visés par le projet de règlement; à savoir que certains moteurs d’une collection donnée pourront émettre des émissions inférieures à la norme, tandis que les émissions d’autres moteurs seront supérieures à la norme, à condition que la moyenne annuelle des émissions des moteurs d’une collection respecte la norme (soit l’approche de la moyenne du parc).

Tableau 2 : Normes de rendement proposées pour les moteurs

 

Critères

Date de fabrication postérieure au 1er janvier 2015 (moteurs modernes)

Date de fabrication antérieure au 1er janvier 2015 (moteurs originaux)

 

Secteurs visés par le Système de gestion de la qualité de l’air

Aluminium et alumine, fusion des métaux communs, ciment, produits chimiques, électricité, boulettes de minerai de fer, fer et acier, sables bitumineux, raffinage du pétrole, potasse, pâtes et papiers, pétrole et gaz (définis ici comme pétrole et gaz en amont et pipelines de transport de gaz naturel)

Pétrole et gaz

Moteurs à utilisation régulière

Seuil de puissance (kilowatts, kW)

≥ 75

≥ 250

Limites des émissions de NOx

2,7 grammes par kilowattheure (g/kWh) produit ou 160 parties par million en volume sur une base sèche (ppmvd) à 15 % d’oxygène

Limite uniforme : 4 g/kWh produit ou 210 ppmvd à 15 % d’oxygène (moteurs représentant 50 % de la puissance totale à partir de 2021; 100 % d’ici 2026) ou Moyenne du parc : 8 g/kWh produit ou 421 ppmvd à 15 % d’oxygène à partir de 2021; 4 g/kWh produit ou 210 ppmvd à 15 % d’oxygène à partir de 2026

Essais

Essais de rendement initial; essais subséquents pour les moteurs dont la puissance est supérieure ou égale à 375 kW

Essais de rendement initial; essais subséquents pour les moteurs dont la puissance est supérieure ou égale à 375 kW

Moteurs à faible utilisation

Seuil de puissance (kW)

≥ 100

Aucun

Limites des émissions de NOx

2,7 g/kWh produit ou 160 ppmvd à 15 % d’oxygène

Aucun

Essais

Aucun

Aucun

Les moteurs originaux à faible utilisation, soit ceux qui sont utilisés moins de 5 % du temps sur une période de trois ans, ne sont pas soumis aux mêmes exigences d’émissions que les moteurs à utilisation régulière. Les moteurs à faible utilisation devraient représenter un petit pourcentage du parc total de moteurs. Compte tenu de leur faible utilisation, ces moteurs ne constituent pas une source importante d’émissions de NOx et il serait moins rentable de les moderniser que de moderniser les moteurs à utilisation régulière. Les normes de rendement proposées pour les moteurs originaux s’appliquent uniquement aux installations du secteur du pétrole et du gaz (pétrole et gaz en amont ne provenant pas de sables bitumineux, pipelines de transport de gaz naturel).

Chaudières et fours industriels (type d’équipement)

Une chaudière brûle des combustibles fossiles gazeux, comme le gaz naturel, afin de produire de l’eau chaude ou de la vapeur pour les procédés industriels et le chauffage, tandis qu’un four industriel chauffe directement la matière traitée. Les chaudières et les fours industriels sont généralement composés d’une chambre de combustion, de brûleurs, d’un appareil à pression (uniquement pour les chaudières) et d’un équipement de contrôle ou de surveillance. La quantité de NOx émise dépend de la conception du brûleur. Ainsi, un brûleur bien conçu aurait la capacité d’émettre cinq fois moins de NOx qu’un brûleur standard.

On trouve des chaudières et des fours industriels dans la plupart des secteurs de l’économie canadienne. Selon les seuils de taille convenus par l’industrie, les provinces et les ONG au cours des discussions sur les limites d’émissions (indiqués dans le tableau 3 ci-dessous), seuls les chaudières et les fours industriels ayant une capacité nominale égale ou supérieure à 10,5 gigajoules par heure (GJi/h) seraient visés par le projet de règlement.

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels neufs (modernes) et existants (originaux), tel qu’il est décrit au tableau 3 ci-dessous. Les normes de rendement varient en fonction de l’appareil utilisé (chaudière ou four industriel), des combustibles brûlés (gaz naturel ou combustibles gazeux de remplacement) et du fait que le four industriel préchauffe ou non l’air de combustion, ou que la chaudière a un rendement supérieur ou inférieur à 80 %. Pour chaque élément à prendre en considération, à l’exception du rendement, les limites d’émissions ont été choisies de façon à ce que la difficulté technique rencontrée pour les atteindre soit à peu près équivalente. L’idée de prendre en compte le rendement a été incluse afin de ne pas décourager l’utilisation plus efficace de carburants (c’est-à-dire qu’une chaudière plus efficace peut avoir une intensité d’émissions plus élevée tout en émettant la même quantité de NOx par an qu’une chaudière moins efficace).

Tableau 3 : Normes de rendement proposées pour les chaudières et les fours industriels indépendants de grande capacité

Secteurs visés par le SGQA : aluminium et alumine, fusion des métaux communs, ciment, produits chimiques, électricité, boulettes de minerai de fer, fer et acier, sables bitumineux, potasse, pâtes et papiers, pétrole et gaz (voir référence 2).

Seuil de taille : capacité nominale supérieure à 10,5 gigajoules d’apport énergétique par heure (GJi/h) (voir référence 3).

 

Paramètres

Limites des émissions de NOx (g/GJi)

Année de conformité

 

Combustible

Chaudière (voir référence 4)

Four industriel (voir référence 5)

2015

Équipement moderne

Gaz naturel

Rendement

< 80 %

16

s.o.

≥ 80 %

> 16-18

Air de combustion préchauffé

Non

s.o.

16

Oui

> 16-19

Autre combustible gazeux

Rendement

< 80 %

20,8

s.o.

≥ 80 %

> 20,8-23

Air de combustion préchauffé

Non

s.o.

20.8

Oui

> 20,8-25

Équipement original

Gaz naturel ou combustibles gazeux de remplacement

Seuil d’émissions de NOx (g/GJi)

> 80

26

26

2026

70-80

26

26

2036

< 70

s.o.

s.o.

s.o.

Les chaudières et les fours industriels originaux sont ceux qui seront en service avant l’entrée en vigueur du projet de règlement. Les chaudières et les fours industriels de transition (voir référence 6) sont ceux qui seront assemblés sur place et qui seront mis en service jusqu’à deux ans après l’entrée en vigueur du projet de règlement. Les chaudières et les fours industriels modernes sont ceux qui ne seront ni originaux ni de transition et qui seront mis en service après l’entrée en vigueur du projet de règlement.

Pour les chaudières et les fours industriels originaux, ces normes de rendement pourraient être atteintes de manière rentable soit par la modernisation soit par le remplacement de l’équipement original. Le projet de règlement met en œuvre progressivement les limites d’émissions de NOx sur une période de 20 ans pour l’équipement émettant plus de 70 grammes par gigajoule d’apport énergétique (g/GJi). L’équipement émettant actuellement moins de 70 g/GJi ne sera sujet à aucune des normes de rendement proposées dans le projet de règlement. Les normes de rendement ciblent tout équipement original, utilisé dans les installations réglementées, qui ne dispose pas de dispositif de contrôle des émissions de NOx en imposant des exigences d’ici 2026 pour les chaudières et les fours industriels qui émettent actuellement plus de 80 g/GJi, et d’ici 2036 pour les chaudières et les fours industriels qui émettent entre 70 g/GJi et 80 g/GJi.

En plus des limites d’émissions de NOx, le projet de règlement imposerait aux chaudières et fours industriels ayant une capacité nominale supérieure à 262,5 GJi/h d’être équipés de systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions. Ces systèmes sont généralement des dispositifs ajoutés utilisés pour démontrer la conformité. On préfère ces systèmes à d’autres méthodes d’essai (comme un essai annuel en cheminée), car les chaudières de grande capacité peuvent émettre des centaines de tonnes de NOx chaque année, et nécessitent donc une surveillance continue.

Ciment

Les fours constituent l’unique source ponctuelle majeure de rejets de polluants atmosphériques provenant de la fabrication du ciment. Un four réchauffe et traite la pierre calcaire et d’autres matériaux, comme la silice, l’alumine et l’oxyde ferreux, pour produire un produit intermédiaire appelé clinker. Le clinker est ensuite broyé et combiné à d’autres matériaux afin de produire du ciment. Le projet de règlement s’applique à toutes les cimenteries qui produisent du clinker dans le but de produire du ciment gris (voir référence 7). Aucun seuil minimal n’est proposé, étant donné que toutes les cimenteries sont considérées comme étant suffisamment importantes pour être assujetties aux dispositions de ce projet de règlement. À l’heure actuelle, il existe quatre types de fours dans le secteur de la fabrication du ciment : les fours en voie humide, les fours longs à voie sèche, les fours à préchauffeur et les fours à précalcinateur.

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement propres aux fours concernant les émissions de NOx et de SO2 par tonne de clinker produit, tel qu’il est indiqué au tableau 4 ci-dessous. Le projet de règlement exigerait l’utilisation de systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions pour les émissions de NOx et de SO2 à partir de 2015 et imposerait des normes de rendement à partir de 2017.

Tableau 4 : Normes de rendement proposées pour les fours à ciment

Secteurs visés par le SGQA : Fabrication de ciment

Polluant

Type de four

Norme de rendement

NOx

Four à voie humide

2,55 kg/tonne de clinker ou 30 % de réduction de l’intensité des émissions (kg/tonne de clinker) de 2006

Four long à voie sèche

Four à préchauffeur

2,25 kg/tonne de clinker

Four à précalcinateur

SO2

Tous les fours

3,0 kg/tonne de clinker

Ces normes de rendement correspondent aux niveaux d’émissions qui peuvent être atteints en apportant des améliorations opérationnelles ou en installant des technologies antipollution qui ont été implantées et éprouvées par le secteur de la fabrication de ciment. L’obligation d’utiliser des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est une pratique bien établie au sein de l’industrie du ciment. Pour le secteur de la fabrication du ciment, la conformité sera évaluée à l’échelle de l’installation. Cette approche permettra une certaine souplesse et aidera à réduire au minimum le coût en autorisant les installations individuelles à concevoir et à mettre en œuvre les modifications de l’exploitation et de l’équipement nécessaires pour respecter les normes de performance environnementale pour chaque polluant visé.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Environnement Canada mettra en œuvre les EBEI au moyen de différents instruments de politique. Pour chaque EBEI, des solutions réglementaires et non réglementaires ont été prises en considération afin de déterminer la meilleure approche. La liste suivante présente les résultats de l’analyse, seulement pour les EBEI proposées dans le projet de règlement.

a. Approche du statu quo

Les exigences relatives aux émissions industrielles aident à protéger la qualité de l’air. Actuellement, le gouvernement fédéral a un rôle limité concernant le contrôle des polluants atmosphériques de sources industrielles. Les mesures visant à gérer les émissions industrielles varient d’une province ou d’un territoire à l’autre, créant ainsi des disparités et des inégalités pour les entreprises canadiennes. Le Canada ne dispose actuellement d’aucune approche nationale uniforme concernant la réduction des émissions industrielles de polluants atmosphériques et il semble peu probable qu’un niveau de rendement de base puisse être établi dans l’ensemble du pays en l’absence de mesure fédérale. En outre, l’approche actuelle ne s’est pas avérée suffisante pour réduire les risques pour la santé et l’environnement dans tout le pays et, dans le cadre du statu quo, les industries américaines dépassent généralement le rendement canadien. La mise en place d’une mesure fédérale démontrerait aux Canadiens et aux États-Unis que le Canada gère activement la qualité de son air, de sorte que le gouvernement fédéral serait en meilleure position pour discuter avec les États-Unis de nouvelles réductions des flux transfrontaliers de polluants atmosphériques.

b. Instruments axés sur le marché

Les instruments axés sur le marché représentent une façon de donner à l’industrie la possibilité de choisir le moyen le plus rentable de répondre aux exigences réglementaires proposées. Cependant, les mécanismes de marché ne sont pas compatibles avec l’objectif fondamental qui est d’établir un niveau de rendement de base uniforme à l’échelle nationale. Par exemple, une taxe sur les émissions de polluants atmosphériques pourrait avoir des effets différents dans divers contextes régionaux, selon que les entreprises choisissent de payer la taxe ou d’investir dans un équipement de réduction de la pollution, ce qui fait qu’aucun niveau de rendement de base ne pourrait être garanti. Dans la mesure où la réduction des émissions ne peut être contrôlée avec une taxe, cet instrument convient mieux en tant que mesure incitative pour réduire continuellement les émissions. De même, un système de plafonnement et d’échange pourrait ne conduire à aucune réduction des émissions de polluants atmosphériques dans certaines régions où l’industrie choisit de payer pour obtenir des permis plutôt que de réduire ses émissions. Enfin, le recours à des incitatifs financiers ou à des subventions octroyées aux industries serait incompatible avec le principe du « pollueur-payeur ».

c. Approches de l’instrument volontaire ou de rechange

Dans certains cas (par exemple une bonne coopération par le passé ou une petite collectivité réglementaire motivée), les instruments volontaires peuvent être efficaces dans la réduction des émissions tout en fournissant à l’industrie un maximum de souplesse.

Un avis de planification de la prévention de la pollution et des instruments d’orientation en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [comme des codes de pratique et des directives sur le rejet dans l’environnement] ont été considérés comme étant des instruments de mise en œuvre des normes de rendement pour les moteurs, les chaudières, les fours industriels et les cimenteries. Ces outils de gestion des risques sont à même de fournir plus de latitude aux parties réglementées et sont activement pris en considération pour d’autres EBEI. Toutefois, en raison de deux caractéristiques clés du secteur industriel et des types d’équipement couverts par le projet de règlement, ces instruments, qui ne concernent pas les exigences de rendement obligatoires, ne seraient vraisemblablement pas en mesure de garantir que les secteurs pertinents visés par le SGQA atteindraient l’objectif de réduction des émissions de polluants atmosphériques pour établir le niveau de rendement de base :

  • (1) Un grand nombre d’entités individuelles doivent être couvertes : La mise en œuvre d’un grand nombre d’accords propres aux installations, comme des avis de prévention de la pollution ou des ententes sur la performance, pourrait présenter des risques d’incohérence en matière de niveau de rendement d’une entité à l’autre. Des instruments propres aux installations engendreraient également pour le gouvernement des coûts administratifs plus élevés qu’une approche réglementaire. Il s’agit là d’un facteur clé pour les moteurs, les chaudières et les fours industriels.
  • (2) Différences importantes concernant le rendement de l’industrie dans les diverses provinces : Les différences actuelles en matière de rendement sont importantes d’une entreprise à l’autre d’un secteur donné, et il semble peu probable que des instruments qui n’établissent pas un niveau de rendement préétabli puissent permettre d’assurer une uniformité dans tout le Canada. Il s’agit là d’un facteur clé pour les moteurs, les chaudières, les fours industriels et le secteur de la fabrication du ciment.
d. Approche fondée sur l’installation

Une approche fondée sur l’installation prévoit une obligation d’émissions pour l’ensemble d’une installation, plutôt qu’une obligation pour chaque source au sein de cette installation. Certains exploitants affirment qu’il s’agit d’une approche intéressante, car elle leur donne plus de souplesse pour établir l’ordre de priorité des investissements en vue de réduire les émissions et qu’elle est susceptible d’entraîner une réduction des coûts nécessaires pour atteindre les mêmes réductions d’émissions.

Au cours des discussions du groupe de travail sur les EBEI concernant les chaudières et les fours industriels, l’industrie a présenté une proposition fondée sur l’installation. Toutefois, après les discussions préliminaires, l’industrie a retiré sa proposition sans donner de raison. Une approche fondée sur l’installation est à l’étude dans le secteur des raffineries et pourrait inclure les émissions provenant des chaudières et des fours industriels dans ce secteur (il est à noter que les chaudières et les fours industriels du secteur des raffineries ne sont pas assujettis au projet de règlement à l’heure actuelle). Pour les moteurs originaux, l’approche de la moyenne du parc fournit un degré similaire de souplesse à une approche fondée sur l’installation.

e. Approche réglementaire en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

La mauvaise qualité de l’air constitue un problème grave et pose un risque croissant pour la santé et le bien-être des Canadiens et de leur environnement. Le gouvernement du Canada a annoncé son intention de réglementer les émissions provenant de sources industrielles en octobre 2006. Un instrument réglementaire en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) pourrait :

  • inclure des objectifs obligatoires et exécutoires en matière de réduction des émissions de polluants atmosphériques;
  • imposer qu’un niveau de rendement de base uniforme soit respecté dans tout le pays;
  • permettre à l’industrie de planifier ses investissements avec certitude.

Au cours des consultations, les ONG ont clairement indiqué qu’elles attendent du gouvernement fédéral qu’il impose une réduction des émissions de polluants atmosphériques provenant de sources industrielles.

En ce qui a trait aux moteurs, une autre approche réglementaire visant les fabricants de moteurs a été prise en considération. Cependant, les fabricants ont indiqué qu’ils ne sont pas en mesure de garantir les niveaux d’émissions des moteurs, car ceux-ci sont grandement affectés par des ajustements mineurs que peut effectuer l’exploitant du moteur. Par conséquent, le projet de règlement est étudié à la lumière de l’article 93 de la partie 5 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), en vertu duquel la quantité ou la concentration de substances toxiques rejetées peuvent être réglementées.

L’approche recommandée consiste à mettre en œuvre des règlements consolidés conformément à l’article 93 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) sur les substances figurant sur la Liste des substances toxiques. Cela fournirait un moyen efficace d’établir des exigences, y compris les exigences communes telles que la tenue de dossiers, tout en réduisant le fardeau administratif associé aux différents règlements, en particulier pour les entreprises qui seraient soumises à plus d’un ensemble de normes de rendement. Un règlement établi en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) permettrait la conclusion d’éventuels accords d’équivalence avec les provinces intéressées, à condition qu’elles aient des instruments qui sont exécutoires en vertu de la loi, qui sont censés avoir des résultats jugés équivalents à l’instrument fédéral et qui ont des dispositions similaires pour que les citoyens puissent demander des enquêtes.

Avantages et coûts

1. Résumé

Le projet de règlement devrait entraîner une réduction générale d’environ 2 065 kt de NOx et de 96 kt de SO2 au cours de la période de 2013 à 2035. La valeur actuelle nette du projet de règlement est estimée à 6,5 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,1 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels, et à 1,4 milliard de dollars pour les cimenteries.

La valeur actuelle des avantages du projet de règlement est estimée à 7 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,2 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels, et à 1,5 milliard de dollars pour les cimenteries. Ces avantages découlent d’une diminution du nombre d’hospitalisations et de visites en salle d’urgence, de crises d’asthme et d’absences au travail et à l’école, ainsi que d’une augmentation de la productivité agricole, d’une réduction des souillures et d’une amélioration de la visibilité de l’air. Les avantages différentiels en matière de santé et d’environnement pour chaque ensemble de normes de rendement ont été estimés séparément et ne comprennent donc pas d’interaction entre les uns et les autres. Cela pourrait se traduire par une estimation conservatrice des avantages, car il est possible que les avantages en matière de qualité de l’air associés à plus d’une norme de rendement en place au même moment soient supérieurs à la somme des avantages associés à chaque exigence de rendement prise individuellement.

La valeur actuelle des coûts du projet de règlement est estimée à 470 millions de dollars pour les moteurs, à 50 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels, et à 43 millions de dollars pour les cimenteries, et ce, en grande partie en raison des coûts différentiels des technologies nécessaires. En raison des options de conformité flexibles et des exigences différentes pour les nouvelles immobilisations et les immobilisations existantes, pratiquement toutes les dépenses en immobilisation concernent l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de modèles à faibles émissions au moment de la rotation du capital naturel, plutôt que la retraite devancée du capital.

1a. Moteurs

Les normes de rendement pour les moteurs devraient entraîner une réduction d’environ 1 775 kt des émissions de NOx entre 2013 et 2035. On s’attend à ce que cette réduction de NOx provienne : a) de la réduction des émissions des moteurs modernes; b) de la réduction des émissions des moteurs originaux modernisés ou remplacés. En ce qui concerne les moteurs originaux, les réductions des émissions devraient avoir lieu en deux phases sur une période de 11 ans. Les exigences de rendement devraient être établies pour les années 2021 (ce qui représente environ 50 % des moteurs originaux) et 2026 (soit la totalité des moteurs originaux). Pour ce qui est des moteurs modernes, les réductions des émissions commenceraient en 2013 (voir référence 8) et continueraient à mesure que les moteurs seraient remplacés.

Grâce à une réduction nette de la consommation de carburant associée à des technologies qui répondent aux normes de rendement proposées, une réduction de 3,4 Mt des émissions de gaz à effet de serre est également prévue pour la période. Entre 2013 et 2035, la valeur actuelle des coûts des normes de rendement pour les moteurs est estimée à 470 millions de dollars, dont une grande partie concerne les coûts liés à la technologie des moteurs (204 millions de dollars) et les coûts de maintenance (189 millions de dollars). La valeur actuelle des avantages est de 7 milliards de dollars, ce qui comprend les avantages pour l’environnement (245 millions de dollars) et la santé (6,5 milliards de dollars), les avantages liés à la réduction des gaz à effet de serre (77 millions de dollars) et les économies de dépenses nettes en carburant (152 millions de dollars).

Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette des normes de rendement proposées est estimée à 6,5 milliards de dollars, ce qui donne lieu à un rapport avantages-coûts de 15 pour 1.

1b. Chaudières et fours industriels

Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels se traduiraient par une réduction d’environ 227 kt des émissions de NOx entre 2013 et 2035. Cette réduction devrait être réalisable grâce aux équipements modernes construits et exploités à partir de 2014 et au remplacement du parc initial d’équipement utilisé après 2014. En ce qui concerne les chaudières et les fours industriels originaux, les réductions des émissions devraient avoir lieu en deux phases. Les exigences de rendement de la première phase porteraient sur les chaudières les plus polluantes (classe 80) et devraient être respectées d’ici 2026. Les exigences de la deuxième phase porteraient, quant à elles, sur les chaudières modérément polluantes (classe 70) et devraient être respectées d’ici 2036. Les chaudières modernes devraient être conformes aux normes de rendement à partir de 2015.

Entre 2013 et 2035, la valeur actuelle du coût du projet de règlement est estimée à 50 millions de dollars, et ce, principalement en raison des exigences supplémentaires relatives à la technologie des chaudières et des fours industriels. La valeur actuelle des avantages entre 2013 et 2035 est estimée à 1,2 milliard de dollars, ce qui comprend en grande partie les bénéfices pour la santé (1,1 milliard de dollars), et les avantages pour l’environnement (29 millions de dollars).

Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette du projet de règlement est estimée à 1,13 milliard de dollars, ce qui donne lieu à un rapport avantages-coûts de 24 pour 1.

1c. Cimenteries

Le projet de règlement devrait entraîner une réduction de 96 kt des émissions de SO2 et de 63 kt des émissions de NOx au cours de la période de 2017 à 2035. On s’attend à ce que la réduction des émissions NOx et de SO2 résulte de l’ajout de technologies de réduction des émissions dans des infrastructures existantes. Ces réductions devraient se traduire par une valeur actuelle de 1,5 milliard de dollars d’avantages au cours de cette période. Les coûts comparables nécessaires pour obtenir ces avantages devraient être de 43 millions de dollars.

Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette de la norme de rendement proposée est estimée à 1,4 milliard de dollars, ce qui donne lieu à un rapport bénéfice-coût de 34 pour 1.

2. Cadre analytique

Dans l’analyse coûts-avantages, les coûts différentiels et les avantages associés au projet de règlement sont quantifiés et exprimés en termes monétaires, dans la mesure du possible.

Afin de démontrer l’impact différentiel des normes de rendement sur chaque secteur ou groupe d’équipement, une analyse coûts-avantages distincte a été effectuée pour chaque ensemble de normes de rendement (soit une analyse distincte des coûts et des avantages pour les moteurs, les chaudières et les fours industriels, et les cimenteries). Les éléments du cadre général de l’analyse coûts-avantages qui sont communs à l’ensemble des secteurs et des groupes d’équipement sont traités dans les sections 2 et 3.

Il est important de noter que les avantages différentiels pour la santé et l’environnement associés à chaque ensemble de normes de rendement ne comprendront aucune interaction entre les ensembles de normes. Cela pourrait se traduire par une estimation conservatrice des avantages, car il est possible que les avantages en matière de qualité de l’air associés à plus d’une norme de rendement en place au même moment soient supérieurs à la somme des avantages associés à chaque exigence de rendement prise individuellement. Ainsi, les avantages associés à chaque norme de rendement ne doivent pas être additionnés dans un effort visant à démontrer l’avantage combiné du projet de règlement.

Un cadre uniforme de l’analyse coûts-avantages est utilisé pour chaque ensemble de normes de rendement et comprend les éléments suivants :

  • Impact différentiel : Les impacts sont analysés en termes de changements différentiels dans les émissions, ainsi que de coûts et d’avantages directs pour les intervenants. Les impacts différentiels pour chaque ensemble de normes de rendement ont été déterminés en comparant deux scénarios : un scénario réglementaire et un scénario commun de maintien du statu quo.
  • Scénario de maintien du statu quo : Le scénario de maintien du statu quo suppose qu’aucune des exigences réglementaires associées à des normes de rendement fédérales pour les moteurs, les chaudières et les fours industriels ou les cimenteries n’est en place. De même, le scénario de maintien du statu quo n’inclut pas les exigences EBEI ultérieures. Ce scénario tient compte de tous les règlements provinciaux et territoriaux existants, ainsi que de la législation en place. Le même scénario de maintien du statu quo est utilisé dans l’analyse de chaque norme de rendement (c’est-à-dire, qu’il est commun à toutes les analyses coûts-avantages).
  • Scénarios réglementaires : Pour chaque ensemble de normes de rendement, ces scénarios partent du principe qu’un ensemble donné de normes de rendement est mis en œuvre.

Le tableau 5 ci-dessous présente les éléments du cadre de l’analyse coûts-avantages applicable à chaque secteur et groupe d’équipement.

Tableau 5 : Avantages et coûts financiers

Avantages monétaires

Coûts monétaires

Avantages pour la santé dus aux réductions des polluants atmosphériques

Coûts d’immobilisation différentiels

Avantages pour l’environnement dus aux réductions des polluants atmosphériques

Coûts différentiels de fonctionnement et d’entretien

Avantages concernant les gaz à effet de serre (le cas échéant)

Coûts administratifs différentiels pour les entreprises

Économies nettes de carburants (le cas échéant)

Coûts gouvernementaux différentiels

De plus amples détails sur le scénario de maintien du statu quo et chaque scénario réglementaire sont présentés dans les sections 4, 5 et 6 ci-dessous.

Période de l’analyse : L’horizon utilisé pour évaluer les impacts est de 23 ans, soit de 2013 à 2035. La première exigence réglementaire entrera en vigueur en 2015, mais une mesure précoce est prévue à mesure que les parties réglementées prennent des décisions en accord avec les cycles naturels de roulement des immobilisations. Dans la mesure où certaines dépenses en immobilisation qui seront effectuées avant 2035 donneront lieu à des avantages annuels pour la santé et l’environnement qui iront au-delà de 2035, et qui ne sont donc pas répertoriés dans cette analyse, l’estimation des avantages doit être examinée avec prudence.

Approche de l’estimation des coûts et des avantages : Les coûts différentiels et les avantages ont été quantifiés dans la mesure du possible, estimés en termes monétaires et exprimés en dollars canadiens de 2012.

Taux d’actualisation : Un taux d’actualisation public réel de 3 % a été utilisé dans l’analyse pour estimer la valeur actuelle des coûts et des avantages, conformément aux lignes directrices du Secrétariat du Conseil du Trésor. Cette méthode est également conforme aux taux d’actualisation utilisés pour d’autres projets de règlement connexes relatifs à la qualité de l’air et aux gaz à effet de serre au Canada. Toutes les valeurs sont actualisées pour 2013.

3. Modélisation et évaluation des impacts

Différents modèles ont été utilisés pour estimer les changements dans les émissions, ainsi que les coûts et les avantages.

3.1 Modélisation des émissions et de l’impact économique

3.1.1 Modèle énergie-émissions-économie du Canada (modèle 3EC)

Les projections concernant les polluants atmosphériques pour la période de 2011 à 2035 sont obtenues grâce au modèle énergie-émissions-économie du Canada (modèle 3EC). Ce modèle peut saisir les interactions qui existent au sein de l’économie et analyser les impacts à plus grande échelle des politiques environnementales, comme les normes de rendement proposées, et ce, en tenant compte de la façon dont les politiques auront une incidence sur l’économie, les prix de l’énergie, les émissions et d’autres indicateurs macroéconomiques.

Le modèle 3EC regroupe deux composantes : Énergie 2020, qui modélise l’offre et la demande en énergie au Canada, et le modèle Informetrica, qui est un modèle macroéconomique de l’économie canadienne.

Énergie 2020, qui comprend beaucoup de régions et de secteurs de l’économie nord-américaine (voir référence 9), peut simuler l’offre, le prix et la demande pour tous les combustibles. Le modèle peut déterminer l’extrant énergétique et les prix de l’énergie pour chaque secteur, tant sur les marchés réglementés que sur les autres marchés. Il simule la manière dont des facteurs tels que les prix de l’énergie et les mesures gouvernementales peuvent influer sur les choix des consommateurs et des entreprises en matière d’achat et d’utilisation d’énergie. Les résultats du modèle incluent les changements dans l’utilisation de l’énergie, les prix de l’énergie, les émissions de gaz à effet de serre, les polluants atmosphériques, les coûts d’investissement et les éventuelles économies, qui servent à déterminer les effets directs découlant des mesures de réduction des gaz à effet de serre, de l’énergie et des polluants atmosphériques. Les économies et les investissements provenant d’Énergie 2020 sont ensuite utilisés comme intrants dans le modèle Informetrica.

Le modèle Informetrica sert à examiner la consommation, les investissements, la production et les décisions commerciales dans toute l’économie. Il saisit l’interaction, d’un point de vue national, entre les industries, ainsi que les répercussions sur les changements des prix à la production, des prix finaux relatifs et des revenus. Il tient également compte de l’équilibre fiscal du gouvernement, des flux monétaires, des taux d’intérêt et des taux de change. Plus précisément, le modèle Informetrica comprend le produit intérieur brut, la production brute et l’emploi pour 133 industries au niveau provincial et territorial. Il contient aussi un composant international qui tient compte des exportations et des importations, couvrant près de 100 produits. Ce modèle projette les impacts directs sur la demande finale de l’économie, les résultats, l’emploi, la formation des prix et les revenus sectoriels qui résultent de divers choix de politiques. Ces éléments permettent à leur tour de faire une estimation de l’effet de la politique relative aux polluants de l’air et aux changements climatiques et des impacts connexes sur l’économie nationale.

Le modèle 3EC permet d’élaborer des projections concernant les émissions de polluants atmosphériques à l’aide d’une approche fondée sur l’économie de marché afin d’analyser les tendances dans la consommation d’énergie. Pour chaque type de combustible et chaque secteur de consommation, le modèle fait le bilan de l’offre et de la demande d’énergie en tenant compte de la concurrence économique entre les diverses sources d’énergie. Le modèle génère une projection concernant les émissions annuelles et peut ensuite évaluer les options stratégiques en examinant les changements dans les paramètres clés pertinents au scénario de maintien du statu quo dans le cadre de la modélisation.

3.1.2 Hypothèses clés et sources de données dans le modèle 3EC

Les hypothèses économiques du modèle 3EC sont fondées sur les perspectives économiques à court terme du gouvernement du Canada, comme prévu par Finances Canada en 2012. Les projections économiques à long terme ont été obtenues au moyen du modèle Informetrica, ainsi qu’à la lumière des projections de croissance de la productivité et des projections de croissance de la population pour 2010 de Statistique Canada. Dans le cadre de cette analyse, en ce qui concerne les hypothèses liées aux grands projets en matière d’énergie, les prévisions concernant ces grands projets sont fondées sur les perspectives de l’Office national de l’énergie à l’automne 2011.

Les prévisions intègrent également les données du Rapport d’inventaire national (1990-2010 : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada) (voir référence 10), de l’Office national de l’énergie et de l’Energy Information Administration des États-Unis pour les derniers renseignements sur les paramètres clés.

3.2 Modélisation de la qualité de l’air

Les émissions de polluants atmosphériques comprises dans le modèle 3EC pour le scénario de maintien du statu quo et les scénarios réglementaires sont traduites en inventaires d’émissions prévues avec des points détaillés, la surface et les sources mobiles correspondant aux résultats du modèle 3EC. Ainsi, ces réductions d’émissions réparties spatialement sont entrées dans un Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air pour prédire la façon dont les changements en matière d’émissions auront une incidence sur la qualité de l’air à l’échelle locale (voir référence 11). Ce système est un modèle numérique de pointe entièrement tridimensionnelle qui est décrit dans la documentation scientifique revue par les pairs (voir référence 12). Le système combine des renseignements sur les changements prévus en matière d’émissions avec des renseignements sur la vitesse du vent, les températures, les taux d’humidité et les niveaux de pollution existants, afin de prédire la façon dont ces changements auront un impact sur la qualité de l’air à l’échelle locale (voir référence 13). Les données météorologiques utilisées pour tous les scénarios modélisés sont générées par le modèle de prévision météorologique d’Environnement Canada.

Le système de modélisation de la qualité de l’air du Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air a été exécuté pendant deux années de référence (2025 et 2035) pour les moteurs, les chaudières et les fours industriels, ainsi que pour les scénarios réglementaires relatifs aux cimenteries et le scénario commun de maintien du statu quo (soit huit projections différentes).

3.3 Modélisation de l’évaluation environnementale

À l’aide des impacts sur la qualité de l’air ambiant générés par le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air, les avantages environnementaux sont estimés au moyen du modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2).

Les avantages environnementaux estimés par MEQA2 comprennent :

  • — une productivité agricole accrue associée à des niveaux ambiants d’ozone moins élevés (changements des revenus de vente pour les producteurs canadiens de cultures agricoles, selon les fonctions exposition-réponse);
  • — une réduction des souillures associée aux dépôts moins élevés de matière particulaire (coûts de nettoyage évités pour les ménages);
  • — des changements dans le bien-être liés à l’amélioration de la visibilité (selon les estimations relatives à la volonté de payer des ménages issues d’une étude canadienne).

Dans l’ensemble, les matières particulaires et l’ozone ont un impact négatif sur la végétation, les sols, l’eau, la faune, les matériaux, ainsi que la santé générale de l’écosystème. Comme l’exposition chronique à l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures agricoles, la dégradation physiologique de la végétation, une diminution de la croissance du bois, ainsi qu’une mortalité et des maladies prématurées pour le bétail, la réduction de ces polluants peut aider à diminuer les coûts économiques connexes pour les industries agroalimentaires et forestières. Par ailleurs, la dégradation de la visibilité associée aux matières particulaires en suspension et au smog peut affecter négativement le bien-être des résidents, le tourisme et le plaisir de faire des activités récréatives de plein air. Le dépôt de matières particulaires est également associé à des souillures et à des dommages structurels, ce qui peut entraîner une hausse des coûts de nettoyage et d’entretien des logements résidentiels, des immeubles commerciaux et des installations industrielles.

Afin d’estimer les avantages pour toutes les années entre 2013 et 2035, des techniques d’interpolation et d’extrapolation ont été utilisées. Les techniques précises variaient en fonction des tendances des émissions propres à chaque exigence EBEI et sont traitées plus en détail dans les sections 4, 5 et 6, respectivement.

3.4 Modélisation de l’évaluation de la santé

À l’aide des impacts sur la qualité de l’air ambiant générés par le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air, Santé Canada peut faire une estimation des risques et des impacts sur la santé résultants au moyen de l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (voir référence 14).

Les impacts sur la santé humaine estimés par l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air comprennent :

  • — les décès prématurés évités (selon la valeur d’une vie statistique et la réduction du risque de décès par habitant);
  • — les visites en salle d’urgence et les hospitalisations évitées;
  • — les crises d’asthme évitées;
  • — les jours de difficulté respiratoire et d’activité réduite évités.

Dans l’ensemble, la pollution atmosphérique contribue en fin de compte à une mortalité prématurée et à un certain nombre de problèmes liés à la santé, comme les maladies cardiovasculaires et respiratoires, produisant ainsi des effets négatifs tels que des visites en salle d’urgence, des hospitalisations, une perte de productivité et une diminution du bien-être. Grâce au projet de règlement, le contrôle des rejets de Nox et de SO2 devrait entraîner une diminution des concentrations de matières particulaires et d’ozone dans l’air ambiant. Les avantages pour la santé humaine associés à la réduction des émissions de Nox et de SO2 sont estimés en fonction des changements dans les concentrations ambiantes de ces polluants et de la formation secondaire de matières particulaires et de l’ozone, tel qu’il est déterminé par le modèle relatif à la qualité de l’air photochimique et à l’exposition, comme il est indiqué ci-dessus.

Comme nous l’avons vu précédemment, les techniques précises d’interpolation et d’extrapolation utilisées varient selon les tendances des émissions propres à chaque secteur ou groupe d’équipement et sont traitées plus en détail dans les sections 4, 5 et 6, respectivement.

3.5 Coût social du carbone

La valeur estimée des dommages évités par la réduction des gaz à effet de serre se fonde sur l’évitement des dommages relatifs aux changements climatiques à l’échelle mondiale. Ces dommages sont habituellement appelés coût social du carbone (CSC). Le CSC est utilisé dans la modélisation de l’analyse coûts-avantages de la réglementation environnementale pour quantifier les impacts économiques des changements différentiels sur les émissions de gaz à effet de serre. Il s’agit d’une estimation de la valeur économique de l’évitement des dommages relatifs aux changements climatiques à l’échelle mondiale pour les générations actuelles et futures résultant de la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Il n’y a aucune relation entre les calculs du CSC et la méthode utilisée pour réduire les émissions.

Les estimations du CSC varient d’un pays à l’autre et au sein de ceux-ci en raison de défis liés à la prévision des émissions futures et des dommages, ainsi qu’à la détermination de l’emphase pertinente à placer sur les coûts futurs par rapport aux coûts à court terme (taux d’actualisation). Les États-Unis utilisent également les valeurs du CSC dans l’analyse des coûts et des avantages de la réglementation. Les valeurs utilisées par Environnement Canada sont semblables à deux des valeurs utilisées aux États-Unis et sont fondées sur les travaux de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon (groupe de travail interorganismes sur le coût social du carbone) des États-Unis.

Les valeurs du CSC utilisées dans la présente évaluation reposent sur les travaux en cours entrepris par Environnement Canada (voir référence 15) en collaboration avec un groupe de travail interministériel fédéral et en consultation avec un certain nombre d’experts universitaires externes. Ce travail implique l’examen de la documentation existante et des approches d’autres pays à l’égard de l’évaluation des émissions de gaz à effet de serre. Les recommandations fondées sur la documentation actuelle et en accord avec l’approche adoptée par l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des États-Unis en 2010 (voir référence 16) indiquent qu’il est raisonnable d’estimer la valeur centrale initiale du coût social du carbone à 29,06 $CAN par tonne de dioxyde de carbone en 2013 (voir référence 17). L’examen d’Environnement Canada conclut aussi que la valeur du 95e centile commençant à 115,18 $ par tonne en 2013 devrait également être prise en considération (voir référence 18) dans l’analyse coûts-avantages, afin de tenir compte de l’asymétrie à droite de la distribution de probabilité du CSC (voir référence 19). L’utilisation de la valeur plus élevée reflète la prise en compte de scénarios de dommages climatiques coûteux et peu probables. Cependant, une valeur de 115,18 $ par tonne ne reflète pas la limite extrême des estimations du CSC, car certaines études ont produit des valeurs qui dépassent 1 000 $ par tonne de carbone émise. Les valeurs du CSC augmentent au fil du temps de sorte à traduire la croissance des dommages marginaux causés par les changements climatiques, au fur et à mesure de l’augmentation des concentrations prévues de gaz à effet de serre.

Le groupe de travail interministériel fédéral sur le CSC a également conclu qu’il est nécessaire d’examiner continuellement les estimations ci-dessus afin d’incorporer les progrès réalisés en matière de sciences physiques, de documentation économique et de modélisation, dans le but d’assurer que les estimations du CSC demeurent d’actualité. Environnement Canada continuera à collaborer avec le groupe de travail interministériel du gouvernement fédéral et des experts externes pour examiner et intégrer au besoin les nouvelles recherches sur le CSC à l’avenir.

4. Avantages et coûts — Moteurs
4.1 Cadre analytique

4.1.1 Profil de l’équipement — Moteurs

Un moteur stationnaire à allumage commandé brûlant des combustibles gazeux (soit « moteur ») est principalement utilisé pour la compression de gaz naturel dans le secteur du pétrole et du gaz. La population canadienne de moteurs comprend des moteurs à mélange riche et des moteurs à mélange pauvre. Les moteurs à mélange pauvre ont tendance à être plus efficaces et à produire des émissions de NOx inférieures à celles des moteurs à mélange riche, car l’excès d’air assure une combustion plus complète du carburant et permet de réduire la température du processus de combustion. Les émissions de gaz d’échappement peuvent être réduites en effectuant un contrôle après la combustion, par exemple avec un catalyseur à trois voies, ou en utilisant une technologie passive de réduction des émissions de NOx telle que les systèmes de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre ou les chambres de précombustion. Les parcs de moteurs sont en grande partie détenus ou exploités par des entreprises pétrolières et gazières, et leur taille varie de quelques moteurs à des centaines de moteurs.

Même si les normes de rendement proposées s’appliqueraient aux moteurs modernes dans plusieurs secteurs, on trouve la grande majorité (soit plus de 95 %) des moteurs modernes dans le secteur du pétrole et du gaz (défini ici comme le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont et le secteur des pipelines de transport de gaz naturel). En outre, les normes de rendement proposées s’appliqueraient aux moteurs originaux dans les secteurs du pétrole et du gaz seulement. Ainsi, les impacts des normes de rendement proposées sont évalués uniquement pour le secteur du pétrole et du gaz.

4.1.2 Scénario de maintien du statu quo

Selon le scénario de maintien du statu quo, les choix technologiques qui influent sur les émissions de NOx restent constants sur la période de l’analyse pour l’inventaire des moteurs de départ. Le nombre de moteurs devrait fluctuer conformément aux prévisions en matière de production de pétrole et de gaz. L’analyse du scénario de maintien du statu quo permet d’évaluer les impacts des moteurs modernes et originaux en l’absence du projet de règlement fédéral, et ce, relativement au capital, à l’entretien, à la consommation de carburant et aux émissions. Dans le cadre de ce scénario, les modèles de moteurs devraient être remplacés à la fin de leur vie utile (voir la section 4.1.4) par des moteurs de même puissance.

Ce scénario prend en considération les réductions d’émissions qui, conformément à la législation provinciale existante, devraient se produire (c’est-à-dire que cette dernière devrait entraîner un remplacement des moteurs par des moteurs conformes, selon les exigences provinciales). La réglementation prise en compte comprend l’Environmental Protection and Enhancement Act de l’Alberta, qui contient des exigences pour les moteurs modernes de plus de 600 kW, et le règlement sur les déchets du pétrole et du gaz (Oil and Gas Waste Regulation) de l’Environmental Management Act de la Colombie-Britannique, qui établit des exigences pour les moteurs modernes de plus de 100 kW.

4.1.3 Scénario appliquant une politique de réglementation

Le projet de règlement imposerait des normes de rendement pour les moteurs modernes et les moteurs originaux, tels qu’ils sont définis dans le tableau 2.

Le scénario réglementaire comprend les mêmes hypothèses que le scénario de maintien du statu quo en ce qui a trait aux taux d’espérance de vie et à la fluctuation du nombre de moteurs par rapport aux prévisions en matière de production de pétrole et de gaz.

Dans le scénario réglementaire, on part du principe que les technologies de réduction des émissions de NOx les plus efficaces selon le coût seront choisies afin de se conformer aux normes de rendement proposées (voir la section 4.1.4), jusqu’à ce que les normes de rendement pour l’ensemble du parc soient respectées. Lorsque la dépense en immobilisation devient nécessaire pour répondre aux normes de rendement, soit a) on met en place des technologies d’adaptation antipollution pour les moteurs originaux, soit b) on achète des modèles de moteurs modernes à plus faibles émissions. La dépense en immobilisation pour la modernisation de moteurs originaux devrait avoir lieu l’année précédant la mise en vigueur des normes de rendement (2020 et 2025), car aucune mesure n’est nécessaire avant ces dates. Comme dans le scénario de maintien du statu quo, on s’attend à ce que les moteurs modernes soient installés au moment de la rotation du capital naturel ou lorsque cela devient nécessaire en raison d’une demande accrue concernant les moteurs. Toutes les technologies d’adaptation antipollution et des possibilités de remplacement de cette analyse sont actuellement disponibles sur le marché.

En Colombie-Britannique, puisque les normes de rendement proposées pour les moteurs modernes sont identiques à celles qui sont déjà en place dans la province, aucun effort supplémentaire en matière de réduction des émissions n’est attendu pour les moteurs modernes. Pour l’ensemble des moteurs modernes en Alberta dont la capacité dépasse 600 kW, le scénario appliquant une politique de réglementation saisit le différentiel entre les exigences actuelles en Alberta (6 g/kWh) et les normes de rendement proposées (2,7 g/kWh). Les améliorations apportées aux moteurs originaux nécessaires pour répondre aux normes de rendement proposées sont considérées comme différentielles dans toutes les provinces et, par conséquent, les coûts de modernisation et les avantages connexes sont attribués aux normes de rendement proposées.

4.1.4 Données et hypothèses clés

Afin d’évaluer l’impact des normes de rendement concernant les moteurs, il a été nécessaire de quantifier l’ensemble des moteurs au Canada de 2013 à 2035 et de faire des prévisions concernant les choix technologiques qui seraient disponibles pour respecter les normes de rendement proposées. Selon les choix technologiques disponibles, les changements attendus relativement à la technologie des moteurs de tout le parc canadien engendreraient des avantages et des coûts, comme il est mentionné dans les sections 4.2 et 4.3, respectivement.

  • Quantification de l’ensemble des moteurs au Canada

En vue de prévoir le nombre de moteurs du secteur de la production de pétrole et de gaz en amont, il a été nécessaire d’évaluer l’inventaire de 2012 des moteurs originaux, le taux de remplacement normal des moteurs et la demande concernant les moteurs au-delà de 2013. L’analyse s’appuie sur un inventaire des moteurs de sept grandes entreprises canadiennes fourni par l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) en tant qu’inventaire de départ. Cet inventaire est ensuite étendu pour obtenir le nombre total de moteurs au Canada, en se basant sur la proportion des émissions de chaque secteur, province et territoire indiquée dans l’inventaire des principaux polluants atmosphériques (le sommaire des émissions de polluants atmosphériques de 2010) et en supposant que les moteurs engendrent 85 % des émissions du secteur de la production de pétrole et de gaz en amont. Dans le cadre de cette analyse, on part du principe que les modèles de moteurs de ce secteur durent 20, 40 ou 60 ans (voir référence 20) en moyenne, selon leur vitesse.

Pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel, l’Association canadienne des pipelines d’énergie (ACPE) a fourni un inventaire des moteurs de départ. Ces moteurs sont supposés être remplacés par des turbines à la fin de leur vie. Les moteurs de ce secteur ont une espérance de vie de plus de 60 ans, car ils sont utilisés de façon intermittente, brûlent du gaz de combustion de haute qualité et sont bien entretenus compte tenu de leur grande puissance et de leur coût élevé d’investissement.

Le tableau 6 illustre le nombre de moteurs de départ qui en découle, par puissance du moteur et par secteur.

Tableau 6 : Nombre estimé de moteurs originaux utilisés régulièrement, 2012

Puissance du moteur

Secteur

Canada

≥ 250 kW

Secteur des pipelines de transport de gaz naturel

81

Secteur de la production de pétrole et de gaz en amont

5 921

≥ 75 kW et < 250 kW

Secteur de la production de pétrole et de gaz en amont

2 282

Total

8 258

La demande en moteurs a été estimée au moyen du modèle 3EC. En plus des remplacements dus aux cycles naturels de roulement des immobilisations, le nombre d’équipements fluctue chaque année en fonction des projections en matière de production de pétrole et de gaz, à la fois dans le scénario de maintien du statu quo et dans le scénario réglementaire. Les moteurs originaux sont remplacés à la fin de leur vie utile (remarque : la technologie employée pour remplacer les moteurs peut varier selon qu’il s’agit du scénario de maintien du statu quo ou du scénario réglementaire, mais le moment auquel la technologie est remplacée est le même dans les deux scénarios). La quantité projetée de moteurs qui résulte du scénario réglementaire est présentée dans les tableaux 7 et 8, respectivement. La section 4.3 porte sur le processus permettant de trouver une solution de mise à niveau ou de remplacement pour les moteurs modernes et originaux, ainsi que sur la répartition des coûts connexes relatifs aux moteurs (coûts).

Tableau 7 : Mise à niveau et remplacement prévus pour les moteurs — Secteur de la production de pétrole et de gaz en amont

Type de moteur

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total

Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 75 kW et inférieure à 250 kW (en raison de leur âge)

342

285

285

285

1 198

Moteurs modernes d’une capacité supérieure ou égale à 75 kW et inférieure à 250 kW (en raison de la croissance du secteur ou de compressions dans celui-ci)

-429

8

36

97

-287

Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW (en raison de leur âge)

980

765

569

488

2 801

Moteurs modernes d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW (en raison de la croissance du secteur ou de compressions dans celui-ci)

-803

15

55

118

-615

Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec un système de gestion de moteur de combustion riche à combustion pauvre

22

696

0

0

718

Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec un catalyseur à trois voies

0

351

0

0

351

Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW par un moteur moderne équipé d’une chambre de précombustion

 

70

   

70

Total des moteurs remplacés ou mis à niveau

1 344

2 097

854

774

5 069

Total des moteurs mis hors service ou ajoutés en raison de la croissance du secteur ou de compressions dans celui-ci

-1 232

24

91

215

-902

Remarque : Les nombres de moteurs négatifs renvoient aux moteurs qui ne sont pas nécessaires en raison d’une baisse prévue de la production du secteur de la production de pétrole et de gaz en amont. Cela se produit à la fois dans le scénario de maintien du statu quo et dans le scénario réglementaire. Ces moteurs sont censés être mis hors service et peuvent être conservés pour une utilisation ultérieure.

Tableau 8 : Mise à niveau et remplacement de moteurs — Secteur des pipelines de transport de gaz naturel

Type de moteur

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total

Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec un système de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre

8

1

0

0

9

Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec un catalyseur à trois voies

12

6

0

0

18

Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW par un moteur moderne équipé d’une chambre de précombustion

3

9

0

0

12

Moteurs mis hors service en raison de leur âge

1

5

0

0

6

Total des moteurs remplacés ou mis à niveau

24

21

0

0

45

  • Changements estimés dans les émissions des moteurs

Afin de modéliser les données sur les émissions des moteurs pour le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, la puissance, la charge, l’utilisation et des facteurs d’émission spécifiques à un moteur donné dans l’inventaire ont été calculés pour chacun des 292 modèles de moteurs différents de l’inventaire. Les données utilisées ont été fournies par l’ACPP et l’ACPE à partir de leur inventaire de moteurs respectif et des hypothèses ont été faites pour déterminer la charge et l’utilisation des moteurs (voir référence 21). Les facteurs d’émission (soit le taux moyen d’émissions par unité d’énergie produite) sont laissés constants dans la base de référence, alors que le scénario réglementaire comprend des facteurs d’émissions qui correspondent à la technologie la plus rentable nécessaire pour répondre aux normes de rendement proposées (voir référence 22). Dans le scénario réglementaire, il est supposé que les moteurs à mélange riche encore disponibles sur le marché sont remplacés par des moteurs à mélange riche équipés de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre ou de catalyseurs à trois voies. Il est supposé que les moteurs à mélange riche et les moteurs à mélange pauvre qui ne sont plus disponibles sur le marché sont remplacés par des moteurs à mélange pauvre équipés de chambres de précombustion et que les moteurs à mélange pauvre encore disponibles sur le marché sont remplacés par le même modèle (voir référence 23). La réduction des émissions de NOx qui en résulte a servi à déterminer les avantages pour l’environnement et la santé.

4.2 Avantages — Moteurs

4.2.1 Réductions des polluants atmosphériques

Les normes de rendement pour les moteurs modernes et originaux devraient permettre de réduire les émissions de NOx d’environ 1 775 kt entre 2013 et 2035, ce qui devrait se traduire par des niveaux inférieurs de smog et une meilleure qualité de l’air en général. Les réductions de polluants atmosphériques commencent en 2013, car il est prévu que les entreprises achètent une technologie conforme au moment de la rotation du capital naturel compte tenu qu’elles seront informées à l’avance de la norme de rendement.

4.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air

Afin de faire une estimation des avantages pour toutes les années entre 2013 et 2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et d’extrapolation. Comme tous les moteurs originaux doivent se conformer aux exigences d’ici 2026, on suppose que les réductions d’émissions associées à la politique connaîtront une hausse significative en 2025 par rapport aux années précédentes (en prévision des exigences). Par conséquent, une interpolation linéaire entre 2013 et 2025 ne permettrait pas de correctement saisir le schéma général de la réduction des émissions pendant cette période. Au lieu de cela, les avantages annuels pendant cette période ont été déterminés en calculant au prorata la valeur de 2025 par rapport à la part de réduction des émissions de NOx pour chaque année entre 2013 et 2024 (voir référence 24). Pour la période allant de 2025 à 2035, les valeurs de 2025 ont été interpolées de façon linéaire jusqu’aux valeurs de 2035, car on a considéré la variabilité des changements des émissions pendant cette période comme étant négligeable.

4.2.3 Améliorations de la qualité de l’air

Les réductions des émissions de NOx découlant des normes de rendement proposées pour les moteurs devraient se traduire par des niveaux inférieurs de matières particulaires et d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là de deux éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des avantages importants pour la santé humaine et l’environnement.

4.2.4 Avantages pour l’environnement

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 permet d’évaluer les impacts sur la productivité agricole, les souillures et la visibilité dus à un changement de qualité de l’air ambiant. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés aux normes de rendement pour les moteurs devraient être d’environ 245 millions de dollars pour la période allant de 2013 à 2035. Le tableau 9 présente ces avantages répartis par impact, province et territoire.

Les impacts sur les souillures et la visibilité à Terre-Neuve-et-Labrador, sur l’Île-du-Prince-Édouard et en Nouvelle-Écosse ne sont pas présentés, car il n’a pas été possible d’effectuer une évaluation précise des changements dans les niveaux de matières particulaires dans l’air ambiant pour ces provinces, et ce, en raison des changements marginaux dans les émissions en question. Les impacts sur l’agriculture dans les territoires sont également omis, car les données du recensement de l’agriculture ne sont pas disponibles pour cette région.

Tableau 9 : Valeur actuelle des avantages pour l’environnement associés aux normes de rendement pour les moteurs, par province et territoire du Canada et par impact sur l’environnement (de 2013 à 2035, en millions de dollars)

Impact sur l’environnement

Agriculture

Souillures

Visibilité

Total

Indicateur économique

Changement dans les revenus de vente pour les producteurs de cultures agricoles

Coûts évités pour les ménages

Changement dans le bien-être des ménages

Terre-Neuve-et-Labrador

-

s.o.

s.o.

-

Île-du-Prince-Édouard

0,1

s.o.

s.o.

0,1

Nouvelle-Écosse

0,1

s.o.

s.o.

0,1

Nouveau-Brunswick

0,1

-

-

0,2

Québec

2,9

0,2

0,7

3,8

Ontario

10,8

0,6

1,9

13,2

Manitoba

11,0

0,3

1,8

13,0

Saskatchewan

67,8

0,6

4,2

72,7

Alberta

101,5

8,2

31,0

140,8

Colombie-Britannique

0,7

0,2

0,7

1,5

Yukon

s.o.

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

s.o.

-

-

-

Nunavut

s.o.

-

-

-

Canada

195,0

10,2

40,2

245,4

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $. La mention « s.o. » indique que les données ne sont pas disponibles pour cette région.

Puisque les normes de rendement pour les moteurs devraient permettre de réduire de façon importante les émissions de NOx, le projet de règlement entraînera une diminution des concentrations d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. En s’appuyant sur les fonctions exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux prévus par région agricole de recensement, et ce, en raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages pour le pays résultant de la hausse de la productivité agricole, qui sont exprimés dans la valeur actuelle des revenus de vente pour cette période, devraient être d’environ 195 millions de dollars. En raison des importantes réductions des émissions de NOx attendues en Alberta et des nombreuses terres agricoles actuellement touchées, la province devrait recevoir plus de la moitié des avantages du pays. Les importants avantages pour l’agriculture en Saskatchewan sont principalement attribuables à la réduction de l’ozone due à la réduction des émissions en l’Alberta (effet de retombée) associée aux modèles de circulation de l’air vers l’Est et à une intense activité agricole en Saskatchewan.

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres (MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que les coûts de nettoyage évités pour les ménages soient d’environ 10,2 millions de dollars. Ces avantages doivent être considérés comme des estimations conservatrices, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel. L’Alberta reçoit la plus grande partie des avantages pour le pays.

Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires diminuent. À partir de la volonté de payer pour une meilleure portée visuelle et des résultats de la qualité de l’air ambiant générés par le système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air, MEQA2 estime le changement monétaire du bien-être pour différents niveaux de deciviews (voir référence 25). Les gains en matière de bien-être résultant d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel sont d’environ 40,2 millions de dollars pendant cette période, avec l’Alberta générant la plus grande partie des avantages cumulés pour le pays.

En résumé, les avantages estimés et combinés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés aux normes de rendement pour les moteurs devraient être d’environ 245 millions de dollars pendant cette période. Les estimations doivent être considérées comme étant conservatrices puisque seuls les impacts sur les souillures, la visibilité et la productivité agricole ont été évalués par MEQA2. D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été évalués faute de données ou de méthodes suffisantes, tels que les impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité du bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir) sur les changements climatiques.

4.2.5 Avantages pour la santé

Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant, c’est la contribution de ce polluant à la formation secondaire de matières particulaires et d’ozone dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 10, environ la moitié des avantages pour la santé issus de la réduction des émissions sont associés à des niveaux d’ozone troposphérique plus faibles dans l’air ambiant. La réduction des matières particulaires fines génère 35 % des avantages et la réduction des niveaux de NOx dans l’air ambiant contribue au reste des avantages.

Pendant la période allant de 2013 à 2035, les réductions de polluants associées à cette initiative devraient se traduire par une diminution d’environ 1 400 décès prématurés, 1 600 visites en salles d’urgence, 320 000 jours de symptômes d’asthme et un million de jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques. La valeur actuelle de ces avantages pour la santé pendant cette période est estimée à environ 6,5 milliards de dollars, dont les trois quarts surviennent en Alberta (4,8 milliards de dollars). Les avantages par région sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 10 : Valeur actuelle des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les moteurs, par province et territoire du Canada et par impact sur la santé (de 2013 à 2035, en millions de dollars)

Région

Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé

Valeur actuelle des impacts des polluants sur la santé évités au total (en millions de dollars)

Mortalité prématurée

Problèmes cardiaques et respiratoires — Visites en salle d’urgence

Jours de symptômes d’asthme

Jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques

MP2,5

Ozone

Autres (NOx)

Total

Terre-Neuve-et-Labrador

1

2

250

420

-

4,9

-

4,9

Île-du-Prince-Édouard

< 1

< 1

110

180

-

2,0

-

2,0

Nouvelle-Écosse

3

4

650

1 100

-

12,5

0,1

12,6

Nouveau-Brunswick

3

4

770

1 400

0,3

14,3

0,1

14,7

Québec

49

60

11 000

26 000

50,1

166,4

2,7

219,2

Ontario

130

150

30 000

78 000

153,0

378,9

39,6

571,4

Manitoba

50

69

13 000

33 000

62,8

159,2

1,7

223,8

Saskatchewan

94

120

21 000

59 000

139,6

270,5

14,1

424,2

Alberta

1 100

1 200

230 000

780 000

1 885,1

2 061,1

891,1

4 837,3

Colombie-Britannique

38

46

9 100

26 000

52,4

109,4

11,8

173,5

Yukon

< 1

< 1

55

130

0,2

0,8

-

1,0

Territoires du Nord-Ouest

< 1

< 1

190

480

0,7

1,8

0,1

2,6

Nunavut

< 1

< 1

10

21

-

0,1

-

0,1

Canada

1 400

1 600

320 000

1 000 000

2 344,1

3 181,7

961,2

6 487,1

Remarque : Les impacts sur la santé des PM2,5 à Terre-Neuve-et-Labrador, sur l’Île-du-Prince-Édouard et en Nouvelle-Écosse ne sont pas présentés, car il n’a pas été possible d’effectuer une évaluation précise de ces changements très marginaux dans les niveaux de matières particulaires dans l’air ambiant. Les valeurs sont exprimées en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $.

4.2.6 Coûts évités — Économies nettes de carburants

On s’attend à ce que les exploitants de moteurs se conforment aux normes de rendement proposées en adoptant des technologies pour les moteurs qui réduisent les émissions de NOx. Certaines de ces technologies pour certains modèles de moteurs améliorent l’efficacité du moteur tout en réduisant les émissions. Dans le scénario réglementaire, le carburant économisé grâce au remplacement des moteurs en raison de la rotation du capital naturel et à la mise à niveau ou au remplacement des moteurs équipés de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre l’emporte sur la consommation accrue de carburant des moteurs remis à niveau ou remplacés par ceux équipés de catalyseurs à trois voies. Afin de calculer le coût évité grâce à une consommation réduite de carburant, on a converti les économies d’énergie en économies de carburant à l’aide de mesures standards. Les technologies employées devraient permettre de réduire la consommation en gaz naturel de 65,7 millions de MMBtu pendant la période allant de 2013 à 2035. La valeur estimée du coût en carburant évité associé à la diminution de la consommation est de 152 millions de dollars (voir référence 26).

Les avantages nets dus aux économies de carburant sont négatifs au début de la période puisqu’un plus grand nombre de moteurs est remplacé par des moteurs équipés de catalyseurs à trois voies, qui sont de 1 à 4 % moins efficaces que la technologie qui, autrement, serait utilisée dans le scénario de maintien du statu quo. Au-delà de 2020, le taux de carburant net économisé (et, par conséquent, celui des gaz à effet de serre évité) augmente à mesure que les équipements sont remplacés par des moteurs équipés de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre et de chambres de précombustion ou que les moteurs sont mis à niveau.

4.2.7 Avantages relatifs aux gaz à effet de serre

La réduction en consommation de carburant estimée dans le scénario réglementaire se fonde sur une diminution de 3,4 millions de tonnes de dioxyde de carbone (CO2) pendant la période allant de 2013 à 2035. Selon la documentation actuelle et conformément à l’approche adoptée par l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des États-Unis en 2010 (voir référence 27), le groupe de travail interministériel fédéral précise qu’il est raisonnable d’utiliser deux valeurs pour le CSC, soit : (1) une « valeur centrale » de 29,06 $/tonne de CO2 en 2013, qui augmente à un pourcentage donné chaque année conformément à la croissance attendue des dommages; (2) une valeur du 95e centile commençant à 115,18 $/tonne en 2013, pour refléter des arguments avancés par les experts universitaires concernant le traitement de l’asymétrie à droite de la distribution de probabilité du CSC dans les analyses coûts-avantages.

Selon une estimation de la valeur centrale du CSC, la valeur actuelle des avantages différentiels associés aux émissions de gaz à effet de serre est estimée à environ 77 millions de dollars pour la période allant de 2013 à 2035 (voir référence 28). Selon une estimation de la valeur du 95e centile du CSC, la valeur actuelle des avantages différentiels associés aux émissions de gaz à effet de serre est estimée à environ 305 millions de dollars pour la même période.

4.2.8 Total des avantages

On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés à l’échelle nationale (pour l’environnement, la santé, la consommation de carburant évitée et les avantages relatifs à la réduction des émissions de gaz à effet de serre), qui sont associés aux normes de rendement pour les moteurs, s’élèvera à environ 6,96 milliards de dollars au cours de la période. La figure 1 illustre la répartition des avantages pour l’environnement et la santé dans tout le Canada. La vaste majorité des avantages attendus se manifesteront en Alberta.

Figure 1 : Valeur actuelle cumulée des avantages pour l’environnement et la santé (2013-2035)

Figure - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.

4.3 Coûts — Moteurs

4.3.1 Coûts pour les exploitants de moteurs

Dans l’analyse, les coûts différentiels sont engagés à mesure que la technologie du parc canadien des moteurs change aux fins de conformité avec les normes de rendement proposées.

Pour les moteurs modernes, Environnement Canada a trouvé des technologies de remplacement rentables qui pourraient être utilisées d’un point de vue pratique et économique. Dans le cadre de l’analyse, plusieurs paramètres ont été pris en considération, y compris le fait qu’un modèle de moteur puisse ou non être acheté sur le marché, le coût en capital, le coût d’entretien, ainsi que les caractéristiques en matière de consommation de carburant pour chaque modèle de moteur et possibilité de mise à niveau. On considère que la solution la plus rentable pour chaque modèle est celle qui engage le moins de capital et de coûts d’exploitation par rapport au potentiel de réduction de NOx. Lorsque les caractéristiques précises des coûts d’un modèle de moteur n’étaient pas disponibles, on a appliqué le coût d’un modèle d’une puissance nominale similaire. Si de nouvelles technologies ou des technologies moins coûteuses deviennent disponibles sur le marché à un coût moins élevé, les coûts réels de mise en œuvre seraient également moins élevés. La figure 2 illustre le cadre de remplacement des moteurs originaux à la fin de leur vie. Les tableaux 11 et 12 illustrent l’éventail des coûts associés aux technologies antipollution par type de moteur.

Figure 2 : Cadre de remplacement des moteurs originaux en fin de vie utile (secteur de la production de pétrole et de gaz en amont)

Charte - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents

Tableau 11 : Coûts différentiels pour les moteurs modernes à mélange riche

Type de moteur

Technologie antipollution

Coût en capital différentiel non-récurrent par moteur (en dollars)

Coût différentiel annuel d’entretien par moteur (en dollars)

Consommation différentielle annuelle en carburant par moteur (en %)

Moteur à mélange riche d’une capacité supérieure à 250 kW, qui n’est plus disponible sur le marché

Catalyseur à trois voies à 2,7 g/kWh

40 000 $

20 000 $

+2 %

Moteur à mélange riche encore disponible sur le marché

Catalyseur à trois voies à 2,7 g/kWh

de 40 000 $ à 120 000 $

de 20 000 $ à 28 000 $

de +2 % à +4 %

Système de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre à 2,7 g/kWh

de 55 000 $ à 159 600 $

-15 000 $

-5 %

Remarque : Les valeurs sont exprimées en dollars constants de 2012.

Puisque les changements à la moyenne d’émissions de NOx du parc, résultant du remplacement naturel, ne sont pas suffisants pour rendre le parc canadien conforme aux normes de rendement associées aux années 2021 et 2026, on a supposé que des moteurs originaux restants ont été mis à niveau ou remplacés par l’option technologique la plus rentable jusqu’à ce que les normes de rendement pour la moyenne du parc soient respectées. Pour répondre aux normes de rendement, 22 moteurs doivent être mis à niveau avant 2021 et 1 117 moteurs doivent être mis à niveau (1 047) ou remplacés (70) avant 2026. L’éventail des coûts associés aux choix de mise à niveau utilisés dans l’analyse est présenté au tableau 12, en fonction du modèle du moteur.

Tableau 12 : Résumé des technologies d’adaptation antipollution et des coûts connexes pour les moteurs originaux (voir référence 29)

Technologie d’adaptation antipollution

Coût en capital non-récurrent par moteur (en dollars)

Coût différentiel annuel d’exploitation et d’entretien par moteur, à l’exception du carburant (en dollars)

Consommation différentielle annuelle en carburant par moteur (en %)

Système de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre

de 55 000 $ à 125 000 $

-15,000 $

de -10 % à -5 %

Catalyseur de réduction non sélectif

de 35 000 $ à 185 000 $

de 3 000 $ à 9 000 $

de +1 % à +2 %

Remplacement par un moteur équipé d’une chambre de précombustion

de 883 500 $ à 2 549 779 $

de -71 992 $ à
-17 459 $

de -29 % à -19 %

Remarque : Les valeurs sont exprimées en dollars constants de 2012.

  • Coûts en capital

Pour cette analyse, le coût différentiel en capital comprend (1) le coût différentiel total de la technologie d’adaptation antipollution lorsqu’elle est utilisée sur un moteur original et (2) le coût différentiel de moteurs modernes conformes par rapport aux moteurs modernes non conformes. La valeur actuelle du coût en capital au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le tableau 13.

  • Coûts d’exploitation et d’entretien hors combustibles

Les coûts d’exploitation sont considérés comme étant le coût différentiel annuel de l’entretien attribuable à des choix technologiques nécessaires pour répondre aux normes de rendement dans le scénario réglementaire. Comme il est indiqué dans les tableaux 11 et 12 ci-dessus, on estime que certaines technologies conformes aux normes de rendement nécessitent un entretien supplémentaire chaque année (catalyseur à trois voies), alors que d’autres technologies nécessiteraient moins d’entretien (système de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre). L’effet net des choix technologiques sur le coût d’entretien est positif (soit un coût différentiel net) pour les choix modélisés. La valeur actuelle du coût d’entretien au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le tableau 13.

  • Coûts administratifs

Les coûts administratifs comprennent les coûts estimatifs de l’apprentissage de la réglementation, de la préparation, de la mise à jour et de la transmission du registre des moteurs, du fait d’avertir le ministre lorsqu’une personne responsable choisit d’opter pour la moyenne du parc, de la déclaration des heures de fonctionnement des moteurs à faible utilisation, des résultats des essais et de la moyenne du parc, ainsi que de la préparation et de la tenue des dossiers (comme il est décrit en détail dans la section sur la “Règle du « un pour un »” ci-dessous). La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le tableau 13.

  • Autres coûts liés à la conformité

Les autres coûts liés à la conformité comprennent les coûts estimatifs de la réalisation d’essais, de la préparation des moteurs pour les essais, de l’ajustement du rapport air-combustible, et du calcul des émissions de l’ensemble du parc ou de la limite uniforme. La valeur actuelle de ces autres coûts liés à la conformité au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le tableau 13.

  • Total des coûts liés à la conformité

Le total des coûts liés à la conformité est estimé à 463 millions de dollars pour la période allant de 2013 à 2035.

Tableau 13 : Résumé des coûts relatifs aux exploitants de moteurs (en millions de dollars, valeur actuelle)

Valeur actuelle

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2013 à 2035

Coûts en capital

47,2

135,7

10,6

10,2

203,7

Coûts d’exploitation et d’entretien hors combustibles

52,9

47,7

39,4

49,1

189,1

Coûts administratifs

0,3

0,5

0,4

0,3

1,4

Autres coûts liés à la conformité

8,8

24,1

19,5

16,3

68,7

Total des coûts relatifs aux exploitants de moteurs

109,2

208,0

69,9

75,9

462,9

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les chiffres de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.

4.3.2 Coûts pour le gouvernement

Les coûts du Règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois catégories principales : les coûts liés à la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la loi et les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations de ces coûts sont décrites ci-dessous.

Promotion de la conformité : On estime les coûts différentiels liés à la promotion de la conformité pour le gouvernement fédéral à 534 000 $ de 2013 à 2035, afin de tenir compte des efforts nécessaires pour informer les entreprises du projet de règlement. Les activités de promotion de la conformité comprendront peut-être des séances d’information et la distribution de matériel promotionnel. Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les activités de promotion de la conformité seraient ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de conformité imprévus.

Application de la loi : Le gouvernement fédéral assumerait des coûts différentiels liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures relatives aux infractions présumées. En ce qui concerne les coûts liés à l’application de la loi, un montant unique de 233 000 $ serait nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. On estime la valeur totale actuelle des coûts liés à l’application de la loi au cours de cette période à environ 4,4 millions de dollars, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.

Gestion du règlement : On s’attend à ce que le gouvernement fédéral assume les coûts administratifs liés à la création d’une infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions des parties réglementées de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de 2013 à 2035 est d’environ 2,4 millions de dollars.

On estime la valeur actuelle des coûts liés à ces trois catégories à 7,3 millions de dollars au total pour la période de 2013 à 2035 dans cette analyse, et elle est présentée dans le tableau 14.

4.4 Résumé des coûts et des avantages — Moteurs

Le tableau 14 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés à la norme de rendement proposée pour les moteurs.

Tableau 14 : Résumé des principaux résultats — Moteurs (en millions de dollars) (voir note 3)

Coûts et avantages différentiels

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2013 à 2035

 

Valeur non actualisée

Valeur actualisée

A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)

Avantages pour les Canadiens

Avantages pour l’environnement (agriculture, souillures, visibilité)

22,9

58,3

151,4

155,2

245,4

Avantages concernant les gaz à effet de serre (valeur centrale)

-0,3

11,1

54,5

61,9

76,8

Avantages pour la santé

522,4

1 329,0

3 876,3

4 670,4

6 486,8

Avantages pour l’industrie (économies nettes carburant)

-1,1

41,0

102,7

105,0

152,3

Avantages totaux

543,9

1 439,4

4 184,9

4 992,5

6 961,3

Coûts pour l’industrie

Coûts en capital

53,9

190,9

16,6

18,4

203,7

Coûts d’exploitation et d’entretien hors combustibles

60,6

63,5

61,6

89,0

189,1

Coûts administratifs

0,3

0,6

0,6

0,6

1,4

Autres coûts liés à la conformité

10,5

32,4

30,4

29,4

68,7

Sous-total

125,3

287,4

109,2

137,4

462,9

Coûts pour le gouvernement

Promotion de la conformité, application de la loi et gestion du Règlement

4,2

1,9

1,8

1,8

7,3

Coûts totaux

129,5

289,3

111,0

139,2

470,2

Avantages nets (avec une valeur centrale du CSC)

414,4

1 150,1

4 073,9

4 853,3

6 491,1

Ratio avantages-coûts (valeur centrale)

4,2

5,0

37,7

35,9

14,8

B. Impacts quantifiés (valeur du 95e centile du CSC)

Avantages concernant les gaz à effet de serre

-1,2

44,2

216,4

245,4

304,7

Avantage totaux

543,0

1 472,5

4 346,8

5 176,0

7 189,2

Avantages nets (avec la valeur du 95e centile du CSC)

413,5

1 183,2

4 235,8

5 036,8

6 719,0

C. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)

Réduction de la consommation de carburant (en millions de dollars Btu)

-40 228

10 983 299

27 013 596

27 693 682

65 650 348

Réduction des émissions de NOx (kt)

133

297

678

667

1 775

Réduction des émissions de gaz à effet de serre (kt)

-2

568

1 397

1 432

3 396

Note 3
Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.

5. Avantages et coûts — Chaudières et fours industriels
5.1 Cadre analytique

5.1.1 Profil de l’équipement

Une chaudière ou un four industriel sert principalement à produire de la vapeur pour les procédés industriels et le chauffage. Les chaudières et les fours industriels sont constitués d’un brûleur, d’une chambre de combustion, d’un appareil à pression et d’un équipement de contrôle ou de surveillance. La conception du brûleur est l’élément le plus important qui déterminera l’intensité des émissions de NOx. Dans la plupart des cas, on peut l’échanger avec un brûleur d’un autre système conçu pour émettre moins de NOx. Les brûleurs ont tendance à atteindre la fin de leur durée de vie utile avant l’appareil à pression et d’autres composants.

Les chaudières et les fours industriels de grande capacité (plus de 10,5 GJi/h de capacité nominale) fonctionnant aux combustibles gazeux qui sont assujettis aux normes de rendement proposées se trouvent dans la plupart des secteurs visés par le SGQA, mais surtout dans les secteurs des sables bitumineux, de la production de pétrole et de gaz en amont, et des pâtes et papiers.

5.1.2 Scénario de maintien du statu quo

Dans le scénario de maintien du statu quo, on part du principe que le projet de règlement n’est pas mis en œuvre et que le recours aux technologies relatives aux chaudières et aux fours industriels, qui influent sur les émissions de NOx, reste cohérent pendant la période de l’analyse. L’équipement est remplacé par un équipement ayant la même capacité nominale. Le nombre de chaudières et de fours industriels devrait croître conformément à la demande en énergie de chaque secteur industriel (comme il est décrit à la section 5.1.4). Par conséquent, le scénario de maintien du statu quo prend en compte le nombre total prévu de chaudières et de fours industriels de 2013 à 2035 et fait une estimation des émissions qui en résulteront.

5.1.3 Scénario réglementaire

Les normes de rendement proposées limiteraient la quantité de NOx que les chaudières et les fours industriels de grande capacité fonctionnant aux combustibles gazeux des secteurs visés par le SGQA sont autorisés à émettre pour un équipement moderne ou original. Les normes de rendement sont énumérées dans le tableau 3.

Pour l’équipement original, le projet de règlement prévoit la mise en place progressive des limites d’émission de NOx au fil du temps. L’équipement original qui émet des NOx à l’intensité la plus élevée (soit des émissions à 80 g/GJi ou un équipement de classe 80) devrait être conforme aux normes de rendement d’ici 2026 et celui qui émet entre 70 g/GJi et 80 g/GJi (classe 70) devrait l’être d’ici 2036. Néanmoins, puisque les équipements touchés par les normes de rendement relatives à l’équipement original approcheront de la fin de leur vie utile (d’un point de vue d’ingénierie) ou l’auront déjà dépassée d’ici au moment où les normes de conformité entreront en vigueur, il est prévu que les entreprises procèdent à un remplacement plutôt qu’à une mise à niveau de ces chaudières, et que ces dernières deviennent assujetties aux exigences relatives à l’équipement moderne. Il est supposé que l’installation, l’exploitation et l’entretien sont équivalents dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire.

L’équipement original qui émet moins de 70 g/GJi n’est pas soumis aux normes de rendement, tant qu’il reste en dessous de ce niveau d’émissions. Cependant, il serait soumis aux normes de rendement relatives à l’équipement moderne au moment de son remplacement par un équipement moderne en raison du cycle naturel de roulement des immobilisations.

Les chaudières et les fours industriels (c’est-à-dire ceux installés après l’entrée en vigueur du projet de règlement, que ce soit pour remplacer un équipement original ou en tant que nouvel équipement moderne en raison d’une croissance économique) doivent être conformes aux normes de rendement relatives à l’équipement moderne dont la liste figure dans le tableau 3.

5.1.4 Données et hypothèses clés

Les données et les hypothèses décrites ci-dessous ont été utilisées dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire pour : (1) déterminer le nombre de chaudières et de fours industriels au Canada; (2) faire une estimation des émissions des chaudières et des fours industriels; (3) faire une estimation des coûts différentiels. Chacun de ces points est décrit ci-dessous.

  • Détermination du nombre de chaudières et de fours industriels au Canada

Un inventaire de départ des chaudières et des fours industriels actuellement installés a été dressé en fonction des renseignements reçus de la part des autorités provinciales en matière de sécurité (voir référence 30). Cet inventaire est considéré comme représentatif de l’ensemble des équipements au Canada et a servi en tant qu’inventaire de départ de 2012 des équipements pour le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire. Le nombre de chaudières et de fours industriels modernes et originaux a ensuite été projeté par année, de 2013 à 2035, en prenant l’année de l’installation de chaque chaudière comme référence et en supposant une durée de vie utile de l’équipement de 40 ans (voir référence 31). Lorsque l’équipement original a déjà plus de 40 ans, on suppose qu’il sera remplacé 5 ans après l’entrée en vigueur du projet de règlement (soit d’ici 2020).

En plus des remplacements dus aux cycles naturels de roulement des immobilisations, on a supposé que le nombre d’équipements fluctuerait d’année en année, afin de tenir compte des prévisions en matière de croissance ou de baisse de la production du secteur dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire. Une estimation à l’aide du modèle 3EC de la demande en énergie prévue et de la demande en énergie faisant usage d’équipement a été effectuée pour chaque secteur de chaque province. Le modèle prévoit une augmentation de la demande en énergie principalement dans les secteurs de la fabrication de produits chimiques en Ontario et en Alberta, des sables bitumineux en Alberta, et de la production de pétrole et de gaz en amont en Colombie-Britannique. Il est supposé que pour les secteurs dont la production devrait décliner, les chaudières et les fours industriels originaux seraient retirés de l’inventaire de départ. De même, pour les secteurs dont la production devrait augmenter, l’équipement moderne ayant une puissance suffisante serait ajouté (voir référence 32). Les tableaux 15 et 16 ci-dessous illustrent la répartition prévue de l’équipement en 2035 par secteur catégorisé sous le SGQA et par province, respectivement. Ces répartitions sont les mêmes dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, puisque les normes de rendement n’affectent pas le calendrier des décisions en matière de remplacement.

Tableau 15 : Prévisions concernant la répartition des chaudières et des fours industriels par secteur (2035)

Nombre initial d’unités (y compris les remplacements)

Prévisions concernant les unités modernes installées en raison d’une croissance économique

Total

Pourcentage du total canadien

Pâtes et papiers

89

1

90

7 %

Substances chimiques

71

31

102

8 %

Sables bitumineux

140

341

481

39 %

Pétrole et gaz en amont

413

37

450

36 %

Fusion de métaux communs

48

1

49

4 %

Potasse

56

1

57

5 %

Fer, acier et ilménite

2

0

2

< 1 %

Aluminium et alumine

9

1

10

1 %

Total

828

413

1 241

100 %

Tableau 16 : Prévisions concernant la répartition des chaudières et des fours industriels par province (2035)

Province

Quantité

Pourcentage du total

Alberta

934

75 %

Colombie-Britannique

77

6 %

Nouveau-Brunswick

4

<1 %

Ontario

93

8 %

Québec

55

4 %

Saskatchewan

78

6 %

Total

1 241

100 %

  • Estimations concernant les changements dans les émissions des chaudières et des fours industriels

Dans le scénario de maintien du statu quo, les facteurs d’émission (fondés sur la taille de la chaudière ou du four industriel et sur l’année de l’installation) ont servi à faire des estimations concernant les émissions de NOx de l’équipement original (voir référence 33), (voir référence 34). Le tableau 17 ci-dessous présente la répartition des facteurs d’émission utilisés dans l’analyse selon la capacité et la date de mise en service de l’équipement.

Tableau 17 : Facteurs d’émission utilisés dans l’analyse (scénario de maintien du statu quo)

Capacité des chaudières et des fours industriels (GJi/h)

Date de mise en service

Facteur d’émission de NO x (g/GJi)

de 10,5 à < 105

de 1900 à 1990

42

de 10,5 à < 105

de 1991 à 2012

26

105 et plus

de 1900 à 1980

117

105 et plus

de 1981 à 1990

79

105 et plus

de 1991 à 2012

40

de 10,5 à < 105

Après 2014

Moyenne pondérée par secteur

105 et plus

Après 2014

Moyenne pondérée par secteur

Dans le scénario réglementaire, il est supposé que les facteurs d’émission associés à l’ensemble de l’équipement seraient conformes aux normes de rendement pour l’équipement moderne et original. Le tableau 18 présente une désagrégation des facteurs d’émission résultant utilisés dans le scénario réglementaire pour l’équipement installé ou remplacé après l’entrée en vigueur du Règlement.

Tableau 18 : Facteurs d’émission utilisés dans l’analyse du scénario réglementaire

Capacité des chaudières et des fours industriels (GJi/h)

Moderne ou original

Facteur d’émission de NO x (g/GJi)

> 10,5

Original

26

> 10,5

Moderne

16 (voir référence 35)

  • Estimation des coûts différentiels

Quand une chaudière ou un four industriel est remplacé à la fin de sa vie utile prévue ou quand on installe de l’équipement moderne en raison d’une augmentation prévue de la demande en énergie, les coûts en capital sont fondés sur l’hypothèse selon laquelle les exploitants installeraient des brûleurs à faible taux d’émissions de NOx. Même si d’autres options sont disponibles, comme le catalyseur de réduction, elles n’ont pas été retenues, car elles sont considérées comme des solutions de rechange moins efficaces selon le coût pour réduire les émissions de NOx que les brûleurs à faible taux d’émissions de NOx.

Dans tous les cas, on suppose que le coût différentiel en capital est la différence de prix d’achat entre un brûleur classique et un brûleur à faible taux d’émissions de NOx.

Il est estimé que le coût par unité différentiel de ces brûleurs utilisé dans cette analyse est de 74 000 $ (soit environ 4 % de plus que le coût en capital d’une chaudière classique neuve). Cette estimation correspond aux renseignements fournis par un détaillant de chaudières. L’analyse de sensibilité comprend un éventail de coûts différentiels en capital relatifs à la mise en conformité dans la section 7.

Un système de surveillance continue des émissions est également nécessaire pour les chaudières et les fours industriels ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJi/h. Selon les renseignements disponibles, on pense qu’un système de ce type est en place pour toutes les chaudières originales de cette gamme et que toutes les chaudières modernes seraient équipées de ce système dans le scénario de maintien du statu quo. Par conséquent, aucun coût différentiel n’est attribué aux systèmes de surveillance continue des émissions dans le scénario réglementaire.

Comme les brûleurs à faible taux d’émissions de NOx n’affectent pas l’efficacité de l’équipement ou d’autres aspects relatifs au rendement, aucun autre coût différentiel pour le combustible ou l’entretien n’est prévu.

5.2 Avantages — Chaudières et fours industriels

5.2.1 Réductions des polluants atmosphériques

Les émissions des principaux polluants atmosphériques sont des précurseurs de la formation d’ozone et de matières particulaires secondaires. Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels modernes et originaux devraient permettre de réduire les émissions de NOx d’environ 227 kt entre 2013 et 2035, ce qui devrait se traduire par des niveaux inférieurs de smog et une meilleure qualité de l’air en général.

5.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air

Afin de faire une estimation des avantages pour toutes les années entre 2013 et 2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et de calcul au prorata. Étant donné qu’une cohorte de chaudières et de fours industriels (considérés comme ayant déjà dépassé la fin de leur vie utile) sera remplacée en 2020, les réductions d’émissions pour cette année seront nettement plus élevées par rapport à celles de 2019. Par conséquent, les avantages annuels ont été estimés au prorata des valeurs de 2025 par la part annuelle des réductions d’émissions de NOx entre 2013 et 2025 (voir référence 36). Pour la période allant de 2025 à 2035, les valeurs de 2025 ont été interpolées de façon linéaire jusqu’aux valeurs de 2035, car les réductions d’émissions augmentent relativement en douceur.

5.2.3 Améliorations de la qualité de l’air

Les réductions des émissions de NOx découlant des normes de rendement proposées pour les chaudières et les fours industriels devraient se traduire par des niveaux inférieurs de matières particulaires et d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là des deux éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des avantages pour la santé humaine et l’environnement.

5.2.4 Avantages pour l’environnement

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les impacts liés à la productivité agricole, aux souillures et à la visibilité. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés à la mise en œuvre des normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels devraient représenter environ 29 millions de dollars (en dollars constants de 2012; valeur actualisée pour l’année 2013 à un taux d’actualisation de 3 %) pour la période allant de 2013 à 2035. Le tableau 19 présente les avantages estimatifs pour l’environnement, désagrégés par impact et par province et territoire.

Tableau 19 : Valeur actuelle des avantages pour l’environnement associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, par province et territoire du Canada et par impact sur l’environnement (de 2013 à 2035, en millions de dollars)

Impact sur l’environnement

Agriculture

Souillures

Visibilité

Total

Indicateur économique

Changement dans les revenus de vente pour les producteurs de cultures agricoles

Coûts évités pour les ménages

Changement dans le bien-être des ménages

Terre-Neuve-et-Labrador

-

-

-

-

Île-du-Prince-Édouard

-

-

-

-

Nouvelle-Écosse

-

-

-

0,1

Nouveau-Brunswick

-

-

-

0,1

Québec

1,5

0,5

1,9

3,9

Ontario

4,4

0,7

2,7

7,8

Manitoba

1,5

0,1

0,3

1,9

Saskatchewan

7,4

0,1

0,5

7,9

Alberta

4,9

0,3

1,1

6,3

Colombie-Britannique

-

0,1

0,3

0,5

Yukon

s.o.

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

s.o.

-

-

-

Nunavut

s.o.

-

-

-

Canada

19,8

1,8

7,0

28,5

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux peuvent ne pas correspondre au total une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $. La mention « s.o. » indique que les données ne sont pas disponibles pour cette région.

Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels se traduiront par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. En s’appuyant sur les fonctions exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux par région agricole de recensement, et ce, en raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages pour le pays résultant de la hausse de la productivité agricole, qui sont exprimés dans la valeur actuelle des revenus de vente, devraient être d’environ 20 millions de dollars. Dans l’ensemble, l’Alberta, l’Ontario et la Saskatchewan devraient recevoir environ 80 % des avantages pour le pays.

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres (MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que les coûts de nettoyage évités pour les ménages soient d’environ deux millions de dollars. L’Ontario reçoit la plus grande part des avantages pour le pays, suivi par le Québec et l’Alberta. Toutefois, ces avantages doivent être considérés comme des estimations conservatrices, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel.

Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires diminuent. À partir de la volonté de payer pour une meilleure portée visuelle, MEQA2 estime le changement monétaire du bien-être pour différents niveaux de deciviews. Grâce à une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel, les gains en matière de bien-être sont d’environ sept millions de dollars pendant cette période, avec l’Ontario et le Québec recevant environ les deux tiers des avantages cumulés pour le pays.

En résumé, de 2013 à 2035, la valeur estimative actuelle des avantages pour l’environnement à l’échelle nationale, qui sont associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels modernes et originaux, devrait s’élever à environ 29 millions de dollars. Les estimations doivent être considérées comme étant conservatrices puisque seuls les impacts sur les souillures, la visibilité et la productivité agricole ont été évalués par MEQA2. D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été évalués faute de données ou de méthodes suffisantes, tels que les impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité du bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir) sur les changements climatiques.

5.2.5 Avantages pour la santé

Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant, c’est la contribution de ce polluant à la formation secondaire de matières particulaires et d’ozone dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 20, environ 40 % des avantages pour la santé issus de la réduction des émissions sont associés à des niveaux d’ozone troposphérique plus faibles dans l’air ambiant. La réduction des matières particulaires de 2,5 micromètres (MP2,5) génère 38 % des avantages et la réduction des niveaux de NOx dans l’air ambiant participe au reste des avantages.

Pendant la période allant de 2013 à 2035, les réductions de polluants associées à ces normes de rendement devraient se traduire par une diminution d’environ 250 décès prématurés, 250 visites en salle d’urgence, 44 000 jours de symptômes d’asthme et 150 000 jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques. La valeur actuelle de ces avantages pour la santé pendant cette période est estimée à environ 1,15 milliard de dollars. Les avantages par région sont présentés dans le tableau 20 ci-dessous.

Tableau 20 : Valeur actuelle des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, par province et territoire du Canada et par impact sur la santé (de 2013 à 2035)

Région

Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé

Valeur actuelle des impacts des polluants sur la santé évités au total (en millions de dollars)

Mortalité prématurée

Problèmes cardiaques et respiratoires — Visites en salle d’urgence

Jours de symptômes d’asthme

Jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques

Liée aux MP2,5

Ozone annuel et estival

Autres (NOx)

Total

Terre-Neuve-et-Labrador

< 1

< 1

68

130

0,1

1,3

-

1,4

Île-du-Prince-Édouard

< 1

< 1

37

81

0,1

0,7

-

0,8

Nouvelle-Écosse

1

1

240

520

0,7

4,7

-

5,4

Nouveau-Brunswick

2

2

290

690

1,4

5,6

0,2

7,2

Québec

61

56

9 100

34 000

114,9

125,6

41,0

281,6

Ontario

100

90

15 000

62 000

208,3

147,5

108,6

464,4

Manitoba

7,2

9,4

1 800

5 100

12,1

21,0

0,3

33,4

Saskatchewan

11

14

2 600

7 200

16,5

31,6

3,0

51,1

Alberta

47

55

11 000

33 000

71,4

95,2

50,9

217,5

Colombie-Britannique

20

21

3 700

11 000

30,3

50,6

10,1

90,9

Yukon

< 1

< 1

2,4

5

-

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

< 1

< 1

24

49

-

0,2

-

0,3

Nunavut

< 1

< 1

1,5

2,9

-

-

-

-

Canada

250

250

44 000

150 000

455,8

484,0

214,2

1 154,1

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $.

5.2.6 Total des avantages

On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés pour l’environnement et la santé à l’échelle nationale, qui sont associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, s’élèvera à environ 1,15 milliard de dollars au cours de la période. La carte ci-dessous illustre la répartition de ces avantages dans l’ensemble du Canada.

Figure 3 : Valeur actuelle des avantages pour l’environnement et la santé associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels, par province et territoire du Canada (de 2015 à 2035)

Valeur actuelle des avantages pour l’environnement et la santé associés aux normes de rendement  pour les chaudières et les fours industriels, par province et territoire du Canada (de 2015 à 2035)

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.

5.3 Coûts — Chaudières et fours industriels

5.3.1 Coûts différentiels pour les exploitants de chaudières et de fours industriels

  • Coûts en capital

Comme cela a été mentionné précédemment, il est supposé que le coût différentiel en capital est la différence entre le coût d’un équipement classique et le coût d’un brûleur à faible taux d’émissions de NOx, qui sont tous deux actuellement disponibles sur le marché. Le total des coûts différentiels en capital est, par conséquent, obtenu en prenant le nombre d’unités remplacées et installées dans une année donnée et en le multipliant par le coût différentiel correspondant. Les résultats sont présentés dans les tableaux 21 et 22 ci-dessous. À l’avenir, si de nouvelles technologies ou des technologies moins coûteuses deviennent disponibles sur le marché, les coûts réels de mise en œuvre seront également moins élevés.

Tableau 21 : Valeur actuelle des coûts en capital par secteur visé par le SGQA (en millions de dollars)

Secteur

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2013 à 2035

Pâtes et papiers

4,5

2,4

2,0

1,0

10,0

Substances chimiques

2,7

2,4

1,9

0,9

8,0

Sables bitumineux

9,6

5,5

5,2

2,7

23,1

Pétrole et gaz en amont

0,8

1,0

1,1

0,5

3,5

Fusion de métaux communs

1,0

0,8

0,6

0,3

2,6

Potasse

0,5

0,2

0,2

0,1

0,6

Fer, acier et ilménite

< 0,1

< 0,1

< 0,1

< 0,1

< 0,1

Aluminium et alumine

< 0,1

< 0,1

< 0,1

< 0,1

< 0,1

Tous les secteurs

18,7

12,2

10,9

5,7

47,6

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les chiffres de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.

Tableau 22 : Valeur actuelle du coût en capital par province (en millions de dollars)

Province

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2013 à 2035

Alberta

12,0

8,2

7,4

3,9

31,5

Colombie-Britannique

0,8

0,7

0,7

0,3

2,5

Ontario

2,5

1,5

1,4

0,8

6,3

Québec

2,8

1,5

1,2

0,6

6,1

Nouveau-Brunswick

0,4

-

-

-

0,5

Saskatchewan

0,1

0,2

0,2

0,1

0,7

Canada

18,7

12,2

10,9

5,7

47,6

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux peuvent ne pas correspondre au total une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $.

  • Coûts d’exploitation

On suppose que les coûts d’exploitation sont équivalents dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, puisque les brûleurs à faible taux d’émissions de NOx ne nécessitent aucun entretien supplémentaire ou autre coût d’exploitation par rapport aux chaudières classiques comparables. Par conséquent, il n’y a pas de coût différentiel d’exploitation.

  • Coûts administratifs

Les coûts administratifs incluent les coûts estimatifs de l’apprentissage de la réglementation, de la préparation et de la soumission de rapports, ainsi que de la tenue des dossiers (comme il est décrit en détail dans la section sur la “Règle du « un pour un »” ci-dessous). La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de 2013 à 2035 est d’environ 0,3 million de dollars.

  • Total des coûts liés à la conformité

Le total des coûts liés à la conformité est estimé à 48 millions de dollars pour la période allant de 2013 à 2035.

5.3.2 Coûts pour le gouvernement

Les coûts du projet de règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois catégories principales : les coûts liés à la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la loi, et les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations de ces coûts sont décrites ci-dessous.

Promotion de la conformité : La valeur actuelle totale des coûts de promotion de la conformité devrait s’élever à 46 000 $ de 2013 à 2035. Les activités de promotion de la conformité incluront peut-être la distribution de matériel promotionnel pour expliquer le projet de règlement. Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les activités de promotion de la conformité seraient ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de conformité imprévus.

Application de la loi : Un montant unique de 233 000 $ serait nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. De plus, des coûts permanents liés à l’application de la loi s’élèveraient à environ 1,5 million de dollars au cours de la période allant de 2013 à 2035, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures financières relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.

Administration du gouvernement : On s’attend à ce que le gouvernement assume ses propres coûts administratifs liés à la création d’une infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de 2013 à 2035 est d’environ 0,5 million de dollars.

5.4 Résumé des avantages et des coûts — Chaudières et fours industriels

Le tableau 23 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés à la norme de rendement proposée pour les chaudières et les fours industriels.

Tableau 23 : Résumé des principaux résultats — Chaudières et fours industriels (en millions de dollars) (voir note 4*)

Coûts et avantages différentiels

2013-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2013 à 2035

 

Valeur non actualisée

Valeur actualisée

A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)

Avantages pour les Canadiens

Avantages pour l’environnement (agriculture, souillures, visibilité)

4,0

10,0

13,3

16,8

28,5

Avantages concernant les gaz à effet de serre

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

Avantages pour la santé

140,3

354,7

537,8

775,7

1 154,1

Avantages totaux

144,3

364,7

551,1

792,5

1 182,6

Coûts pour l’industrie

         

Coûts en capital

21,4

16,5

17,1

10,2

47,6

Coûts administratifs

0,2

0,1

0,1

0,1

0,3

Sous-total

21,6

16,6

17,2

10,3

47,9

Coûts pour le gouvernement

Promotion de la conformité, application de la loi et gestion du Règlement

1,3

0,8

0,4

0,4

2,2

Coûts totaux

22,9

17,4

17,6

10,7

50,1

Avantages nets

121,4

347,3

533,5

781,8

1 132,5

Ratio avantages-coûts

6,3

21,0

31,4

74,1

23,6

B. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)

Réduction des émissions de NOx (kt)

21,2

53,5

69,0

83,0

226,7

Note 4*
Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.

6. Avantages et coûts — Ciment
6.1 Cadre analytique

6.1.1 Profil du secteur

Il existe 15 usines de ciment gris dans tout le Canada. Ensemble, ces usines ont produit environ 15 millions de tonnes de ciment en 2008, ce qui correspond à environ 1,7 milliard de dollars, desquels 4,1 millions de tonnes ont été exportées (majoritairement aux États-Unis). Les ventes de ciment et de béton contribuent à plus de 8,8 milliards de dollars en ventes et à 3,2 milliards de dollars au produit intérieur brut du Canada. Plus de 27 000 Canadiens sont employés dans l’industrie canadienne du ciment pour produire du ciment ainsi que des mélanges de béton et d’autres matériaux de construction en béton. La performance environnementale varie de façon importante entre les cimenteries de ciment gris canadiennes. La production canadienne et les expéditions de ciment gris sont directement liées au niveau d’activité de l’infrastructure au Canada et dans certaines régions des États-Unis. Les fabricants de béton constituent le lien en aval dominant dans le secteur de la fabrication du ciment, ce qui représente 90 % de la production de ciment. La chaîne de valeur du béton au Canada est intégrée verticalement dans une certaine mesure (voir référence 37).

6.1.2 Scénario de maintien du statu quo

Le scénario de maintien du statu quo suppose que les usines de ciment ne changeront pas l’intensité de leurs émissions de NOx et de SO2 de 2013 à 2035 (voir référence 38). Ce scénario implique également que les émissions de NOx et de SO2 augmentent au même rythme que la production de ciment au fil du temps, qui varie, à son tour, en fonction des prévisions régionales du modèle 3EC en matière de demande économique. Les niveaux d’émissions de NOx et de SO2 de ce scénario pour les usines concernées ont été calculés sur une base annuelle, au moyen de données confidentielles sur les niveaux de production et d’émissions que l’industrie a fournies à Environnement Canada en 2006, en vertu de l’article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Selon ces intensités d’émissions, on estime qu’une minorité d’usines fonctionnent avec des intensités d’émissions supérieures à celles autorisées par les normes de rendement proposées, et on pense qu’elles n’adopteront aucune mesure en matière de réduction des émissions à moins qu’elles n’y soit obligées par la loi.

6.1.3 Scénario réglementaire

Le scénario réglementaire suppose qu’une minorité d’usines ne respectant pas encore les normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment adopteraient une combinaison de technologies et de pratiques au début de l’année 2017 qui leur permettront d’atteindre un niveau d’intensité des émissions conforme aux normes de rendement figurant dans le tableau 4. En outre, une minorité d’usines qui n’utilisent pas à l’heure actuelle de système de surveillance continue des émissions pour mesurer et déclarer leurs rejets de polluants devront le faire d’ici 2015.

6.1.4 Données et hypothèses clés

Dans cette analyse, on part du principe que, dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, le nombre d’installations reste constant au fil du temps.

Les renseignements sur les intensités des émissions des installations existantes ont été obtenus auprès de diverses sources, y compris :

  • un rapport de Cheminfo Services sur le secteur de la fabrication du ciment au Canada (2008) (voir référence 39);
  • un modèle de prévision des coûts élaboré par l’Environmental Protection Agency des États-Unis (2007) (voir référence 40);
  • un rapport de la Commission européenne sur l’industrie du ciment (2010) (voir référence 41);
  • des renseignements confidentiels fournis en 2006 par l’industrie à Environnement Canada en vertu de l’article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
  • des consultations avec les intervenants de l’industrie au cours du processus d’élaboration des exigences EBEI.
6.2 Avantages — Ciment

6.2.1 Réductions des polluants atmosphériques

Les normes de rendement dans le secteur de la fabrication du ciment devraient aider à réduire les émissions totales de SO2 et de NOx de 96 kt et de 63 kt, respectivement, de 2017 à 2035. Ces réductions d’émissions se traduiront par des niveaux inférieurs de smog et une meilleure qualité de l’air en général.

6.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air

Comme cela a été mentionné précédemment, afin de faire une estimation des avantages pour toutes les années entre 2013 et 2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et d’extrapolation. Puisqu’on s’attend à ce que des efforts soient faits en 2017 pour se conformer aux normes de rendement proposées, on considère qu’il n’y aura aucun avantage jusqu’à cette année. Les avantages ont été interpolés de façon linéaire pour la période allant de 2025 à 2035 et extrapolés de façon linéaire pour la période allant de 2017 à 2025, par extension de la pente de la période allant de 2025 à 2035. Cette approche se fonde sur la tendance en matière de réductions des émissions prévues, qui présente une faible variabilité de 2017 à 2035.

Pour des raisons de confidentialité, et puisque le nombre de cimenteries au Canada est limité, les avantages seront regroupés à l’échelle régionale pour empêcher l’identification des usines qui doivent prendre des mesures pour se conformer aux exigences en matière de rendement. Ainsi, les résultats pour le Canada sont répartis en trois régions :

  • — l’Ouest (la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba);
  • — l’Ontario;
  • — l’Est (le Québec, le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse) (voir référence 42).

6.2.3 Améliorations de la qualité de l’air

Les réductions des émissions de NOx découlant des normes de rendement proposées pour les cimenteries devraient se traduire par des niveaux inférieurs de matières particulaires et d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là de deux éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des avantages pour la santé humaine et l’environnement.

6.2.4 Avantages pour l’environnement

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les impacts liés à la productivité agricole, aux souillures et à la visibilité. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés à la mise en œuvre des normes de rendement dans le secteur de la fabrication du ciment devraient être d’environ 30,8 millions de dollars (valeur actualisée à 3 %) pour la période allant de 2017 à 2035. Le tableau 24 présente ces avantages répartis par impact et région.

Tableau 24 : Valeur actuelle cumulée des avantages pour l’environnement associés aux normes de rendement dans le secteur de la fabrication du ciment, par région et impact sur l’environnement (de 2017 à 2035, en millions de dollars)

Impact sur l’environnement

Agriculture

Souillures

Visibilité

Total

Indicateur économique

Changement dans les revenus de vente pour les producteurs de cultures agricoles

Coûts évités pour les ménages

Changement dans le bien-être des ménages

Est

0,5

2,6

10,8

13,9

Ontario

1,8

1,1

5,4

8,3

Ouest

6,9

0,3

1,4

8,6

Canada

9,1

4

17,6

30,8

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. On ne prévoit aucun avantage pour l’environnement en 2015 et en 2016. Les chiffres de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.

Les normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment se traduiront par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. En s’appuyant sur les fonctions exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux par région agricole de recensement, et ce, en raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages pour le pays résultant de la hausse de la productivité agricole, qui sont exprimés dans la valeur actuelle des revenus de vente, devraient être d’environ 9,1 millions de dollars pendant cette période. La région de l’Ouest devrait recevoir plus de 75 % des avantages pour le pays, puisque c’est là que se trouvent les terres agricoles et la plupart des réductions d’émissions de NOx.

Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres (MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que les coûts de nettoyage évités pour les ménages s’élèvent à environ 4 millions de dollars, principalement dans la région de l’Est. Toutefois, ces avantages doivent être considérés comme des estimations conservatrices, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel. Les souillures peuvent également générer des courts-circuits sur les lignes de distribution électrique.

Tous les autres paramètres étant constants, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires diminuent. En s’appuyant sur la volonté de payer pour une meilleure portée visuelle, MEQA2 estime le changement monétaire du bien-être pour différents niveaux de deciviews. Les gains en matière de bien-être résultant d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel s’élèvent à environ 17,6 millions de dollars pendant la période. Conformément aux réductions des émissions de SO2, on prévoit que la plupart des avantages proviennent de la région de l’Est.

En résumé, de 2017 à 2035, la valeur estimative actuelle des avantages combinés pour l’environnement à l’échelle nationale, qui sont associés aux normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment, devrait s’élever à environ 31 millions de dollars. Les estimations doivent être considérées comme étant conservatrices puisque seuls les impacts sur la productivité agricole, les souillures et la visibilité ont été évalués par MEQA2. D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été évalués faute de données ou de méthodes suffisantes, tels que les impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité du bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir) sur les changements climatiques.

6.2.5 Avantages pour la santé

Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à la réduction des concentrations de NOx et de SO2 dans l’air ambiant, c’est la contribution de ces polluants à la formation secondaire de matières particulaires dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 25, environ deux tiers des avantages pour la santé dus à la réduction des émissions sont associés à des concentrations plus faibles de matières particulaires de 2,5 micromètres (MP2,5). La réduction de l’ozone dans l’air ambiant génère 20 % des avantages et la réduction des niveaux de NOx et de SO2 dans l’air ambiant participe au reste des avantages.

Pendant la période allant de 2017 à 2035, les réductions de polluants associées à cette initiative devraient se traduire par une diminution d’environ 300 décès prématurés, 220 visites en salle d’urgence, 31 000 jours de symptômes d’asthme et 220 000 jours d’activité restreinte. La valeur actuelle de ces avantages pour la santé (actualisée à 3 %) est estimée à environ 1,5 milliard de dollars pendant cette période. Les avantages par région sont présentés dans le tableau 25 ci-dessous.

Tableau 25 : Valeur actuelle cumulée des avantages pour la santé associés aux normes de rendement dans le secteur de la fabrication du ciment, par région et impact (de 2017 à 2035, en millions de dollars)

Région

Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé

Valeur actuelle des impacts des polluants sur la santé évités au total (en 2013, en millions de dollars)

Mortalité prématurée

Problèmes cardiaques et respiratoires — Visites en salle d’urgence

Jours de symptômes d’asthme

Jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques

Liée aux MP2,5

Ozone annuel et estival

Autres (SO2 et NOx)

Total

Est

170

90

9 000

120 000

639,4

60,7

128,4

828,5

Ontario

86

71

11 000

70 000

284,2

108,7

27,1

420,0

Ouest

44

57

12 000

34 000

68,4

130,5

8,6

207,5

Canada

300

220

31 000

224 000

992,0

299,9

164,1

1 456,0

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. On ne prévoit aucun avantage différentiel pour la santé en 2015 et en 2016. Les nombres de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.

6.2.6 Total des avantages

On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés pour l’environnement et la santé à l’échelle nationale, qui sont associés aux normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment, s’élèvera à environ 1,5 milliard de dollars au cours de la période.

6.3 Coûts — Ciment

Le projet de règlement imposerait des coûts à l’industrie du ciment et au gouvernement fédéral.

6.3.1 Coûts différentiels pour l’industrie du ciment

Il existe un certain nombre de pratiques et de technologies éprouvées dans le secteur de la fabrication du ciment au Canada qui peuvent être utilisées pour se conformer aux normes de rendement en matière d’émissions de NOx et de SO2. Les technologies adoptées pour se conformer aux normes de rendement proposées risquent de diverger d’une usine à l’autre en fonction de leur capacité et de leurs processus. Ces technologies sont déjà bien établies dans l’industrie du ciment et peuvent être mises en œuvre à un coût relativement faible pour une entreprise.

Afin de calculer les coûts, cette analyse suppose que chaque cimenterie devant prendre des mesures pour satisfaire aux normes de rendement en matière d’émissions de NOx choisit la réduction non catalytique sélective en tant que technologie et que l’injection de chaux est la technologie que choisit chaque usine de ciment devant prendre des mesures pour se conformer aux normes de rendement en matière d’émissions de SO2. Même s’il existe d’autres solutions, ces technologies sont représentatives, car elles semblent être les plus couramment mises en œuvre dans le secteur canadien et bien établies dans le secteur mondial de la fabrication du ciment en tant que technologies pouvant être ajoutées à un système de four pour réduire les émissions de NOx et de SO2.

En outre, les usines qui n’ont pas déjà installé de systèmes de surveillance continue des émissions devraient le faire d’ici 2015 afin de satisfaire aux normes de surveillance du projet de règlement.

  • Coûts en capital

Les coûts en capital que les installations engageraient en vue d’acquérir les technologies nécessaires à la conformité ont été modélisés en tant que dépenses ponctuelles pour des technologies de réduction des émissions de NOx et de SO2 en 2017 et pour des technologies de surveillance en 2015. Par ailleurs, on a supposé que ces trois technologies ont une durée de vie utile de 20 ans et un taux constant d’efficacité au fil du temps, et qu’elles n’affectent pas la production ou les émissions non réglementées. Le tableau 26 ci-dessous présente un résumé des coûts en capital de ces technologies, en tenant compte du nombre d’unités que les installations non conformes devraient acheter.

Tableau 26 : Coûts en capital liés à la conformité pour les cimenteries

Technologie

Nombre d’usines

Coût par unité

Total non actualisé (2015-2035) [en millions de dollars]

Valeur actuelle totale (de 2015 à 2035) [en millions de dollars]

Réduction non catalytique sélective (NOx)

5

1 040 090

5,2

4,7

Injection de chaux (SO2)

4

451 226

1,8

1,6

Systèmes de surveillance continue des émissions (surveillance)

3

355 311

1,1

1,0

Total des coûts en capital

8,1

7,3

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012. La valeur actuelle des coûts est actualisée pour 2013, à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Le nombre d’usines qui devraient adopter une technologie donnée ne peut être publié pour des raisons de confidentialité. Les nombres étant arrondis, leurs sommes ne correspondent pas nécessairement aux totaux.

  • Coûts d’exploitation

Les installations devant prendre des mesures pour se conformer aux normes de rendement devraient également engager des coûts d’exploitation annuels différentiels de 2015 à 2035, inclusivement. Le tableau 27 ci-dessous comprend les coûts d’exploitation associés à chaque technologie antipollution incluse dans l’analyse.

Tableau 27 : Coûts d’exploitation liés à la conformité pour les cimenteries

Technologie

Coûts d’exploitation annuels par unité

Total non actualisé (2015-2035)
[en millions de dollars]

Valeur actuelle totale (de 2015 à 2035)
[en millions de dollars]

Réduction non catalytique sélective (NOx)

Varient d’une usine à l’autre selon la production de clinker — 0,50 $/tonne de clinker

26,5

18,3

Injection de chaux (SO2)

Vont de 177 000 $ à 353 000 $/usine

19,5

13,5

Systèmes de surveillance continue des émissions (surveillance)

60 000 $

4,2

3

Total des coûts d’exploitation

50,2

34,8

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions pour la valeur non actualisée et actuelle totale). La valeur actuelle des coûts est actualisée pour 2013, à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Le nombre d’usines qui devraient adopter une technologie donnée ne peut être publié pour des raisons de confidentialité. Les chiffres étant arrondis, leurs sommes ne correspondent pas nécessairement aux totaux.

  • Coûts administratifs et de production de rapports

Les coûts administratifs incluent les coûts estimatifs de l’apprentissage de la réglementation, de la préparation et de la soumission de rapports, ainsi que de la tenue des dossiers (comme il est décrit en détail dans la section sur la “Règle du « un pour un »” ci-dessous). La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période est d’environ 21 000 $.

  • Total des coûts liés à la conformité

On estime que la valeur actuelle du total des coûts liés à la conformité et associés aux normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment s’élèvera à 42,1 millions de dollars, comme l’illustre le tableau 28 ci-dessous.

Tableau 28 : Valeur actuelle des coûts liés à la conformité et associés aux normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment, par région (de 2015 à 2035, en millions de dollars)

Région

Coûts en capital

Coûts de fonctionnement

Coûts de production de rapports

Total

Est

1,8

8,6

Moins de 0,5

10,5

Ontario

2,7

16,3

Moins de 0,5

19,0

Ouest

2,8

9,9

Moins de 0,5

12,6

Canada

7,3

34,8

Moins de 0,5

42,1

Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.

6.3.2 Coûts pour le gouvernement

Les coûts du projet de règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois catégories principales : les coûts liés à la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la loi, et les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations de ces coûts sont décrites ci-dessous.

Promotion de la conformité : La valeur actuelle totale des coûts de promotion de la conformité devrait s’élever à 67 100 $ de 2015 à 2035. Les activités de promotion de la conformité incluront peut-être la distribution de matériel promotionnel pour expliquer le projet de règlement. Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les activités de promotion de la conformité seraient ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de conformité imprévus.

Application de la loi : Le gouvernement fédéral assumerait les coûts différentiels liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures relatives aux infractions présumées. En ce qui concerne les coûts liés à l’application de la loi, un montant unique de 150 000 $ (valeur actuelle) serait nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. On estime la valeur totale actuelle des coûts liés à l’application de la loi au cours de cette période à environ 605 000 $, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.

Gestion du Règlement : On s’attend à ce que le gouvernement assume ses propres coûts administratifs liés à la création d’une infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs est estimée à environ 533 000 $.

6.4 Résumé des avantages et des coûts — Ciment

Le tableau 29 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés à la norme de rendement proposée pour le secteur de la fabrication du ciment.

Tableau 29 : Résumé des principaux résultats — Ciment (en millions de dollars) (voir note 5*)

Coûts et avantages différentiels

2014-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total pour la période de 2014 à 2035 (Valeur actuelle)

 

Valeur non actualisée

Valeur actualisée

A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)

Avantages pour les Canadiens

Avantages pour l’environnement (agriculture, souillures, visibilité)

8,5

11,4

12,2

13,1

30,8

Avantages concernant les gaz à effet de serre

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

Avantages pour la santé

314,3

503,4

626,2

749,0

1 456,0

Avantages totaux

322,7

514,7

638,4

762,1

1 486,8

Coûts pour l’industrie

         

Coûts en capital

8,1

0

0

0

7,3

Coûts d’exploitation

10,9

13,1

13,1

13,1

34,8

Sous-total

19,0

13,1

13,1

13,1

42,1

Coûts pour le gouvernement

Promotion de la conformité, application de la loi et gestion du Règlement

0,7

0,3

0,3

0,3

1,2

Coûts totaux

19,8

13,5

13,5

13,5

43,4

Avantages nets

302,9

501,3

625,0

748,6

1 443,4

Ratio avantages-coûts

16,4

38,3

47,6

56,7

34,4

B. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)

Réduction des émissions de SO2 (kt)

20

25

25

26

96

Réduction des émissions de NOx (kt)

12

16

17

17

63

Note 5*
Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.

Note : Les coûts administratifs de l’industrie ne sont pas présentés, car leur ordre de grandeur est plus petit que celui des autres coûts (leur valeur actuelle totale est d’environ 15 000 $).

7. Analyse d’incertitude et de sensibilité
7.1 Moteurs

Une analyse de sensibilité a été menée en appliquant des modifications aux principales variables utilisées dans l’analyse. Les avantages nets restent positifs pour l’éventail de variables prises en considération (chacune d’entre elles est examinée ci-dessous).

Un taux d’actualisation de 3 % est utilisé dans l’analyse. Si on utilisait un taux d’actualisation de 7 %, les avantages nets diminueraient à 3,6 milliards de dollars.

L’analyse suppose un prix du gaz naturel de 4 $/MMBtu pour le fonctionnement des moteurs. Dans l’analyse de sensibilité, les avantages nets diminuent de 78 millions de dollars, lorsque le prix du carburant baisse de 30 %, ou augmentent de 26 millions de dollars (0,4 %), lorsque le prix du carburant augmente de 30 %. Les avantages les plus importants liés aux économies de carburant sont attendus plus tard au cours de la période analysée.

Dans le cadre de l’analyse de sensibilité, on examine également les différents coûts en capital liés au remplacement ou à la mise à niveau de chaque modèle de moteur. En outre, la différence peut être plus élevée entre le coût du remplacement des moteurs qui atteignent la fin de leur vie utile par de nouveaux moteurs et le coût du remplacement par des moteurs excédentaires. De ce fait, les coûts en capital ont été variés de plus ou de moins 50 %; les avantages nets diminuent de 102 millions de dollars ou augmentent de 102 millions de dollars, respectivement.

De même, l’analyse utilise différents coûts annuels d’entretien et de carburant en fonction des caractéristiques de chaque modèle de moteur ou du choix d’une mise à niveau. Si les coûts d’entretien varient de plus ou de moins 30 %, les avantages nets augmentent ou diminuent de 57 millions de dollars. Si le carburant économisé varie de plus ou de moins 30 %, les avantages nets augmentent ou diminuent de 67 millions de dollars sur le plan des dépenses en carburant.

Si tous les moteurs duraient 60 ans, les avantages nets augmenteraient de 247 millions de dollars. Mais, si tous les moteurs ne duraient que 20 ans, les avantages nets diminueraient de 257 millions de dollars.

Un résumé de l’analyse de sensibilité est présenté dans le tableau 30.

Tableau 30 : Analyse de sensibilité pour les moteurs (en millions de dollars)

Variables de sensibilité

Valeur actuelle nette

Inférieure

Moyenne

Supérieure

Taux d’actualisation : valeur non actualisée, 7 %

10 613

6 491

3 633

Prix du gaz naturel : -30 %, +30 %

6 412

6 491

6 517

Coût en capital : -50 %, +50 %

6 389

6 491

6 593

Coût d’entretien : -30 %, +30 %

6 548

6 491

6 434

Quantité nette de carburant économisé : -30 %, +30 %

6 424

6 491

6 558

Durée de vie utile d’un moteur :
Tous les moteurs durent 20 ans (valeur inférieure)
Tous les moteurs durent 60 ans (valeur supérieure)

6 234

6 491

6 737

Remarque : La valeur actuelle est exprimée en millions de dollars de 2012, à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.

7.2 Chaudières et fours industriels

Une analyse de sensibilité a été menée en faisant varier la valeur de plusieurs paramètres principaux afin d’examiner les effets sur les avantages nets des changements dans plusieurs hypothèses clés. Les principaux paramètres pris en considération ici sont le coût en capital par unité, une durée de vie utile de 40 ans pour l’équipement et le taux d’actualisation.

Dans le cadre de l’analyse, on part du principe que le coût différentiel en capital attribuable au Règlement s’élève à environ 74 000 $ (soit environ 4 % du coût d’une chaudière classique sans système de contrôle de NOx). Le tableau 31 ci-dessous présente les autres coûts en partant d’une valeur supposée de plus ou de moins 30 %.

Tableau 31 : Analyse de sensibilité du coût en capital pour les chaudières et les fours industriels (en millions de dollars)

Variables de sensibilité

Valeur actuelle

-30  %

Valeur moyenne

+30  %

Avantages nets

1 147,6

1 132,9

1 119,0

Comme l’analyse repose sur l’hypothèse que la durée de vie utile de l’équipement est de 40 ans, cela implique que 57 chaudières originales (sur 828) seraient soumises aux normes de rendement en 2026 ou en 2036, car elles devraient ainsi être remplacées avant les dates respectives de conformité pour les équipements originaux. Le tableau 32 illustre les impacts de l’hypothèse selon laquelle l’équipement a une durée de vie utile de 30 ou 50 ans, relativement au nombre de mises à niveau nécessaires et au coût par unité.

Tableau 32 : Analyse de sensibilité de la durée de vie utile de l’équipement pour les chaudières et les fours industriels

Variables de sensibilité

Valeur actuelle

30 ans

40 ans

50 ans

Nombre de chaudières qui seraient remplacées en fin de vie utile

615

468

259

Nombre de chaudières qui seraient mises à niveau en raison du Règlement

0

0

23

Nombre de chaudières modernes qui seraient installées en raison d’une croissance économique

413

413

413

Nombre de chaudières qui seraient remplacées après 2035 (ne sont pas incluses dans la période d’analyse)

213

360

546

Valeur actuelle du coût en capital (en dollars par unité)

49 218

54 025

51 362

Comme il est indiqué ci-dessus, une durée de vie utile plus longue pour l’équipement implique qu’un petit nombre de chaudières originales plus anciennes (23) seraient admissibles pour une mise à niveau de leurs brûleurs. Néanmoins, les impacts sur les coûts en capital et la valeur actuelle nette générale pour la période sont faibles par rapport aux avantages nets.

L’analyse de sensibilité des autres taux d’actualisation est présentée dans le tableau 33 ci­dessous.

Tableau 33 : Analyse de sensibilité des taux d’actualisation (en millions de dollars)

Variables de sensibilité

Valeur actuelle nette

Inférieure (non actualisée)

Moyenne (3 %)

Supérieure (7 %)

Avantages nets

1 785,0

1 132,9

651,6

7.3 Ciment

Une analyse de sensibilité a été menée en faisant varier la valeur de plusieurs paramètres principaux, afin d’examiner les effets sur les avantages nets des changements dans plusieurs hypothèses clés. La variable qui a la plus grande incidence sur les avantages nets est le taux d’actualisation. De plus, étant donné que la valeur actuelle des avantages (actualisée à 3 %) est plus de 30 fois supérieure aux coûts, un niveau élevé de confiance permet de penser que l’analyse coûts-avantages resterait positive même si les avantages s’avéraient largement surestimés. Les résultats non actualisés ainsi que ceux actualisés à un taux de 7 % sont présentés dans le tableau 34 ci-dessous.

Tableau 34 : Analyse de sensibilité du taux d’actualisation pour le ciment (en millions de dollars)

Variables de sensibilité

Valeur actuelle nette

Non actualisée

Centrale (3 %)

7 %

Taux d’actualisation

2 179

1 444

882

8. Impacts sur la répartition et la concurrence

Généralement, en ce qui a trait aux impacts des normes de rendement proposées sur la compétitivité, l’analyse considère la capacité du secteur et des firmes ciblées à absorber les coûts (compte tenu des marges de profit et des pressions de la compétitivité) ou à refiler les coûts aux consommateurs (par une hausse des prix) selon l’ordre de grandeur des coûts estimés.

8.1 Moteurs

Les impacts estimés des coûts de mise en conformité liés aux normes de rendement proposées pour les moteurs devraient se répartir entre les différents secteurs comme suit : 88 % pour le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont et 12 % pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel. Conformément aux impacts des secteurs touchés, les coûts estimatifs devraient se répartir dans tout le pays comme suit : -5 % pour la Colombie-Britannique (grâce à des économies de carburant), 86 % pour l’Alberta, 8 % pour la Saskatchewan, < 1 % pour le Manitoba, 3 % pour l’Ontario, 7 % pour Terre-Neuve-et-Labrador, et < 1 % pour la Nouvelle-Écosse. Même si les avantages devraient être générés dans l’ensemble des provinces et des territoires, la plupart d’entre eux le seront en Alberta.

On s’attend à ce que l’importance des coûts estimatifs liés aux normes de rendement proposées soit faible. En ce qui a trait aux moteurs modernes, le Règlement correspond à la réglementation actuelle de l’EPA des États-Unis. De manière générale, les coûts moyens annuels des normes réglementaires proposées durant la période représenteraient une petite augmentation par rapport aux dépenses nettes du secteur du pétrole et du gaz (par exemple une augmentation de moins de 0,05 % par rapport aux niveaux des dépenses de 2011 (voir référence 43)), malgré que les coûts pourraient varier selon les firmes touchées. On s’attend à ce que les exigences concernant les moteurs originaux aident à réduire de façon importante les émissions de NOx et qu’elles se traduisent par des économies de carburant et d’entretien pour certains exploitants. En ce qui concerne les moteurs originaux, les normes de rendement proposées offrent une souplesse importante relativement à la mise en œuvre et au calendrier; les exigences incluraient la possibilité pour les entreprises de se conformer en calculant la moyenne de leur parc, et la limite la plus stricte en matière d’émissions des moteurs originaux n’entrerait en vigueur que 11 ans après la mise en œuvre. Ces dispositions aideraient à réduire le risque de capitaux non recouvrables et permettraient aussi aux entreprises de planifier leur mise en conformité à l’aide de calendriers d’entretien et d’investissement.

Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés par les normes de rendement proposées sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour faire face aux coûts réglementaires. Le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont et les entreprises qui en font partie sont généralement des preneurs de prix et ne seraient donc pas en mesure de refiler les coûts aux consommateurs. Même si le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont est actuellement confronté à des pressions concurrentielles en raison de prix du gaz naturel plus faibles dus à l’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis, et étant donné la souplesse et les coûts minimes associés aux normes de rendement proposées, on s’attend à ce que la position concurrentielle des entreprises au sein de ce secteur ne change pas à la suite du projet de règlement. Étant donné que le secteur de pipelines de transport de gaz naturel est un monopole réglementé, il pourrait détenir une certaine capacité de refiler les coûts réglementaires, mais il n’est pas prévu que l’impact soit important en raison des faibles coûts et de la souplesse associée aux normes de rendement proposées.

8.2 Chaudières et fours industriels

Les impacts sur les coûts liés à la conformité et associés aux normes de rendement proposées estimés pour les chaudières et les fours industriels devraient se répartir dans tous les secteurs comme suit : 48 % pour les sables bitumineux, 21 % pour les pâtes et papiers, 17 % pour les produits chimiques, 7 % pour la production de pétrole et de gaz en amont, et 5 % pour la fusion des métaux communs. Conformément aux impacts des secteurs, les coûts estimatifs devraient se répartir dans tout le pays comme suit : 66 % pour l’Alberta, 5 % pour la Colombie-Britannique, 13 % pour l’Ontario, 13 % pour le Québec, 1 % pour le Nouveau-Brunswick, et 1 % pour la Saskatchewan. L’ensemble des provinces et des territoires devrait tirer profit des normes de rendement proposées, mais la majorité des avantages devraient être reçus en Ontario, au Québec et en Alberta.

Compte tenu de la conception des normes de rendement proposées, l’importance des coûts liés à la conformité devrait être faible. En ce qui a trait aux unités modernes, l’investissement supplémentaire requis serait faible par rapport au coût de l’unité elle-même. Les entreprises dont les unités originales nécessiteraient des modifications pour satisfaire aux exigences d’émission (c’est-à-dire celles qui sont d’importantes émettrices et qui n’ont probablement aucun système de contrôle des émissions de NOx) auraient un délai pour se conformer allant jusqu’à 20 ans, ce qui signifie qu’elles seraient en mesure d’aligner leurs investissements sur les cycles de rotation des capitaux. Afin de préciser les exigences de l’intensité des émissions, on a également pris en considération la composition du carburant, l’efficacité de la chaudière et l’utilisation du préchauffage de l’air pour les fours industriels. En outre, le projet de règlement ressemble aux exigences relatives à un équipement similaire dans de nombreux états américains.

Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés par les normes de rendement proposées sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour faire face aux coûts réglementaires. En règle générale, les secteurs en question sont des preneurs de prix. Certains secteurs, comme celui de la production de pétrole et de gaz en amont et celui des pâtes et papiers, sont actuellement confrontés à des pressions concurrentielles. Cependant, étant donné le délai, la souplesse et les coûts minimes associés aux normes de rendement proposées, la position concurrentielle des entreprises de ces secteurs ne devrait pas être touchée par ces normes. Tel qu’il a été mentionné précédemment, le coût différentiel d’un brûleur à faible taux d’émissions de NOx utilisé dans cette analyse est estimé à 74 000 $ (soit approximativement 4 % plus élevé que le coût en capital d’une chaudière conventionnelle toute neuve). Sur une base annuelle et en tenant compte des coûts de fonctionnement, cela représenterait une augmentation des coûts de moins de 0,5 % par rapport au coût annuel moyen d’une unité non-conforme (voir référence 44). De plus, ce n’est pas avant 2026 que les premières unités originales seraient tenues d’être remplacées ou mises à niveau.

8.3 Ciment

La répartition des impacts estimatifs dus aux coûts de mise en conformité associés aux normes de rendement proposées pour le secteur de la fabrication du ciment est la suivante : 24 % pour l’est du Canada, 47 % pour l’Ontario et 29 % pour l’ouest du Canada. On estime que l’ensemble des normes de rendement proposées pour l’industrie du ciment se traduira par des avantages importants dans ces trois régions.

Les producteurs situés dans l’arrière-pays et ceux situés à proximité de ports maritimes (qui sont les plus exposés aux marchés internationaux) devraient être affectés par les normes de rendement proposées. On s’attend à ce que les producteurs situés dans l’arrière-pays aient des difficultés à refiler les coûts, alors que les producteurs plus proches de ports maritimes seront en mesure d’absorber les coûts. Toutefois, étant donné la faible importance des coûts estimatifs liés à conformité, les augmentations de prix devraient être minimes.

Le coût annuel moyen estimé (voir référence 45) pour se conformer aux normes de rendement proposées représenterait une augmentation approximative des coûts de production allant de 0,1 % à 1,5 % aux installations individuellement affectées, selon les données de Statistique Canada pour les dépenses en production (voir référence 46).

Règle du « un pour un »

En plus des efforts que les parties réglementées devront déployer pour être en conformité avec les normes de rendement du projet de règlement, certaines tâches administratives devraient aussi être effectuées. Environnement Canada a estimé le fardeau administratif différentiel qui résultera du projet de règlement. Dans l’ensemble, les calculs du fardeau administratif pour chaque ensemble de normes de rendement incluent la planification, la collecte, le traitement et la soumission de renseignements, la complétion de formulaires, et la conservation des données requises par le gouvernement fédéral afin de démontrer la conformité avec le projet de règlement (voir référence 47).

Comme le projet de règlement devrait se traduire par une augmentation nette du fardeau administratif, en vertu de la règle, l’initiative réglementaire est considérée comme une « entrée ». L’augmentation du fardeau dans tous les secteurs concernés par chaque norme de rendement se fera, par exemple, sous la forme d’exigences en matière de production de rapports et de tenue de dossiers.

Selon le modèle des coûts standard du Conseil du Trésor et en utilisant un taux d’actualisation de 7 % (voir référence 48), le coût administratif annualisé prévu pour toutes les entreprises soumises au projet de règlement est d’environ 142 447 $ (en dollars canadiens de 2012).

Les exigences associées à chaque norme de rendement du projet de règlement devraient entraîner une augmentation annualisée de l’ensemble des coûts administratifs pour toutes les entreprises concernées d’environ :

  • — 120 075 $ pour les moteurs (ou 34 $ par petite entreprise, 94 $ par moyenne-grande entreprise ou 5 045 $ par très grande entreprise);
  • — 21 135 $ pour les chaudières et les fours industriels (ou entre 14 $ et 23 $ par unité, selon les exigences provinciales actuelles et le type de rapports soumis au gouvernement fédéral);
  • — 1 237 $ pour le ciment (ou 82 $ par entreprise).

Comme seuls les efforts différentiels sont attribués au projet de règlement, les estimations du fardeau administratif diffèrent selon les provinces qui ont déjà des exigences en matière de production de rapports.

Pour tous les secteurs ou groupes d’équipement, les estimations du fardeau administratif comprennent l’apprentissage des exigences administratives (1 heure). Les composantes supplémentaires propres à chaque secteur ou groupe d’équipement sont les suivantes (voir référence 49).

a) Moteurs
Coûts uniques
  1. La préparation, l’approbation et la soumission d’informations pour les moteurs originaux pour inclusion dans le registre des moteurs (1 heure par entreprise, plus 0,2 heure par moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW);
  2. L’enregistrement et l’envoi des résultats des essais de référence pour les moteurs originaux (0,35 heure par essai de référence);
  3. L’envoi d’un avis au ministre de l’Environnement dans le cas du choix d’utiliser la moyenne du parc (0,5 heure par entreprise);
  4. La soumission des valeurs d’émission assignées aux moteurs originaux pour inclusion dans le registre des moteurs dans le cas du choix d’utiliser la moyenne du parc (0,25 heure par moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW).
Coûts récurrents
  1. La mise à jour du registre des moteurs si des changements surviennent (0,25 heure par mise à jour; 2,7 % des moteurs originaux sont remplacés annuellement et 5 % des moteurs originaux nécessitent des mises à jour).
  2. L’enregistrement des unités de remplacement ou des moteurs modernes de remplacement dans le cas du choix d’utiliser la moyenne du parc (0,25 heure par enregistrement; 2 % des moteurs originaux sont remplacés chaque année par ces unités ou moteurs modernes).
  3. La préparation et la soumission du rapport annuel (0,25 heure par entreprise, 0,25 heure par essai, 0,25 heure par moteur à faible utilisation pour récupérer les heures de fonctionnement; les moteurs à faible utilisation comptent pour 5 % des moteurs couverts).
  4. La conservation des dossiers (0,1 heure par essai, 0,1 à 0,35 heure par moteur visé et, dans le cas du choix d’utiliser la moyenne du parc, 0,25 heure par entreprise ainsi que 0,1 heure par moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW).
b) Chaudières et fours industriels
  1. Préparer et soumettre le rapport initial pour les unités modernes et originales, en considération des exigences provinciales existantes (récupération de données et examen, approbation et présentation du rapport) :
    • a. pour les unités originales situées en Alberta et au Québec : 3 heures pour les unités de classe 70 et de classe 80, et 2 heures pour les autres unités;
    • b. pour les unités originales situées dans d’autres provinces : 5 heures pour les unités de classe 70 et de classe 80, et 3 heures pour les autres unités;
    • c. pour les unités modernes situées en Alberta et au Québec : 3,5 heures; pour celles dans les autres provinces : 5,5 heures.
  2. Préparer et soumettre le rapport annuel (récupération de données et examen, approbation et transmission du rapport) : 2 heures.
  3. Mettre à jour les données si un appareil change de carburant : 2 heures.
c) Ciment
  1. Préparer et soumettre le rapport : 2 heures.
    • a. Cette étape comprend la récupération de données et l’examen, l’approbation et la transmission du rapport.
  2. Conserver les dossiers : 0,5 heure.

Ces nouveaux coûts devront être compensés à valeur égale par une réduction des coûts administratifs relativement aux règlements existants. Aussi, puisqu’il s’agit d’un nouveau règlement, Environnement Canada devra abroger au moins un règlement existant dans les deux ans.

Lentille des petites entreprises

L’objectif de la lentille des petites entreprises consiste à favoriser une meilleure analyse des réalités des petites entreprises et leur consultation dès les premières étapes de la conception des règlements et à prendre en considération des approches flexibles en matière de conformité qui réduisent au minimum les coûts pour les petites entreprises exploitées au Canada.

a. Moteurs

À l’heure actuelle, selon les bases de données de l’industrie et deux séries distinctes de communication aux petites entreprises dans le secteur de la production de pétrole et de gaz, Environnement Canada estime qu’il y a en tout 280 entreprises qui exploitent des moteurs et qui pourraient être classées en tant que petites entreprises (chiffre d’affaires net annuel de 30 000 $ à 5 millions de dollars). En outre, Environnement Canada estime que ces entreprises exploitent 2 moteurs en moyenne, pour un total de 560 moteurs, ce qui représente moins de 10 % du nombre total de moteurs originaux soumis au projet de règlement (voir référence 50). Il s’agit là d’estimations approximatives et il est probable que le nombre d’entreprises du secteur et le nombre de moteurs que chaque entreprise exploite soient en réalité plus faibles.

  • Analyse de la flexibilité réglementaire

Une approche qui consiste à prendre en compte la moyenne du parc pour réduire les émissions provenant des moteurs originaux a été proposée. Ainsi, dans le parc d’un exploitant ou d’un propriétaire, certains moteurs pourraient émettre plus que la moyenne du parc, mais leurs émissions ne seraient pas tenues d’être contrôlées, car les autres moteurs émettraient moins que la moyenne du parc. Des exigences supplémentaires en matière de production de rapports, de tenue de dossiers et de respect de la conformité sont associées à cette solution, car la moyenne du parc nécessite plus de vérifications et de calculs afin de veiller à ce que les résultats environnementaux attendus soient atteints. Par exemple, un compteur d’heures doit être installé sur chaque moteur, afin de déclarer chaque année les heures d’exploitation et le calcul de la moyenne du parc.

Une deuxième solution réglementaire, celle de la limite uniforme, est également disponible et vise principalement les petites entreprises qui sont censées exploiter moins de moteurs. Cette solution a été ajoutée, car l’approche de la moyenne du parc nécessite la production de rapports administratifs supplémentaires, mais n’offre aucun avantage en matière de conformité aux petites entreprises qui exploitent peu de moteurs. La souplesse de ces deux approches permet aux petites entreprises d’alléger leur fardeau administratif.

La solution de la limite uniforme exigerait que la moitié du parc d’origine d’un exploitant émette moins de 4 g/kWh d’ici 2021 et que tout son parc d’origine émette moins de 4 g/kWh d’ici 2026. Étant donné que cette solution est exécutoire pour chaque moteur individuellement au moyen d’un essai de rendement pour vérifier la conformité, l’exploitant aura moins de rapports à produire et de dossiers à conserver.

Comme la solution de la limite uniforme a remplacé la moyenne du parc en tant que solution par défaut afin de réduire le fardeau administratif, les petites entreprises n’auront pas à envoyer d’avis au ministre pour indiquer leur choix d’utiliser cette solution. Par contre, les parties réglementées qui choisissent d’utiliser la moyenne du parc doivent envoyer un avis au ministre.

Le tableau 35 ci-dessous compare les coûts administratifs et de conformité de ces deux solutions réglementaires pour les petites entreprises.

Tableau 35 : Coûts administratifs et de conformité pour la solution de la limite uniforme et celle de la moyenne du parc

 

Limite uniforme (solution flexible)

Calcul de la moyenne du parc (solution initiale)

Brève description

- Plus facile à gérer

- Moins d’exigences en matière de conservation de dossiers et de production de rapports

- Plus rentable pour les entreprises qui exploitent peu de moteurs

- Plus d’exigences en matière de conservation de dossiers et de production de rapports

- Conformité plus difficile à évaluer

- Plus rentable pour les entreprises qui exploitent beaucoup de moteurs

Nombre de petites entreprises

280

280

 

Moyenne annualisée (en dollars)

Valeur actuelle (en dollars)

Moyenne annualisée (en dollars)

Valeur actuelle (en dollars)

Coûts liés à la conformité

Coûts en capital

1 714 251

33 600 000

1 714 251

33 600 000

Coûts d’exploitation, d’entretien et d’essais

6 228 453

153 391 455

6 228 453

153 391 455

Coûts liés au calcul

638

13 650

17 000

350 019

Coûts administratifs

 

9 841

234 054

12 504

297 245

Coûts totaux (toutes les petites entreprises)

7 953 183

187 239 159

7 972 208

187 638 719

Coût total par petite entreprise

28 404

668 711

28 472

670 138

Considérations à l’égard des risques

Aucun risque

Aucun risque

Remarque : L’estimation des coûts a été faite à l’aide du modèle de prévision des coûts standard, en dollars canadiens de 2012, avec un horizon de 21 ans et un taux d’actualisation de 3 %. Le détail des calculs est disponible sur demande.

Le tableau 35 indique que les coûts administratifs par entreprise sont moins élevés (21 %) dans le cadre de la solution de la limite uniforme que dans le cadre de la solution du calcul de la moyenne de la flotte. Associée à des coûts de conformité légèrement plus faibles, la solution de la limite uniforme impose aux petites entreprises des coûts annualisés estimés à 28 404 $, tandis que la solution du calcul de la moyenne du parc impose des coûts annualisés estimés à 28 472 $. Cela équivaut à une économie totale de 19 025 $ pour toutes les petites entreprises pendant la période analysée (1 427 $ par entreprise, ou 68 $ par entreprise en valeur annualisée). Par conséquent, on recommande la solution de la limite uniforme pour les petites entreprises.

  • Autres considérations à l’égard des solutions flexibles

En plus de réduire les coûts administratifs pour les petites entreprises, Environnement Canada propose également une dispense des exigences relatives aux moteurs originaux pour les petites entreprises.

Environnement Canada a communiqué avec la communauté des petites entreprises dans le cadre de consultations tenues à l’automne 2012 et au printemps 2013. Environnement Canada a également discuté avec des associations de l’industrie représentant à la fois les grandes et les petites entreprises du secteur de la production de pétrole et de gaz. Les associations ont été incapables de fournir les renseignements au niveau des entreprises individuelles qui sont nécessaires pour décider quel seuil devrait être fixé afin de dispenser les petites entreprises d’avoir à se conformer aux exigences et ont indiqué qu’elles seront probablement en mesure de fournir ces renseignements seulement une fois que le projet de règlement sera publié.

Entre cette publication et la dernière publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer directement les petites entreprises au moyen de consultations afin de proposer des solutions pratiques pour réduire le fardeau des petites entreprises.

b. Chaudières et fours industriels

En ce qui concerne les chaudières et les fours industriels, le projet de règlement comprend des normes de rendement visant uniquement les équipements ayant une capacité nominale supérieure à 10,5 GJi/h. Ce seuil de capacité devrait exclure toutes les petites entreprises utilisant des chaudières et des fours industriels.

c. Ciment

Toutes les usines de ciment au Canada sont entièrement ou partiellement détenues et exploitées par de grandes sociétés multinationales. Par conséquent, le projet de règlement n’imposerait aucun niveau de coût administratif ou de conformité direct aux petites entreprises.

Consultation

Des intervenants ont été appelés à participer activement pendant de nombreuses années à l’élaboration d’un nouveau système de gestion de la qualité de l’air. Entre avril et décembre 2007, après la publication du plan Prendre le virage, une série de rencontres ciblées a eu lieu avec des représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des organisations non gouvernementales et différents secteurs industriels. En 2008, à la suite du commencement des travaux visant à élaborer un nouveau cadre de travail, des fonctionnaires fédéraux ont travaillé en collaboration avec les différents intervenants ainsi qu’avec les provinces. Des séances de travail (téléconférences et réunions en personne) portant sur les différents éléments clés possiblement inclus dans ce nouveau cadre ont eu lieu.

Treize groupes de travail, avec des représentants provinciaux et territoriaux et des intervenants, ont élaboré des exigences préliminaires relatives aux émissions industrielles pour chacun des secteurs touchés, et ce, au moyen d’un processus de prise de décisions fondé sur le consensus. Pendant plus de deux ans, plus de 300 représentants des gouvernements provinciaux, de l’industrie et des organisations non gouvernementales ont participé, avec des fonctionnaires fédéraux, à l’élaboration d’un nouveau Système complet de gestion de l’air.

En 2010, un nouveau processus a été lancé en vue d’apporter des précisions et de se prononcer sur plusieurs questions de compétence et de droit. De nombreux groupes de travail multilatéraux ont continué à œuvrer, y compris les groupes de travail sur les exigences EBEI, afin d’apporter plus de détails. À la fin de ce processus, au début de 2012, un Système de gestion de la qualité de l’air plus défini a pu voir le jour grâce à de vastes processus de collaboration fondés sur le consensus.

Plusieurs organisations non gouvernementales de premier plan en matière d’environnement et de santé à l’échelle nationale ont participé à l’élaboration de ce système et ont appuyé la création de règlements fédéraux. Cependant, ce ne sont pas toutes les organisations non gouvernementales qui appuient les exigences de base des EBEI, et certaines, au cours des discussions au sein de leur groupe de travail, étaient en faveur de normes de rendement plus strictes.

Après mars 2012, les groupes de travail sur les exigences EBEI ont été dissous et Environnement Canada a entamé des discussions techniques, préalables à l’adoption du Règlement, avec les provinces, les territoires et les parties potentiellement réglementées, sur les questions liées à la mise en œuvre des exigences EBEI. Dans certains cas, les organisations non gouvernementales ont été invitées à participer à ces activités. En outre, Environnement Canada a informé les membres du Comité de protection et de planification relatives à l’environnement du Conseil canadien des ministres de l’environnement des progrès réalisés concernant le projet de règlement et du fait que la plupart des exigences EBEI seront incluses dans une série de règlements.

À l’exception du Québec, les provinces et les territoires appuient le projet de règlement, car le gouvernement fédéral le développe de la façon la plus transparente possible et le rédige de sorte à minimiser les dédoublements d’essais, de rapports et de mesures d’application de la loi. Toutefois, le Québec appuie les objectifs généraux du Système de gestion de la qualité de l’air et collaborera avec les différents intervenants afin de mettre en œuvre des éléments de gestion de la qualité de l’air à l’échelle locale et régionale.

Dans l’ensemble, les préoccupations concernant les chevauchements et/ou le dédoublement avec des règlements provinciaux, ainsi que des charges administratives plus générales, ont été abordées par les moyens suivants :

  • — Là où les exigences diffèrent, les parties réglementées peuvent demander à utiliser les exigences provinciales existantes relatives aux essais de rendement au lieu de celles identifiées dans le projet de règlement;
  • — Les informations demandées dans le projet de règlement sont limitées au montant minimum requis pour déterminer la conformité;
  • — Lorsque applicable, des systèmes de déclaration unique seront mis en place pour les exigences fédérales et provinciales;
  • — Bien que les inspections se déroulent actuellement en coordination avec les agents provinciaux d’application de la loi à certains moments, Environnement Canada se penchera sur la possibilité d’avoir plus d’inspections coordonnées avec les agents provinciaux d’application de la loi.

Les consultations propres à chaque exigence EBEI avec les gouvernements provinciaux et territoriaux, l’industrie et les organisations non gouvernementales sont présentées ci-dessous.

a. Moteurs

Le processus de consultation portant sur les exigences relatives aux moteurs, proposées dans le projet de règlement, a débuté à l’automne 2009, dans le cadre de l’élaboration initiale des EBEI pour les sources de NOx du secteur du pétrole et du gaz en amont. Le groupe de travail d’experts sur les moteurs a été formé au début de 2011. Des représentants de l’industrie pétrolière et gazière, de l’industrie des pipelines de transport de gaz naturel, des provinces, d’autres ministères gouvernementaux, d’organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE), des fabricants et des détaillants de moteurs et de technologies antipollution, ainsi que des entreprises spécialisées en essais de rendement se sont réunis régulièrement pour discuter de questions techniques et partager des renseignements sur les différentes normes d’émissions pour les moteurs modernes et originaux. À la fin de ce processus, les différents intervenants étaient en accord avec les éléments généraux concernant les moteurs modernes à l’exception de la seconde phase de normes d’émissions. Alors qu’Environnement Canada et les ONGE appuyaient une harmonisation, après une période de trois ans, avec la norme d’émissions de 1,3 g/kWh mise en œuvre en 2010 par l’EPA des États-Unis, les provinces et l’industrie étaient d’avis que la norme moins contraignante de 2,7 g/kWh serait plus appropriée.

Concernant les moteurs originaux, aucun consensus n’a pu être atteint. L’Alberta, Environnement Canada et les ONGE proposaient des normes d’émissions par moteur allant de 2,7 g/kWh à 4,0 g/kWh. Le secteur des pipelines de transport de gaz naturel proposait une moyenne annuelle pour leur parc de moteurs alors que le secteur pétrolier et gazier proposait une norme d’émissions de 4,0 g/kWh pour les moteurs ayant été relocalisés. Au début de l’année 2012, parallèlement aux réunions supplémentaires tenues avec le groupe de travail d’experts, Environnement Canada a rencontré des représentants des provinces de la Colombie-Britannique, de l’Alberta, de la Saskatchewan et de l’Ontario. Les fonctionnaires du gouvernement fédéral et les représentants des gouvernements provinciaux ont donné leur accord de principe concernant une approche de la moyenne avec une norme d’émissions de 4,0 g/kWh, afin de réduire les émissions de NOx provenant des moteurs originaux. Cet accord de principe n’a pas été terminé à temps pour être présenté au groupe de travail d’experts ou pour atteindre un consensus au sein de ce groupe; néanmoins, il a servi de base à ce projet de règlement.

Après mars 2012, les discussions préalables au processus réglementaire ont commencé à porter sur les détails relatifs à la mise en œuvre. En août 2012, Environnement Canada a distribué un premier document de travail et, le mois suivant, une série de consultations a eu lieu. Plus de 1 000 intervenants ont été invités à participer à ces consultations, y compris les précédents participants au processus d’élaboration des EBEI (des représentants provinciaux, des ONGE et des secteurs industriels touchés), d’autres entreprises identifiées à l’aide d’une base de données sur le secteur de la production de pétrole et de gaz, ainsi que des associations de l’industrie. Plus de 70 personnes ont assisté aux séances d’information décrivant le contenu du premier document de travail distribué, et les participants ont été invités à fournir des commentaires écrits avant octobre 2012.

Les préoccupations des intervenants peuvent être classées en plus ou moins quatre grandes catégories. Voici ces catégories et la façon dont elles ont été considérées :

  1. Mise en place progressive après trois ans d’une limite de 1,3 g/kWh pour les moteurs modernes : Le document de travail initial proposait une limite initiale de 2,7 g/kWh, qui aurait été réduite à 1,3 g/kWh après une période de trois ans. Les intervenants s’inquiétaient du manque de preuves indiquant que les moteurs seraient capables d’atteindre cette limite dans un contexte canadien, en particulier dans des conditions de terrain en utilisant du gaz non traité. Environnement Canada a donc modifié les exigences de sorte qu’il n’existe plus, à l’heure actuelle, l’exigence de respecter la limite de 1,3 g/kWh. Cette décision tient compte de la difficulté de respecter une limite de 1,3 g/kWh tout en continuant de générer d’importants avantages pour l’environnement par rapport à la réglementation actuelle concernant les moteurs dans la majeure partie du Canada.
  2. Absence de ports d’échantillonnage et méthodes de références supplémentaires : Les intervenants de l’industrie s’inquiètent du fait que les exigences relatives à l’emplacement des ports d’échantillonnage, décrites dans le document de travail, seraient coûteuses au chapitre des moteurs originaux, car elles nécessiteraient l’installation d’un port d’échantillonnage conforme aux méthodes de référence ainsi que d’une plate-forme pour y avoir accès. Un port d’échantillonnage, ou un trou dans un conduit permettant d’insérer une sonde, est conforme aux méthodes de référence s’il est situé suffisamment loin de toutes perturbations de l’écoulement. Environnement Canada était d’accord avec cette préoccupation et a élaboré une exception pour les moteurs originaux se conformant à la limite exprimée en termes de parties par million en volume. Pour ces moteurs, un essai peut désormais être effectué à n’importe quel endroit dans le tuyau d’échappement. Pour les émissions mesurées en partie par million en volume, cette exception ne compromet pas l’exactitude. Environnement Canada a également ajouté des méthodes de référence supplémentaires pour la mesure des émissions de NOx, tel qu’il a été demandé par l’industrie, afin de fournir plus de choix.
  3. Exigences administratives excessives : Les intervenants de l’industrie ont indiqué dans leurs commentaires que le projet de règlement ne devrait pas exiger la production de rapports, mais que les entreprises devraient être tenues de conserver les dossiers qui pourraient être vérifiés. Environnement Canada estime que la production de rapports est un élément important de l’assurance de la conformité au projet de règlement et de sa mise en application. Toutefois, les exigences en matière de production de rapports ont été considérablement simplifiées pour assurer qu’un minimum de renseignements était demandé à l’industrie, tout en recueillant l’information nécessaire pour vérifier la conformité. Par exemple, les résultats des essais et la mise à jour du registre de moteurs n’ont plus à être soumis 60 ou 30 jours après que l’essai ou le changement a eu lieu, mais seulement une fois par année, au même moment que le rapport annuel doit être soumis. Tel qu’il a été demandé par l’industrie, les moteurs entreposés n’auront pas à être enregistrés et la date de soumission du rapport a été repoussée du 1er avril au 1er juillet.
  4. Exigences excessives en matière d’essais de rendement : Un certain nombre d’intervenants estimaient que des essais étaient requis trop souvent et recommandaient d’effectuer les essais de rendement sur 10 % des moteurs annuellement. Environnement Canada a fondé la fréquence des essais sur un examen des exigences d’autres gouvernements et sur la capacité d’un moteur à maintenir un niveau d’émission. Environnement Canada a diminué la fréquence des essais pour les moteurs à mélange riche passant d’un essai tous les quatre mois à un essai tous les six mois. Également, les essais sur les moteurs originaux à mélange pauvre ont été grandement simplifiés pour les moteurs se conformant à la limite par moteur ou utilisant une valeur d’émission par défaut de 4 g/kWh avec l’approche de la moyenne annuelle. Actuellement, à la place d’un essai de rendement complet, une mesure d’oxygène est requise annuellement.

Les changements décrits ci-dessus, ainsi que d’autres, ont été intégrés dans un deuxième document de travail distribué aux intervenants aux fins d’information en janvier 2013. Deux associations de l’industrie ont fait part de leurs commentaires sur la deuxième version, et d’autres modifications ont été apportées au projet de règlement, principalement afin de clarifier les définitions, de définir ce qui arrive dans le cas où un moteur aurait plus d’une personne responsable et de permettre de calculer la moyenne annuelle dans l’unité de leur choix (ppmv ou g/kWh).

b. Chaudières et fours industriels

Le processus de consultation pour les exigences relatives aux chaudières et aux fours industriels indépendants incluses dans le projet de règlement a commencé à l’automne 2009 et a repris en février 2011, lors de la création d’un groupe d’experts sur ce type d’équipement. Des représentants d’Environnement Canada, des industries touchées, d’autres juridictions, d’autres ministères fédéraux, de constructeurs d’équipements et d’organisations non gouvernementales se sont réunis régulièrement pour présenter leurs intérêts et leurs préoccupations, partager de nouveaux renseignements sur les propositions existantes et en faire de nouvelles. À la fin de ce processus, en mars 2012, un accord général a pu être trouvé sur les principaux éléments du processus (par exemple l’approche globale utilise les lignes directrices du Conseil canadien des ministres de l’environnement comme point de départ, et les limites d’émissions pour les équipements de taille moyenne et nouveaux). Cependant, aucune recommandation n’a pu être formulée par consensus concernant les normes de performance EBEI pour les nouveaux équipements de grande taille. Également, diverses questions soulevées relatives à la mise en œuvre des EBEI seront traitées dans le cadre du processus d’élaboration des règlements (par exemple la duplication potentielle et les exigences en matière de production de rapports).

Après mars 2012, les discussions préalables à l’adoption du Règlement ont commencé et portaient sur les détails relatifs à la mise en œuvre. Plus de 300 intervenants ont été invités à participer à ces consultations. Plus de 50 représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des propriétaires ou opérateurs de chaudières et de fours industriels des secteurs visés par le Système de gestion de la qualité de l’air, des associations industrielles, des constructeurs d’équipements, des installateurs, des autorités provinciales qui fournissent des permis d’installation pour les chaudières, ainsi que des organisations non gouvernementales environnementales ont participé activement à ces consultations.

Plus de 70 séries de commentaires ont été reçues. Des préoccupations importantes ont été partagées dans les domaines suivants, et des changements ont été apportés en conséquence, comme il est indiqué ci-dessous :

  1. Possibilité d’une double réglementation : Ce facteur a été pris en compte pour déterminer si un équipement en particulier serait soumis au Règlement (par exemple les fours industriels du secteur du fer et de l’acier devraient être réglementés à l’avenir et ont donc été exclus du projet de règlement).
  2. Incertitude quant à l’applicabilité du Règlement à l’équipement spécialisé : Chaque cas a été examiné séparément, et une décision relative à l’inclusion ou à l’exclusion d’un équipement en particulier a été prise en fonction de facteurs tels que la difficulté technique d’appliquer une limite d’émission. En cas d’exclusion, une décision a été prise quant à la soumission de l’équipement à un autre instrument réglementaire. Par exemple, les brûleurs en canalisation, alors qu’ils sont techniquement considérés comme des fours industriels, ont été exclus, car ils font partie intégrante d’un système de turbine qui serait soumis à un autre instrument règlementaire.
  3. Harmonisation avec les exigences existantes : Les exigences provinciales actuelles ont été prises en considération lors de la définition des procédures d’essais. Le projet de règlement comporte un mécanisme permettant aux parties réglementées de demander à ce que les méthodes actuellement requises par les provinces pour démontrer la conformité soient approuvées pour le projet de règlement fédéral (par exemple en ce qui concerne les procédures de collecte de données à l’aide d’un système de surveillance continue des émissions).
c. Ciment

Le processus de consultation sur l’exigence pour le secteur de la fabrication du ciment dans le projet de règlement a commencé à l’automne 2009. Un groupe de travail d’experts sur le ciment, formé en février 2011, comprenait des représentants d’Environnement Canada, d’autres ministères fédéraux, des provinces, de l’Association canadienne du ciment, de l’industrie et des organisations non gouvernementales de l’environnement. La combinaison de téléconférences et de réunions en personne a permis le partage et la validation de renseignements, le partage de préoccupations et des discussions sur les propositions. À la fin de ce processus, un accord général a pu être trouvé sur les principaux éléments, notamment sur les polluants préoccupants, les normes de rendement pour chacun des polluants, ainsi que les préoccupations concernant la surveillance et la production de rapports. Bien que les représentants des organisations non gouvernementales de l’environnement aient participé à l’élaboration des exigences EBEI, ils étaient favorables à des normes de rendement plus strictes.

En juillet 2012, de nouvelles consultations ont commencé pour solliciter des commentaires de la part des intervenants sur des questions de mise en œuvre. Tous les intervenants ayant participé à la phase précédente ont été invités à se prononcer. L’Association canadienne du ciment, l’industrie et les provinces ont activement participé en examinant les documents de consultation et en fournissant des commentaires sur ces derniers. On a tenu compte des commentaires reçus et les modifications appropriées suivantes ont été apportées :

  1. Définitions : Dans le cadre de l’élaboration des définitions, on a pris en considération des éléments techniques et ajusté les définitions en conséquence, afin d’améliorer la clarté de plusieurs éléments et de mieux les harmoniser avec les définitions existantes. Les ajustements des définitions étaient compatibles avec les efforts visant à réduire le fardeau administratif.
  2. Protocoles et éléments de déclaration acceptables : Les exigences en matière de surveillance et de production de rapports ont été modifiées pour être plus conformes aux dispositions réglementaires existantes, et ce, afin de réduire le fardeau administratif et de mieux harmoniser ces exigences avec celles du même type déjà existantes. Par ailleurs, le projet de règlement comporte un mécanisme permettant aux parties réglementées de demander à ce que les méthodes actuellement requises par les provinces soient approuvées pour démontrer la conformité avec le projet de règlement fédéral.

De façon générale, les provinces, les représentants de l’industrie et l’Association canadienne du ciment continuent d’être favorables aux normes de rendement et à une approche réglementaire.

d. Éléments communs

En outre, comme le projet de règlement s’appliquera à tous les secteurs visés par le SGQA, des renseignements ont été envoyés aux provinces, aux territoires et aux intervenants de l’industrie concernant les éléments qui seraient communs à tous les secteurs, y compris les définitions et les exigences en matière de production de rapports. Environnement Canada a examiné le type de questions communes suivantes reçues par téléphone ou par courriel. En réponse aux questions sur la façon dont les exigences fédérales et provinciales en matière d’essais et de production de rapports seraient coordonnées, le gouvernement fédéral a assuré les intervenants qu’un aspect essentiel des EBEI était d’harmoniser ces exigences entre les différents gouvernements, dans la mesure du possible, afin de réduire le fardeau administratif pour l’industrie. Des questions ont également été posées sur la duplication des activités d’évaluation de la conformité et d’application de la loi. Environnement Canada a confirmé que les parties réglementées seront soumises à des inspections pour évaluer la conformité au Règlement et que des mesures d’application de la loi seront prises, si nécessaire. Toutefois, le gouvernement fédéral a aussi indiqué la possibilité d’établir des accords d’équivalence avec les provinces qui remplissent les critères nécessaires, de façon à éviter le dédoublement des activités d’évaluation de la conformité et d’application de la loi.

Coopération en matière de réglementation

Le travail de collaboration effectué sur l’élaboration du Système complet de gestion de l’air et du Système de gestion de la qualité de l’air et les discussions qui s’en sont suivies dans le cadre de comités relevant du Conseil canadien des ministres de l’environnement ont mis les provinces et les territoires plus à l’aise concernant l’approche du gouvernement fédéral relative à ce projet de règlement. La mise en œuvre du système est fortement appuyée par les provinces et les territoires, qui le voient comme un modèle de coopération efficace entre le gouvernement fédéral et les provinces où, dans le cadre de son champs d’autorité, chaque ordre de gouvernement prend des mesures distinctes qui sont coordonnées et se renforcent mutuellement.

Le gouvernement du Canada a largement sollicité les provinces et les territoires au cours du processus d’élaboration du Règlement (par exemple conférences téléphoniques et partage de renseignements), afin de mieux comprendre leurs points de vue sur le projet de règlement et la relation avec des mesures existantes pour les industries dans leur champ de compétence.

Dans le cadre du Système de gestion de la qualité de l’air, les provinces doivent élaborer des exigences ou mettre à jour celles qu’elles ont déjà (si nécessaire) par rapport aux normes de rendement. Pour minimiser les chevauchements avec de nouvelles exigences provinciales ou des exigences provinciales déjà existantes, le projet de règlement a été conçu en vue d’évaluer d’abord la conformité sur une période de deux ans pour le secteur de la fabrication du ciment. En ce qui concerne les normes de rendement pour l’équipement, le gouvernement fédéral retarderait la date de conformité d’un an, à partir de la date convenue par les intervenants au cours de l’élaboration des normes de rendement. De cette façon, les provinces qui disposent d’exigences permettant d’obtenir un résultat environnemental comparable seront les organismes de réglementation de première ligne et auront une première occasion de mettre les installations en conformité. De plus, le projet de règlement a été rédigé de façon à réduire les possibilités de duplication de la production de rapports et la surveillance, et ce, en demandant aux parties réglementées potentielles de fournir, si possible, des renseignements d’une façon similaire à celle que les provinces exigent actuellement.

Le projet de règlement introduirait de nouvelles exigences dans certaines provinces et certains territoires. Le gouvernement fédéral pourrait accepter d’établir des accords d’équivalence avec les provinces et territoires intéressés.

La mise en œuvre de l’ensemble du projet de règlement ne devrait pas affecter les échanges commerciaux. Les normes de rendement ont été élaborées d’après les normes d’émissions qui sont considérées comme étant un bon rendement lorsque la pollution de l’air ne représente pas un problème. Dans de nombreux cas, les exigences de référence étaient déjà en place au Canada, aux États-Unis ou en Europe pour des installations, de l’équipement ou des secteurs similaires.

Le projet de règlement permettrait d’harmoniser la réglementation canadienne avec celle des États-Unis dans le cadre du Plan d’action conjoint du Conseil de coopération Canada-États-Unis en matière de réglementation, en vertu duquel le Canada et les États-Unis seront tenus d’avoir des approches réglementaires en place concernant les émissions de matières particulaires et de ses polluants précurseurs. Le projet de règlement est également jugé important dans le cadre de l’engagement continu du Canada avec les États-Unis concernant les flux transfrontaliers de la pollution atmosphérique incarné par l’Accord Canada-États-Unis sur la qualité de l’air.

En termes d’analyse économique du projet de règlement, afin de mobiliser les provinces et les territoires avant la publication du résumé de l’étude d’impact de la réglementation dans la Partie I de la Gazette du Canada, Environnement Canada a établi un nouveau groupe de travail portant sur l’analyse coûts-avantages en décembre 2012. Grâce à ce groupe de travail, le gouvernement fédéral a partagé des informations détaillées sur les approches de modélisation ainsi que les données et hypothèses utilisées dans l’analyse du projet de règlement. Un ensemble de documents détaillés décrivant la méthodologie d’analyse coûts-avantages proposée pour chaque ensemble de normes de performance a été partagé avec les provinces et les territoires. Ces documents de méthodologie comprenaient des estimations de coûts par technologie, ainsi que des informations sur les principales hypothèses qui ont été utilisées pour estimer le coût total applicable à chaque secteur ou groupe d’équipement.

Justification

Bien que des progrès aient été accomplis dans la réduction de quelques émissions de polluants atmosphériques, la qualité de l’air demeure un problème au Canada et présente un risque important pour la santé des Canadiens au quotidien. Des effets négatifs sur la santé ont été démontrés même à des concentrations faibles de polluants atmosphériques. La pollution atmosphérique est liée aux maladies cardiovasculaires et respiratoires, comme les maladies cardiaques, les accidents vasculaires cérébraux, l’asthme et la bronchite, et même aux décès prématurés. On a également de plus en plus de preuves que la pollution atmosphérique peut être associée à d’autres effets sur la santé (par exemple un faible poids à la naissance et divers problèmes neurologiques). En outre, les polluants atmosphériques ont un impact sur la santé globale des écosystèmes, notamment sur le rendement des cultures. Toutes ces répercussions affectent l’économie et entraînent des coûts considérables pour le système de soins de santé et pour les Canadiens en général.

Malgré d’importantes initiatives visant à réduire les émissions des véhicules, des moteurs, des carburants, ainsi que des produits commerciaux et de consommation, la pollution atmosphérique demeure un sujet préoccupant au Canada.

L’absence d’une approche nationale claire concernant la gestion de la pollution atmosphérique provenant de sources industrielles a conduit à des normes de rendement très variables en matière d’émissions industrielles dans tout le pays. Dans un premier temps, l’ensemble des exigences EBEI et le projet de règlement permettraient de réduire les disparités au Canada en veillant à ce que toutes les installations du pays soient soumises aux mêmes normes de rendement. En réduisant les émissions de polluants atmosphériques, en particulier là où il n’y a eu que peu d’exigences relatives à la réduction des émissions dans le passé, le projet de règlement permettrait d’améliorer la qualité de vie des Canadiens et aiderait au Canada à respecter les Normes nationales de qualité de l’air ambiant mises à jour.

Une approche réglementaire a été choisie pour les moteurs, les chaudières, les fours industriels et les cimenteries, car il s’agit d’un des moyens les plus rentables pour garantir l’uniformité et l’équité. Par ailleurs, cette approche est largement appuyée par l’industrie, car elle fournit une certitude stratégique et elle tient compte des coûts de l’industrie et des préoccupations relatives à la compétitivité. Les provinces et les territoires appuient la mise en œuvre de ce système de gestion et le perçoivent comme un modèle de coopération fédérale/provinciale efficace où chaque ordre de gouvernement fait des actions coordonnées et complémentaires, selon leurs compétences respectives. D’autres intervenants clés, comme plusieurs grandes organisations non gouvernementales de l’environnement et de la santé, appuient également la mise en œuvre de ce système de gestion.

De plus, le projet de règlement permettrait de réduire les flux de pollution transfrontalière entre le Canada et les États-Unis et également de renforcer la position du Canada dans les discussions avec les États-Unis afin de réduire davantage la pollution atmosphérique transfrontalière en vertu de l’Accord Canada-États-Unis sur la qualité de l’air.

Le projet de règlement se traduirait par des avantages nets importants pour la santé et l’environnement. On s’attend à ce qu’il mène à une réduction totale d’environ 2 065 kt de Nox et de 96 kt de SO2, entre 2013 et 2035, diminuant ainsi les conséquences sanitaires et environnementales négatives dues à la formation d’ozone atmosphérique et de matières particulaires. L’avantage différentiel net de l’atteinte des réductions de Nox attribuables à cette norme de rendement s’élève à 6,5 milliards de dollars uniquement pour les moteurs. L’avantage différentiel net pour les chaudières et les fours industriels s’élève à 1,1 milliard de dollars, et celui pour les cimenteries est de 1,4 milliard de dollars.

Conformément à une directive du Cabinet, une évaluation environnementale stratégique préliminaire a été menée et celle-ci a également permis de confirmer que le projet de règlement aurait un impact positif sur la qualité de l’air et de l’environnement en général.

Mise en œuvre, application et normes de service

Stratégie de conformité

Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer au Règlement. Ces activités ont pour objectif de sensibiliser et d’aider la collectivité réglementée à atteindre un niveau élevé de conformité générale aussi tôt que possible pendant le processus de mise en œuvre réglementaire. Les parties réglementées et les autres intervenants seraient alors en mesure de comprendre que le Règlement entrera bientôt en vigueur, ce qui pourrait être réglementé et ce que la conformité au Règlement entraînerait.

Les activités de promotion de la conformité pourraient comprendre :

  • l’envoi postal de la version finale du Règlement;
  • la rédaction et la distribution de matériel promotionnel (par exemple des fiches d’information et des documents Web);
  • sur demande, la diffusion de renseignements supplémentaires, de renseignements propres à l’industrie ou de renseignements spécifiques à une région, selon une approche personnalisée et à un moment ultérieur;
  • de la publicité dans des revues spécialisées et des magazines d’associations;
  • la participation à des conférences d’associations professionnelles;
  • la présentation d’ateliers ou de séances d’information pour expliquer le projet de règlement.

Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de production de rapports, et sur l’explication de ces activités aux petites et moyennes entreprises. Cela pourrait aussi consister à répondre aux requêtes et à en faire le suivi, ainsi qu’à contribuer à la constitution d’une base de données sur la promotion de la conformité. Au fur et à mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du projet de règlement, il est prévu de diminuer l’importance de ces activités pour que l’information serve uniquement de soutien. Les activités de promotion de la conformité seraient ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de conformité imprévus.

Des évaluations préliminaires de la conformité au projet de règlement seront effectuées au moyen d’un examen et d’une analyse des rapports soumis et pourraient nécessiter de faire un suivi auprès des parties réglementées.

Application de la loi

Comme le projet de règlement est élaboré en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), lorsque les agents d’application de la loi vérifieront la conformité audit projet de règlement, ils suivront la Politique d’observation et d’application de cette loi (voir référence 51). Cette politique établit différentes mesures pouvant être prises en cas d’infraction présumée, soit des avertissements, des ordres, des ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, des contraventions, des ordres ministériels, des injonctions, des poursuites criminelles et des mesures de rechange en matière de protection de l’environnement [solutions de rechange permettant d’éviter un procès après qu’une plainte a été déposée pour une infraction à la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)]. De surcroît, cette politique explique dans quelles situations Environnement Canada aura recours à des poursuites civiles intentées par la Couronne pour le recouvrement des frais.

Les agents d’application de la loi peuvent procéder à une inspection dans le but de vérifier s’il y a conformité. Une inspection peut permettre de déceler des infractions présumées et ces infractions peuvent aussi être décelées par le personnel technique d’Environnement Canada grâce à des renseignements fournis au Ministère par l’Agence des services frontaliers du Canada ou de plaintes émanant du public. Les agents d’application de la loi sont autorisés à enquêter chaque fois qu’une infraction présumée au Règlement est décelée. Au cours de l’élaboration du plan d’application de ce projet de règlement, Environnement Canada considérera la possibilité de mieux coordonner les inspections avec les agents provinciaux d’application de la loi.

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

  • Nature de l’infraction présumée : il convient notamment de déterminer la gravité des dommages réels ou potentiels causés à l’environnement, s’il y a eu action délibérée de la part du contrevenant, s’il s’agit d’une récidive et s’il y a eu tentative de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon ou d’une autre, les objectifs et les exigences de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
  • L’efficacité du moyen employé pour obliger le contrevenant présumé à obtempérer : le but est de faire respecter la Loi dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Les facteurs à considérer comprennent le dossier du contrevenant en ce qui concerne l’observation de la Loi, sa volonté de collaborer avec les agents d’application de la loi et la preuve qu’il a déjà pris des mesures correctives;
  • Uniformité dans l’application : les agents d’application de la loi tiendront compte de ce qui a été fait dans des cas semblables pour décider des mesures à prendre afin de faire appliquer la Loi.

Mesures de rendement et évaluation

Le plan d’évaluation et de mesure du rendement décrit les résultats souhaités du projet de règlement et établit des indicateurs pour évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte de ces objectifs. La trousse de ce plan (disponible sur demande) se compose de trois documents :

  • le plan d’évaluation et de mesure du rendement, qui décrit en détail le processus d’évaluation réglementaire;
  • le modèle logique, qui offre une révision visuelle simplifiée du processus d’évaluation réglementaire;
  • le tableau des indicateurs, qui énumère les indicateurs de rendement clairs et les cibles associées, s’il y a lieu, afin d’effectuer un suivi des progrès de chacun des résultats obtenus grâce au projet de règlement.

Ces trois documents se complètent et permettent au lecteur de bien comprendre les résultats du projet de règlement, les indicateurs de rendement, ainsi que le processus d’évaluation.

Résultats

Le plan d’évaluation et de mesure du rendement présente de façon détaillée l’ensemble des résultats à mesure que les parties réglementées se conforment au projet de règlement. Ces résultats sont, entre autres, les suivants :

  • Dès la publication du projet de règlement, la collectivité réglementée prendra conscience du projet de règlement et modifiera ses pratiques et ses équipements ou achètera des unités pour se conformer au Règlement et répondre aux exigences en matière de production de rapports, le cas échéant (résultat immédiat).
  • Grâce à des pratiques modifiées et des investissements dans des technologies propres, les secteurs industriels et les types d’équipements réglementés seront en conformité avec le projet de règlement (résultat intermédiaire).
  • Cela conduira, en fin de compte, à une réduction des émissions provenant des secteurs industriels visés par le projet de règlement (résultat final).

Le projet de règlement vise les installations industrielles et les types d’équipement nouveaux et existants et peut comprendre des normes de plus en plus strictes selon le secteur. Par conséquent, les résultats, comme les réductions prévues des émissions, seront obtenus progressivement et s’accumuleront au fil du temps, à mesure que les types d’équipement et les secteurs industriels canadiens s’amélioreront.

Indicateurs de rendement et évaluation

Des indicateurs quantitatifs et détaillés ainsi que les cibles qui leur sont associées, le cas échéant, ont été définis pour chaque secteur et type d’équipement. Ils feront l’objet d’un suivi sur une base annuelle, bisannuelle ou sur une période de cinq ans, selon les émissions. De plus, une évaluation de la conformité sera effectuée périodiquement afin d’évaluer le rendement de chaque indicateur par rapport aux cibles définies. Ce processus d’examen régulier permettra au gouvernement du Canada d’exposer en détail les répercussions du projet de règlement sur les secteurs industriels et les types d’équipements, ainsi que d’évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte des objectifs fixés.

Ces indicateurs de rendement sont disponibles dans le tableau des indicateurs du plan d’évaluation et de mesure du rendement. Ces indicateurs permettent également de déterminer si le rendement réglementaire dépasse les attentes en matière de conformité, en examinant les changements dans les émissions dans le cadre d’un scénario de maintien du statu quo.

Personnes-ressources

Politique liée aux EBEI :
Matt Jones
Directeur
Division des priorités en matière d’émissions atmosphériques
Environnement Canada
Téléphone : 819-420-7742
Courriel : cleanair-airpur@ec.gc.ca

Analyse économique :
Yves Bourassa
Directeur
Division de l’analyse et de l’évaluation économiques
Environnement Canada
Téléphone : 819-953-7651
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

Liste de vérification de la lentille des petites entreprises

1. Nom de l’organisme de réglementation responsable :

Environnement Canada

2. Titre de la proposition de réglementation :

Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques

3. La liste de vérification est-elle soumise avec le RÉIR de la Partie Ⅰ ou de la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada?

Boîte sélectionnée. Gazette du Canada, Partie Ⅰ

Boîte non sélectionnée. Gazette du Canada, Partie Ⅱ

A. Conception de la réglementation pour les petites entreprises

I

Communication et transparence

Oui

Non

S.O.

1.

La réglementation ou les exigences proposées sont-elles faciles à comprendre et rédigées dans un langage simple?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

2.

Y a-t-il un lien clair entre les exigences et l’objet principal (ou l’intention) de la réglementation proposée?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

3.

A-t-on prévu un plan de mise en œuvre incluant des activités de communications et de promotion de la conformité destinées à informer les petites entreprises sur les changements intervenus dans la réglementation, d’une part, et à les guider sur la manière de s’y conformer, d’autre part (par exemple séances d’information, évaluations types, boîtes à outils, sites Web)?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

4.

Si la proposition implique l’utilisation de nouveaux formulaires, rapports ou processus, la présentation et le format de ces derniers correspondent-ils aux autres formulaires, rapports ou processus pertinents du gouvernement?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

II

Simplification et rationalisation

Oui

Non

S.O.

1.

Des processus simplifiés seront-ils mis en place (en recourant par exemple au service PerLE, au guichet unique de l’Agence des services frontaliers du Canada) afin d’obtenir les données requises des petites entreprises si possible?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

2.

Est-ce que les possibilités d’harmonisation avec les autres obligations imposées aux entreprises par les organismes de réglementation fédéraux, provinciaux, municipaux ou multilatéraux ou internationaux ont été évaluées?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

3.

Est-ce que l’impact de la réglementation proposée sur le commerce international ou interprovincial a été évalué?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

4.

Si les données ou les renseignements — autres que les renseignements personnels — nécessaires pour le respect de la réglementation proposée ont déjà été recueillis par un autre ministère ou une autre administration, obtiendra-t-on ces informations auprès de ces derniers, plutôt que de demander à nouveau cette même information aux petites entreprises ou aux autres intervenants? (La collecte, la conservation, l’utilisation, la divulgation et l’élimination des renseignements personnels sont toutes assujetties aux exigences de la Loi sur la protection des renseignements personnels. Toute question relative au respect de la Loi sur la protection des renseignements personnels devrait être renvoyée au bureau de l’AIPRP ou aux services juridiques du ministère ou de l’organisme concerné.)

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

La majorité des renseignements demandés n’ont pas présentement à être fournis aux provinces ou au gouvernement fédéral.

5.

Les formulaires seront-ils préremplis avec les renseignements ou les données déjà disponibles au ministère en vue de réduire le temps et les coûts nécessaires pour les remplir? (Par exemple, quand une entreprise remplit une demande en ligne pour un permis, en entrant un identifiant ou un nom, le système préremplit le formulaire avec les données personnelles, telles que les coordonnées du demandeur et la date, lorsque cette information est déjà disponible au ministère.)

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Les formulaires seront remplis en utilisant le système de déclaration en ligne d’Environnement Canada. Par conséquent, les renseignements de base seront préremplis après la première utilisation.

6.

Est-ce que les rapports et la collecte de données électroniques, notamment la validation et la confirmation électroniques de la réception de rapports, seront utilisés?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

7.

Si la réglementation proposée l’exige, est-ce que les rapports seront harmonisés selon les processus opérationnels généralement utilisés par les entreprises ou les normes internationales lorsque cela est possible?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

8.

Si d’autres formulaires sont requis, peut-on les rationaliser en les combinant à d’autres formulaires de renseignements exigés par le gouvernement?

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte sélectionnée.

Il n’y a pas d’autres formulaires qui requièrent la soumission de renseignements similaires. Cette situation ne permet pas de rationaliser les formulaires. Toutefois, le système de déclaration en ligne d’Environnement Canada sera utilisé.

III

Mise en œuvre, conformité et normes de service

Oui

Non

S.O.

1.

A-t-on pris en compte les petites entreprises dans les régions éloignées, en particulier celles qui n’ont pas accès à Internet haute vitesse (large bande)?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

2.

Si des autorisations réglementaires (par exemple licences, permis, certificats) sont instaurées, des normes de service seront-elles établies concernant la prise de décisions en temps opportun, y compris pour ce qui est des plaintes portant sur le caractère inadéquat du service?

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte sélectionnée.

Ce genre d’autorisation n’a pas été instauré dans le Règlement.

3.

Un point de contact ou un bureau de dépannage a-t-il été clairement identifié pour les petites entreprises et les autres intervenants?

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

B. Analyse de flexibilité réglementaire et inversion de la charge de la preuve

IV

Analyse de flexibilité réglementaire

Oui

Non

S.O.

1.

Est-ce que le RÉIR comporte, dans la section relative à la lentille des petites entreprises, au moins une option flexible permettant de réduire les coûts de conformité ou les coûts administratifs assumés par les petites entreprises?

Exemples d’options flexibles pour réduire les coûts :

  • Allongement du délai pour se conformer aux exigences, extension des périodes de transition ou attribution d’exemptions temporaires;
  • Recours à des normes axées sur le rendement;
  • Octroi d’exemptions partielles ou totales de conformité, surtout pour les entreprises ayant de bons antécédents (remarque : on devrait demander un avis juridique lorsqu’on envisage une telle option);
  • Réduction des coûts de conformité;
  • Réduction des frais ou des autres droits ou pénalités;
  • Utilisation d’incitatifs du marché;
  • Recours à un éventail d’options pour se conformer aux exigences, notamment des options de réduction des coûts;
  • Simplification des obligations de présentation de rapports et des inspections ainsi que la réduction de leur nombre;
  • Octroi de licences permanentes ou renouvelables moins fréquemment.

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

En plus de réduire les coûts administratifs pour les petites entreprises, Environnement Canada propose également une dispense aux exigences relatives aux moteurs originaux pour les petites entreprises.

Environnement Canada a communiqué avec la communauté des petites entreprises dans le cadre de consultations tenues à l’automne 2012 et au printemps 2013. Environnement Canada a également discuté avec des associations de l’industrie représentant à la fois les grandes et les petites entreprises du secteur de la production de pétrole et de gaz. Les associations ont été incapables de fournir les renseignements nécessaires sur les entreprises individuelles pour décider quel seuil devrait être fixé afin de dispenser les petites entreprises d’avoir à se conformer aux exigences, et elles ont indiqué qu’elles seront probablement en mesure de fournir ces renseignements seulement une fois que le projet de règlement sera publié.

Entre cette publication et la publication finale dans la Partie II de la Gazette du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer directement les petites entreprises au moyen de consultations afin de proposer des solutions pratiques pour réduire le fardeau sur les petites entreprises.

2.

Le RÉIR renferme-t-il, dans l’Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire, les coûts administratifs et de conformité quantifiés et exprimés en valeur monétaire, auxquels feront face les petites entreprises pour l’option initiale évaluée, de même que l’option flexible (dont les coûts sont moins élevés)?

  • Utiliser le Calculateur des coûts réglementaires pour quantifier et exprimer en valeur monétaire les coûts administratifs et les coûts de conformité et ajouter cette information à votre présentation au SCT-SAR.

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

3.

Le RÉIR comprend-il, dans l’Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire, une discussion des risques associés à la mise en œuvre de l’option flexible? (La minimisation des coûts administratifs et des coûts de conformité ne doit pas se faire au détriment de la santé des Canadiens, de la sécurité ou de l’environnement du Canada.)

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

4.

Le RÉIR comprend-il un sommaire de la rétroaction fournie par les petites entreprises pendant les consultations?

Boîte non sélectionnée.

Boîte sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Environnement Canada a essayé de sensibiliser la communauté des petites entreprises. Entre cette publication et la publication finale dans la Partie II de la Gazette du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer davantage les petites entreprises au moyen de consultations ciblées.

V

Inversion de la charge de la preuve

Oui

Non

S.O.

1.

Si l’option recommandée n’est pas l’option représentant les coûts les plus faibles pour les petites entreprises (par rapport aux coûts administratifs ou aux coûts de conformité), le RÉIR comprend-il une justification raisonnable?

Boîte non sélectionnée.

Boîte non sélectionnée.

Boîte sélectionnée.

L’option recommandée est l’option à faible coût.

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), que le gouverneur en conseil, en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2) (voir référence c) de cette loi, se propose de prendre le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter à la ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Gazette du Canada Partie Ⅰ, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à Louise Métivier, directrice générale, Direction des secteurs industriels, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3, par la poste, par télécopieur au 819-420-7383 ou par courriel à cleanair-airpur@ec. gc.ca.

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

Ottawa, le 15 mai 2014

Le greffier adjoint du Conseil privé
JURICA ČAPKUN

RÈGLEMENT MULTISECTORIEL SUR LES POLLUANTS ATMOSPHÉRIQUES

APERÇU

Parties 1, 2 et 3

1. (1) En vue de la protection de l’environnement et de la santé humaine, le présent règlement fixe les exigences concernant les émissions des polluants atmosphériques ci-après aux parties 1, 2 et 3 respectivement :

  • a) les émissions de NOx provenant des chaudières et fours industriels situés dans certaines installations réglementées appartenant à différents secteurs industriels;
  • b) les émissions de NOx provenant des moteurs stationnaires à allumage commandé brûlant un combustible gazeux situés dans certaines installations réglementées appartenant à différents secteurs industriels;
  • c) les émissions de NOx et de SO2 provenant des cimenteries.

Partie 4 — obligations générales

(2) La partie 4 contient des dispositions portant sur :

  • a) la méthode de référence SMECE réglementant l’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions;
  • b) des règles de remplacement de certaines règles prévues par la méthode de référence SMECE ou par certaines autres méthodes prévues par le présent règlement;
  • c) l’établissement de rapports, l’envoi, la consignation et la conservation des renseignements.

DÉFINITIONS

Définitions

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

« agent autorisé »
authorized official

« agent autorisé »

  • a) Dans le cas d’une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
  • b) dans le cas de toute autre personne, celle-ci ou la personne autorisée à agir en son nom;
  • c) dans le cas de toute autre entité, la personne autorisée à agir en son nom.

« aluminerie »
aluminium facility

« aluminerie » Installation où s’effectuent une ou plusieurs des activités suivantes :

  • a) la production de l’aluminium à partir d’alumine;
  • b) la production des anodes précuites destinées à la production d’aluminium;
  • c) la calcination du coke de pétrole destiné à la production d’aluminium.

« année »
year

« année » L’année civile.

« ASTM »
ASTM

« ASTM » L’ASTM International, auparavant connue sous le nom d’American Society for Testing and Materials.

« centrale électrique »
power plant

« centrale électrique » Installation dont l’activité principale est la production d’électricité pour la vente au réseau électrique.

« CFR »
CFR

« CFR » Le titre 40, chapitre I du Code of Federal Regulations des États-Unis.

« chaudière »
boiler

« chaudière » Équipement de combustion transférant de l’énergie thermique de la combustion du combustible à l’eau, la vapeur ou au fluide caloporteur. Est exclu l’équipement de combustion utilisé exclusivement pour la production de l’électricité pour la vente.

« cimenterie »
cement manufacturing facility

« cimenterie » Installation qui produit du clinker.

« clinker »
clinker

« clinker » Nodules solides résultant du pyrotraitement de la matière première dans un four.

« combustible gazeux »
gaseous fuel

« combustible gazeux » Combustible se trouvant à l’état gazeux à une température de 20 °C et à une pression absolue de 101,325 kPa.

« EPA »
EPA

« EPA » La Environmental Protection Agency des États-Unis.

« état stable »
steady-state

« état stable » État de fonctionnement autre que le démarrage, l’arrêt et lorsque les conditions d’opération sont perturbées.

« exploitant »
operator

« exploitant » À l’égard d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie, personne ayant toute autorité sur eux.

« four industriel »
heater

« four industriel » Équipement de combustion transférant l’énergie thermique de la combustion au matériel qui est traité à l’extérieur de la chambre de combustion.

« installation »
facility

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

« installation de bouletage du minerai de fer »
iron ore pelletizing facility

« installation de bouletage du minerai de fer » Installation produisant des boulettes de minerai de fer à partir de concentré de minerai de fer au moyen d’un four de durcissement.

« installation de fabrication d’engrais à base d’azote »
nitrogen fertilizer facility

« installation de fabrication d’engrais à base d’azote » Installation produisant une ou plusieurs des substances suivantes :

  • a) de l’ammoniac anhydre ou aqueux produit par reformage à la vapeur;
  • b) de l’acide nitrique;
  • c) de l’urée.

« installation de fabrication de produits chimiques »
chemicals facility

« installation de fabrication de produits chimiques » Installation où l’activité principale est la fabrication de produits ou de préparations chimiques à partir de matières premières organiques ou inorganiques et où sont produites une ou plusieurs des substances suivantes :

  • a) acide adipique, esters de l’acide adipique ou amines de l’acide adipique;
  • b) dioxyde de titane;
  • c) noir de carbone;
  • d) caoutchouc de butyle;
  • e) éthylène produit à partir de pétrole raffiné, d’hydrocarbures liquides ou de gaz naturel;
  • f) éthylène glycol;
  • g) éthanol à base de céréales devant servir à des fins industrielles ou comme carburant;
  • h) alpha-oléfines linéaires;
  • i) polymères à base d’éthylène;
  • j) méthanol;
  • k) isooctane;
  • l) hydrogène produit, principalement pour la vente, par reformage à la vapeur;
  • m) alkyls benzènes linéaires;
  • n) acide téréphtalique purifié;
  • o) paraxylène;
  • p) monomères de styrène et résines de polystyrène;
  • q) hydroxyde de sodium;
  • r) acide citrique;
  • s) résines, fibres et filaments de nylon.

« installation de production d’alumine »
alumina facility

« installation de production d’alumine » Installation produisant de l’alumine à partir de la bauxite pour utilisation dans la production d’aluminium.

« installation de production de fer, d’acier et d’ilménite »
iron, steel and ilmenite facility

« installation de production de fer, d’acier et d’ilménite » Installation produisant l’un ou plusieurs des produits suivants :

  • a) du coke métallurgique à partir du charbon;
  • b) des scories de titane ou du fer à partir de minerai renfermant du fer ou du titane, y compris des boulettes de minerai de fer;
  • c) de l’acier à partir de fer ou de ferraille d’acier.

La présente définition exclut les fonderies produisant du fer ou de l’acier moulé.

« installation de production de métaux communs »
base metals facility

« installation de production de métaux communs » Installation pyrométallurgique ou hydrométallurgique où est récupéré ou affiné au moins l’un des métaux ci-après à partir de matières provenant surtout de minerais :

  • a) du nickel;
  • b) du cuivre;
  • c) du zinc;
  • d) du plomb;
  • e) du cobalt;
  • f) du chrome.

« installation de production de pâte et papier »
pulp and paper facility

« installation de production de pâte et papier » Installation conçue ou utilisée pour produire ce qui suit :

  • a) de la pâte, à partir de bois, d’autres matières végétales ou de produits de papier;
  • b) des produits, à partir de pâte ou d’un procédé de mise en pâte.

« installation de production de potasse »
potash facility

« installation de production de potasse » Installation produisant de la potasse, y compris celle extrayant du minerai de potasse.

« installation d’exploitation de sables bitumineux »
oil sands facility

« installation d’exploitation de sables bitumineux » À l’exclusion d’une installation dont l’activité principale est la production d’asphalte, installation où sont effectuées une ou plusieurs des activités suivantes :

  • a) l’exploitation minière à ciel ouvert de sables contenant du bitume ou du pétrole brut;
  • b) l’extraction du bitume ou du pétrole brut souterrain au moyen de méthodes thermiques;
  • c) le traitement de sables contenant du bitume ou du pétrole brut pour l’extraction du bitume ou du pétrole brut;
  • d) la valorisation par conversion du bitume, du pétrole brut ou de mélanges de pétrole brut et d’autres composés d’hydrocarbures pour l’obtention de produits pétroliers autres que l’essence.

« installation d’exploitation pétrolière et gazière »
oil and gas facility

« installation d’exploitation pétrolière et gazière » Installation produisant, traitant ou transportant des hydrocarbures extraits de réservoirs souterrains, à l’exclusion de l’installation de distribution du gaz naturel, de l’installation d’exploitation de sables bitumineux, de la raffinerie de pétrole, de l’installation de fabrication de produits chimiques et de l’installation de fabrication d’engrais à base d’azote.

« Loi »
Act

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

« méthode 3A de l’EPA »
EPA Method 3A

« méthode 3A de l’EPA » La méthode intitulée Method 3A — Determination of Oxygen and Carbon Dioxide Concentrations in Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR.

« méthode 7E de l’EPA »
EPA Method 7E

« méthode 7E de l’EPA » La méthode intitulée Method 7E — Determination of Nitrogen Oxides Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.

« méthode ASTM D6522-11 »
ASTM D6522-11

« méthode ASTM D6522-11 » La méthode ASTM D6522-11, intitulée Standard Test Method for Determination of Nitrogen Oxides, Carbon Monoxide, and Oxygen Concentrations in Emissions from Natural Gas-Fired Reciprocating Engines, Combustion Turbines, Boilers, and Process Heaters Using Portable Analyzers, publiée par l’ASTM.

« méthode de référence du SMECE »
CEMS Reference Method

« méthode de référence du SMECE » La méthode intitulée Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques (SPE 1/PG/7) publiée après sa révision en décembre 2005 par Sa Majesté la Reine du chef du Canada, représentée par le ministre.

« moteur »
engine

« moteur » Moteur ayant les caractéristiques suivantes :

  • a) il est stationnaire lors de son utilisation et n’est pas utilisé dans ou sur une des machines ayant les caractéristiques suivantes :
    • (i) une machine autopropulsée,
    • (ii) une machine conçue pour être propulsée tout en accomplissant sa fonction;
  • b) il fonctionne selon des caractéristiques très semblables au cycle de combustion théorique d’Otto;
  • c) il est muni d’une bougie d’allumage ou d’un autre mécanisme d’allumage commandé.

« NOx »
NOx

« NOx » Oxydes d’azote, soit la somme du monoxyde d’azote (NO) et du dioxyde d’azote (NO2).

« personne responsable »
responsible person

« personne responsable » À l’égard d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie, la personne qui en est le propriétaire ou l’exploitant.

« raffinerie de pétrole »
petroleum refinery

« raffinerie de pétrole » Installation transformant le pétrole brut en essence ou autres produits pétroliers ou installation de lubrifiants transformant la matière première à base de pétrole brut en matière lubrifiante à base d’huile.

« registre des moteurs »
engine registry

« registre des moteurs » Le registre des moteurs établi aux termes de l’article 60.

« SO2 »
SO2

« SO2 » Dioxyde de soufre, dont la formule moléculaire est SO2.

« système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions » ou « SMECE »
Continuous Emissions Monitoring System” or “CEMS

« système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions » ou « SMECE » Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse d’émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données concernant ces émissions.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot « should » ou l’emploi du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion expriment une obligation.

Discrétion de l’EPA

(3) Les méthodes de l’EPA incorporées par renvoi dans le présent règlement sont interprétées compte non tenu des renvois à l’EPA ou à son administrateur exerçant son pouvoir discrétionnaire.

Incompatibilité

(4) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur tout document incompatible y étant incorporé par renvoi.

Documents incorporés par renvoi

(5) Dans le présent règlement, tout renvoi à une méthode de l’EPA ou de l’ASTM s’entend de sa version éventuellement modifiée.

PARTIE 1

CHAUDIÈRES ET FOURS INDUSTRIELS
DÉFINITIONS

Définitions

3. Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et aux annexes 1 à 4.

« air préchauffé »
preheated air

« air préchauffé » Air qui est préchauffé au-delà de la température de l’air ambiant avant d’être introduit dans la chambre de combustion du four industriel.

« batterie de fours à coke »
coke oven battery

« batterie de fours à coke » Plusieurs rangées alternées de fours à coke.

« capacité nominale »
rated capacity

« capacité nominale » À l’égard d’une chaudière ou d’un four industriel, la quantité maximale d’énergie thermique contenue dans le combustible que la chaudière ou le four industriel est en mesure de brûler par heure en fonction de sa conception, exprimée en GJ/h, tel que le spécifie la plaque signalétique qui y est apposée par le fabricant.

« chaudière de récupération chimique »
chemical recovery boiler

« chaudière de récupération chimique » Chaudière dont les combustibles incluent la liqueur de cuisson résiduaire et qui récupère les constituants chimiques provenant de la combustion de cette liqueur.

« combustible fossile gazeux »
gaseous fossil fuel

« combustible fossile gazeux » S’entend notamment de tout combustible fossile gazeux qui est le sous-produit d’un procédé ou d’un traitement industriel contenant des constituants ayant une valeur thermique.

« craqueur d’éthylène »
ethylene cracker

« craqueur d’éthylène » Four industriel transformant un mélange de vapeur et d’hydrocarbures en hydrocarbures gazeux, notamment en éthylène.

« date de mise en service »
commissioning date

« date de mise en service » Date à laquelle la chaudière ou le four industriel commence à produire de l’énergie thermique utilisée principalement pour contribuer à la production ou pour le chauffage.

« de transition »
transitional

« de transition » Qualifie la chaudière ou le four industriel qui satisfait aux exigences suivantes :

  • a) son assemblage a lieu à l’installation même;
  • b) la date de sa mise en service a lieu au cours de la période commençant le 1er janvier 2015 et se terminant le 31 décembre 2016.

« d’origine »
original

« d’origine » Qualifie la chaudière ou le four industriel mis en service avant le 1er janvier 2015.

« four à coke »
coke oven

« four à coke » Four industriel convertissant par distillation le charbon en coke.

« four de cuisson d’anodes »
anode baking furnace

« four de cuisson d’anodes » Four industriel cuisant les anodes crues afin d’obtenir des blocs de carbone pouvant être utilisés pour la production d’aluminium.

« four de réchauffage »
reheat furnace

« four de réchauffage » Four industriel où l’acier est réchauffé afin d’être laminé à chaud en formes élémentaires.

« gaz de remplacement »
alternative gas

« gaz de remplacement » Combustible fossile gazeux autre que du gaz naturel.

« gaz naturel »
natural gas

« gaz naturel » Combustible fossile gazeux composé d’au moins 90 % de méthane par volume.

« gaz naturel de qualité commerciale »
commercial grade natural gas

« gaz naturel de qualité commerciale » Gaz naturel acheté d’un fournisseur commercial.

« intensité d’émission »
emission-intensity

« intensité d’émission » Taux de NOx émis par la chaudière ou le four industriel par rapport à l’énergie thermique du combustible brûlé, exprimé en grammes de NOx émis par gigajoule d’énergie thermique dans le combustible (g/GJ).

« m3 normalisé »
standard m3

« m3 normalisé » S’entend d’un mètre cube à la pression normale et à la température normale, au sens de « volume normal » au paragraphe 2(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz.

« méthode ASTM D1945-03 »
ASTM D1945-03

« méthode ASTM D1945-03 » La méthode ASTM D1945-03, intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM.

« méthode ASTM D1946-90 »
ASTM D1946-90

« méthode ASTM D1946-90 » La méthode ASTM D1946-90, intitulée Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM.

« moderne »
modern

« moderne » Qualifie la chaudière ou le four industriel qui n’est ni d’origine ni de transition.

« ppmvs »
ppmvd

« ppmvs » Partie par million mesurée sur une base volumétrique compte tenu uniquement de la composante sèche.

« récupérateur de haut fourneau »
blast furnace stove

« récupérateur de haut fourneau » Générateur cylindrique vertical rempli de matériaux réfractaires et utilisé pour préchauffer l’air ambiant avant que celui-ci soit introduit dans le haut fourneau lors de la fabrication du fer.

« reformeur de méthane à vapeur »
steam reformer

« reformeur de méthane à vapeur » Four industriel transformant un mélange de vapeur et d’hydrocarbures, en présence d’un catalyseur, en hydrogène et oxydes de carbone.

CHAMP D’APPLICATION

10,5 GJ/h

4. (1) La présente partie s’applique à l’égard de la chaudière et du four industriel situés dans une installation réglementée qui sont conçus pour brûler un combustible fossile gazeux et qui ont une capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h.

Installations réglementées

(2) Sont des installations réglementées :

  • a) l’installation d’exploitation pétrolière et gazière;
  • b) l’installation d’exploitation de sables bitumineux;
  • c) l’installation de fabrication de produits chimiques et l’installation de fabrication d’engrais à base d’azote;
  • d) l’installation de production de pâte et papier;
  • e) l’installation de production de métaux communs;
  • f) l’installation de production de potasse;
  • g) l’installation de production d’alumine et l’aluminerie;
  • h) la centrale électrique;
  • i) l’installation de production de fer, d’acier et d’ilménite;
  • j) l’installation de bouletage du minerai de fer;
  • k) la cimenterie.

Chaudières et fours industriels exclus

(3) Malgré les paragraphes (1) et (2), ne sont pas des chaudières et des fours industriels visés par la présente partie :

  • a) le four industriel de séchage, de cuisson ou de calcination, y compris le four au sens de l’article 65 et le four de cuisson d’anodes;
  • b) le four industriel employé dans des processus de transformation chimique des minerais, ou de leurs produits intermédiaires, en produits métalliques en vrac;
  • c) le four industriel qui brûle un gaz de four à coke;
  • d) le craqueur d’éthylène;
  • e) le reformeur de méthane à vapeur;
  • f) le four à coke, y compris celui incorporé dans une batterie de fours à coke;
  • g) le récupérateur de haut fourneau;
  • h) le four de réchauffage;
  • i) la chaudière ou le four industriel utilisés exclusivement pour une activité subséquente au laminage à chaud de l’acier en formes élémentaires dans une installation de production de fer, d’acier et d’ilménite;
  • j) la chaudière de récupération chimique.
OBLIGATIONS

Chaudière moderne

5. (1) La personne responsable de toute chaudière moderne dont au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux visé à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe veille à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à la limite d’intensité d’émission prévue à la colonne 3, compte tenu du rendement thermique du combustible mentionné à la colonne 2.

TABLEAU

Article

Colonne 1

Combustible fossile gazeux

Colonne 2

Rendement thermique

Colonne 3


Limite d’intensité d’émission (g/GJ)

1.

Gaz naturel

< 80 % 

16

2.

Gaz naturel

≥ 80 % et ≤ 90 %

16 + (R − 80)⁄5, où R est le rendement thermique de la chaudière

3.

Gaz naturel

> 90 %

18

4.

Gaz de remplacement

< 80 % 

20,8

5.

Gaz de remplacement

≥ 80 % et ≤ 90 %

20,8 + (R − 80)⁄4,54, où R est le rendement thermique de la chaudière

6.

Gaz de remplacement

> 90 %

23

Four industriel moderne

(2) La personne responsable de tout four industriel moderne dont au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux visé à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe veille à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à la limite d’intensité d’émission prévue à la colonne 3, compte tenu de l’écart en degrés Celcius entre la température de l’air préchauffé et l’air ambiant mentionné à la colonne 2.

TABLEAU

Article

Colonne 1



Combustible fossile gazeux

Colonne 2

Écart en degrés Celcius entre l’air préchauffé et l’air ambiant

Colonne 3



Limite d’intensité d’émission (g/GJ)

1.

Gaz naturel

0 °C

16

2.

Gaz naturel

> 0 °C et ≤ 150 °C

16 × [1 + (2 × 10–4T) + (7 × 10–6T2)], où T est l’écart entre la température de l’air préchauffé et l’air ambiant, exprimée en °C

3.

Gaz naturel

> 150 °C

19

4.

Gaz de remplacement

0 °C

20,8

5.

Gaz de remplacement

> 0 °C et ≤ 155 °C

20,8 × [1 + (2 × 10–4T) + (7 × 10–6T2)], où T est l’écart entre la température de l’air préchauffé et l’air ambiant, exprimée en °C

6.

Gaz de remplacement

> 155 °C

25

Chaudière et four industriel de transition

6. La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel de transition dont au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux veille à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à celle des limites d’intensité d’émission ci-après qui s’applique :

  • a) 26 g/GJ, pour la chaudière ou le four industriel ayant une capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h et d’au plus 105 GJ/h;
  • b) 40 g/GJ, pour la chaudière ou le four industriel ayant une capacité nominale supérieure à 105 GJ/h.

Chaudière et four industriel d’origine

7. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel d’origine de classe 80 ou 70 dont au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux veille à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à 26 g/GJ à partir de la date suivante :

  • a) le 1er janvier 2026, dans le cas de la chaudière ou du four industriel de classe 80;
  • b) le 1er janvier 2036, dans le cas de la chaudière ou du four industriel de classe 70.

Chaudière et four industriel de classe 70

(2) La chaudière ou le four industriel d’origine est de classe 70 si, lors de l’essai initial prévu à l’article 21 ou lors de l’essai de changement prévu à l’article 26, il est déterminé que son intensité d’émission est d’au moins 70 g/GJ et de moins de 80 g/GJ.

Chaudière et four industriel de classe 80

(3) La chaudière ou le four industriel d’origine est de classe 80 si, lors de l’essai initial prévu à l’article 21 ou lors de l’essai de changement prévu à l’article 26, il est déterminé que son intensité d’émission est d’au moins 80 g/GJ.

Essais initial et de changement

(4) Lorsque l’essai initial et l’essai de changement sont tous deux effectués, l’intensité d’émission la plus élevée qui en résulte est retenue pour l’application des paragraphes (2) et (3).

Modifications importantes — chaudière ou four industriel d’origine

8. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel visé au paragraphe 7(1) qui a subi des modifications importantes avant la date applicable prévue à son égard aux alinéas 7(1)a) ou b) veille, à partir de la date de sa mise en service, à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à 26 g/GJ.

Modifications importantes

(2) Sont des modifications importantes :

  • a) le remplacement d’un brûleur, dans la chaudière ou le four industriel à brûleur unique ou double;
  • b) le remplacement, au cours d’une période d’au plus soixante mois, d’au moins trois brûleurs dans la chaudière ou le four industriel ayant au moins trois brûleurs;
  • c) le déménagement de la chaudière ou du four industriel.

Exception — impossibilité de respecter la limite

9. (1) Malgré le paragraphe 8(1), s’il est établi en conformité avec le paragraphe (2) qu’après avoir subi des modifications importantes, la chaudière ou le four industriel ne pourront se conformer à la limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ, la limite d’intensité d’émission de remplacement qui leur est applicable une fois apportées ces modifications correspond à moins de 50 % de l’intensité d’émission mentionnée à l’égard de la chaudière ou du four industriel dans le rapport initial établi aux termes de l’article 29.

Attestation

(2) Afin d’établir qu’après avoir subi des modifications importantes, la chaudière ou le four industriel ne pourront se conformer à la limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ, la personne responsable est tenue d’envoyer au ministre les documents suivants :

  • a) les documents que lui a fournis une personne indépendante d’elle, établissant, à partir des plans des travaux pour les modifications, que la chaudière ou le four industriel ne pourra — sous aucune circonstance — se conformer à la limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ lorsque fonctionnant dans des conditions normales après avoir subi des modifications importantes;
  • b) le certificat signé que lui a fourni une autre personne indépendante d’elle et de la personne visée à l’alinéa a), indiquant qu’avant que les modifications soient complétées elle a examiné les documents mentionnés à cet alinéa et convient que ceux-ci établissent que la chaudière ou le four industriel, lorsque fonctionnant dans des conditions normales après avoir subi des modifications importantes, ne pourra — sous aucune circonstance — se conformer à la limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ;
  • c) les documents établissant que chacune des personnes indépendantes visées aux alinéas a) et b) a fait preuve qu’elle a des connaissances et possède au moins cinq ans d’expérience en ce qui à trait à la conception de technologies à faible émission de NOx.
QUANTIFICATION

Apport énergétique

Apport énergétique

10. Pour l’application des articles 5 à 9, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel détermine, lorsque la chaudière ou le four industriel est à l’état stable, le pourcentage de l’apport énergétique du combustible alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible gazeux selon la formule suivante :

(Egn + Ealt)⁄(Egn + Ealt + Ea) × 100

où :

Egn représente l’apport énergétique du gaz naturel, déterminé selon la formule suivante :

0,03793Qgn

où :

Qgn représente la quantité du gaz naturel brûlé, mesuré par débitmètre lors de l’alimentation, exprimé en m3 normalisés;

Ealt l’apport énergétique du gaz de remplacement, déterminé selon la formule suivante :

QaltPCSalt

où :

Qalt représente la quantité de gaz de remplacement brûlé, mesuré par débitmètre lors de l’alimentation, en m3 normalisés,

PCSalt le pouvoir calorifique supérieur du gaz de remplacement brûlé, déterminé en conformité avec les alinéas 12(3)a) et b) et exprimé en GJ/m3 normalisé;

Ea l’apport énergétique, exprimé en GJ, des combustibles autres que les combustibles fossiles gazeux, déterminé selon la formule suivante :

ΣQaiPCSai

où :

Qai  représente la quantité du ie combustible brûlé qui n’est pas un combustible fossile gazeux, mesuré par appareil de mesure lors de l’alimentation,

PCSai le pouvoir calorifique supérieur du ie combustible brûlé qui n’est pas un combustible fossile gazeux, déterminé en conformité avec les alinéas 12(3)a) et b),

i le ie combustible brûlé qui n’est pas un combustible fossile gazeux, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de ces combustibles.

Type de gaz

Concentration en méthane — moyenne pondérée

11. (1) Pour l’application de la définition de « gaz naturel » prévue à l’article 3 et de l’article 5, la concentration en méthane des combustibles fossiles gazeux alimentant la chambre de combustion de la chaudière ou du four industriel est calculée sous forme de moyenne pondérée selon la formule suivante :

[(%CH4 ng × Qgn) + (%CH4 alt × Qalt)]⁄(Qgn + Qalt)

où :

%CH4 ng représente le pourcentage de méthane, déterminé en conformité avec le paragraphe (2), dans le gaz naturel alimentant la chambre de combustion;

Qgn la quantité de gaz naturel alimentant la chambre de combustion, mesurée par débitmètre lors de l’alimentation, en m3 normalisés;

%CH4 alt le pourcentage de méthane, déterminé en conformité avec le paragraphe (2), dans le gaz de remplacement alimentant la chambre de combustion;

Qalt la quantité de gaz de remplacement alimentant la chambre de combustion, mesurée par débitmètre lors de l’alimentation, en m3 normalisés.

Gaz alimentant la chambre de combustion

(2) Le pourcentage de méthane dans le combustible fossile gazeux alimentant la chambre de combustion est déterminé de la façon suivante :

  • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, il est égal à 95 %;
  • b) pour tous les autres combustibles fossiles gazeux, il est déterminé en conformité avec celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) la méthode ASTM D1945-03,
    • (ii) la méthode ASTM D1946-90.

Rendement thermique

Rendement thermique

12. (1) Pour l’application du paragraphe 5(1), la personne responsable de la chaudière moderne en détermine le rendement thermique selon la formule suivante :

100 % − Pgcs − PH − Prc − Pa

où :

Pgcs représente le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique contenue dans la composante sèche du gaz de combustion déterminé en conformité avec le paragraphe (2);

PH le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique de l’eau dans le gaz de combustion, PH étant déterminé selon la formule suivante :

8,94H × [2450 + 1,989 (Tg − Tac)]⁄PCSm × 100

où :

H représente la concentration en hydrogène dans le combustible brûlé, exprimée en kg d’hydrogène par kg de combustible, soit :

  • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 0,237 kg/kg,
  • b) pour tous les autres combustibles, celle déterminée en conformité avec le paragraphe (5),

Tg la température du gaz de combustion, en °C, mesurée dans la cheminée,

Tac la température de l’air ambiant, en °C, au moment où le combustible est brûlé,

PCSm le pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé, exprimé en kJ/kg, soit :

  • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 51 800 kJ/kg,
  • b) pour tous les autres combustibles, celui déterminé en conformité avec le paragraphe (3);

Prc le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée au rayonnement et à la convection des surfaces de la chaudière, soit :

  • a) pour la chaudière aquatubulaire, le pourcentage prévu à l’annexe 1 pour la capacité nominale de la chaudière, selon le pourcentage de la capacité nominale à laquelle elle fonctionne,
  • b) pour la chaudière ignitubulaire, 0,5 %,
  • c) pour toute autre chaudière, 1 %;

Pa le pourcentage des autres pertes de rendement thermique non comptabilisées, qui est réputé être de 0,1 %.

Perte — gaz de combustion sec

(2) Le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique contenue dans la composante sèche du gaz de combustion, Pgcs est déterminé selon la formule suivante :

1,005 × (Tg − Tac)⁄PCSm × Mg × 100

où :

Tg représente la température du gaz de combustion, en °C, mesurée dans la cheminée;

Tac la température de l’air ambiant, en °C, au moment où le combustible est brûlé;

PCSm le pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé, exprimé selon la masse en kJ/kg, soit :

  • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 51 800 kJ/kg,
  • b) pour tous les autres combustibles, celui déterminé en conformité avec le paragraphe (3);

Mg la masse du gaz de combustion par rapport à la masse de combustible brûlé, exprimée en masse kg/kg, déterminé selon la formule suivante :

0,962 × [1 + %O2⁄(20,9 − %O2)] × Ms

où :

%O2 représente la valeur du pourcentage volumique d’oxygène dans le gaz de combustion, mesuré sur une base sèche, déterminé conformément au paragraphe (5),

Ms la masse stœchiométrique du gaz de combustion par rapport à la masse de combustible brûlé, exprimée en kg/kg, soit :

  • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 15,3 kg/kg,
  • b) pour tous les autres combustibles, celle déterminée selon la formule ci-après, la concentration des éléments chimiques étant déterminée en conformité avec le paragraphe (5) :

12,492C + 26,296H + N + 5,305S − 3,313O

où :

C représente la concentration en carbone du combustible brûlé, exprimée en kg de carbone par kg de combustible,

H la concentration en hydrogène du combustible brûlé, exprimée en kg d’hydrogène par kg de combustible,

N la concentration en azote du combustible brûlé, exprimée en kg d’azote par kg de combustible,

S la concentration en soufre du combustible brûlé, exprimée en kg de soufre par kg de combustible,

O la concentration en oxygène du combustible brûlé, exprimée en kg d’oxygène par kg de combustible.

Détermination du PCS

(3) Le pouvoir calorifique supérieur, PCS, est déterminé de la façon suivante :

  • a) lorsqu’un seul combustible fossile gazeux est introduit dans la chambre de combustion :
    • (i) soit en conformité avec celle des méthodes mentionnées au paragraphe (4) qui s’applique,
    • (ii) soit avec le pouvoir calorifique supérieur par défaut précisé à la colonne 2 du tableau applicable de l’annexe 2 pour le type de combustible précisé à la colonne 1;
  • b) lorsque plusieurs combustibles sont introduits dans la chambre de combustion, sous forme de moyenne pondérée pour laquelle le pouvoir calorifique supérieur de chacun de ces combustibles est déterminé :
    • (i) soit en conformité avec celle des méthodes mentionnées au paragraphe (4) qui s’applique,
    • (ii) soit avec le pouvoir calorifique supérieur par défaut précisé à la colonne 2 du tableau applicable de l’annexe 2 pour le type de combustible précisé à la colonne 1.

Méthodes PCS exigées

(4) Les méthodes applicables pour déterminer le pouvoir calorifique supérieur sont les suivantes :

  • a) pour les combustibles gazeux, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) la méthode ASTM D1826-94 intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, publiée par l’ASTM,
    • (ii) la méthode ASTM D3588-98, intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, publiée par l’ASTM,
    • (iii) la méthode ASTM D4891-89, intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion, publiée par l’ASTM,
    • (iv) la méthode GPA Standard 2172-09, intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer, publiée par la Gas Processors Association;
  • b) pour les combustibles liquides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) la méthode ASTM D240-09, intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, publiée par l’ASTM,
    • (ii) la méthode ASTM D4809-09ae1, intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method), publiée par l’ASTM;
  • c) pour les combustibles solides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) la méthode ASTM D5865-12, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke, publiée par l’ASTM,
    • (ii) la méthode ASTM D5468-02, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials publiée par l’ASTM.

Composants du gaz

(5) La personne responsable veille à ce que la concentration en carbone, en hydrogène, en azote, en souffre et en oxygène par kilogramme de combustible brûlé — autre que le gaz naturel de qualité commercial — soit mesurée :

  • a) lorsqu’un seul combustible fossile gazeux est introduit dans la chambre de combustion, selon celle des méthodes de détermination de la concentration des composants mentionnées au paragraphe (6) qui s’applique;
  • b) lorsque plus d’un combustible fossile gazeux est introduit dans la chambre de combustion, sous forme de moyenne pondérée pour laquelle la concentration de chacun de ces éléments chimiques dans chacun de ces combustibles est mesurée selon celle des méthodes de détermination de la concentration des composants mentionnées au paragraphe (6) qui s’applique.

Méthodes de détermination de la concentration requises

(6) Les méthodes de détermination de la concentration des composants sont les suivantes :

  • a) pour les combustibles gazeux, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) la méthode ASTM D1945-03,
    • (ii) la méthode ASTM D1946-90;
  • b) pour les combustibles liquides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) pour la concentration en carbone, en hydrogène et en azote, la méthode ASTM D5291-10, intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, publiée par l’ASTM,
    • (ii) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM D4294-10, intitulée Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry, publiée par l’ASTM,
    • (iii) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle une fois soustraites les concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre;
  • c) pour les combustibles solides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
    • (i) pour le charbon et le coke :
      • (A) pour la concentration en carbone, en hydrogène et en azote, la méthode ASTM D5373-08, intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal, publiée par l’ASTM,
      • (B) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM D4239-12, intitulée Standard Test Method for Sulfur in the Analysis Sample of Coal and Coke Using High-Temperature Tube Furnace Combustion, publiée par l’ASTM,
      • (C) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle une fois soustraites les concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre,
    • (ii) pour le combustible dérivé de matières résiduelles, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
      • (A) pour la concentration en carbone, en hydrogène, la méthode ASTM E777-08, intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,
      • (B) pour la concentration en azote, la méthode ASTM E778-08, intitulée Standard Test Methods for Nitrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,
      • (C) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM E775-87e1, intitulée Standard Test Methods for Total Sulfur in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,
      • (D) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle une fois soustraites les concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre.

Intensité d’émission

Détermination

Jusqu’à 262,5 GJ/h

13. (1) Pour l’application des articles 5 à 9, l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel ayant une capacité nominale d’au plus 262,5 GJ/h est déterminée de l’une ou l’autre des façons suivantes :

  • a) au moyen de l’essai en cheminée en conformité avec les articles 14 à 17;
  • b) au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Plus de 262,5 GJ/h — moderne ou de transition

(2) Pour l’application des articles 5 et 6, l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel modernes ou de transition ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h est déterminée au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Plus de 262,5 GJ/h

(3) Pour l’application des articles 7 à 9, l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel de classe 70 ou 80 ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h est déterminée au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions à partir de celle des dates ci-après qui s’applique :

  • a) pour la chaudière et le four industriel d’origine de classe 80, la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel ayant subi une modification importante et le 1er janvier 2026, selon la première de ces dates à survenir;
  • b) pour la chaudière et le four industriel d’origine de classe 70, la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel ayant subi une modification importante et le 1er janvier 2036, selon la première de ces dates à survenir.

Essai en cheminée

Trois rondes

14. (1) L’essai en cheminée est constitué de trois rondes d’essai consécutives d’au moins 30 minutes chacune, effectuées au cours d’une période de quarante-huit heures.

Conditions pour les rondes d’essai

(2) Les rondes d’essai sont effectuées pendant que la chaudière ou le four industriel fonctionne dans les conditions suivantes :

  • a) il fonctionne à au moins 60 % de sa capacité nominale;
  • b) il est à l’état stable;
  • c) l’air introduit dans la chambre de combustion est préchauffé à une température qui correspond à la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air, dans le cas d’un four industriel muni d’un tel équipement.

Mesures simultanées — NOx et O2

15. (1) Lors des rondes d’essai, la concentration en NOx, exprimée en ppmvs, est mesurée simultanément à la concentration en O2, exprimée en pourcentage.

Mesures — normes

(2) Ces concentrations sont mesurées en conformité avec :

  • a) soit la méthode 7E de l’EPA, pour la concentration en NOx, et la méthode 3A de l’EPA, pour la concentration en O2;
  • b) soit la méthode ASTM D6522-11.

Détermination de l’intensité d’émission

16. L’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel, exprimée en g/GJ, est déterminée pour chaque ronde d’essai, compte tenu des quantités de NOx et de O2 mesurées, de l’une ou l’autre des façons suivantes :

  • a) selon les équations applicables pour déterminer le facteur F dans les articles A.2, A.3, A.6 et A.7 de l’annexe A de la méthode de référence du SMECE;
  • b) selon la formule suivante :

(NOx × 1,88 × 10-3 × Dg)/Σ(Di × PCSi) × 20,9/(20,9 – %O2)

  • où :
  • NOx représente la concentration en NOx, mesurée en conformité avec l’article 15,
  • Dg le débit du gaz de combustion, mesuré lors de l’essai, en m3/h mesuré à 25 °C et à 101,325 kPa,
  • Di  le débit d’alimentation du ie combustible brûlé, mesuré simultanément aux concentrations de NOx et d’O2 déterminées en conformité avec l’article 15 et exprimé en une unité donnée par heure,
  • PCSi  le pouvoir calorifique supérieur du ie combustible brûlé, exprimé en GJ/unité de mesure utilisée dans la descriptions de Di, le pouvoir calorifique supérieur du combustible étant :
    • a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 0,03793 GJ/m3 normalisés,
    • b) dans tous les autres cas, mesuré en conformité avec le paragraphe 12(3),
  • i le ie combustible brûlé, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de combustibles,
  • %O2 la valeur du pourcentage volumique d’oxygène dans le gaz de combustion, mesuré sur une base sèche, déterminé conformément au paragraphe 12(5).

Moyenne des intensités d’émission

17. L’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel est la moyenne des résultats des trois rondes d’essai.

Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Moyenne horaire mobile — au moins 720 h

18. (1) Dans le cas de la chaudière ou du four industriel pour lequel est utilisé un SMECE pour déterminer l’intensité d’émission et qui brûle uniquement du gaz naturel ou du gaz de remplacement au cours d’une période de 720 heures, son intensité d’émission pendant la 720ème heure de cette période est la moyenne horaire mobile pour cette heure, soit la moyenne des intensités d’émission horaires pour chacune de ces 720 heures.

Moyenne horaire mobile — moins de 720 h

(2) Dans le cas de la chaudière ou du four industriel pour lequel est utilisé un SMECE pour déterminer l’intensité d’émission et qui brûle uniquement du gaz naturel ou du gaz de remplacement, pour une période de « h » heures, où « h » est inférieur à 720, son intensité d’émission pendant chaque heure de la période est la moyenne horaire mobile pour cette hème heure.

Intensité d’émission horaire

(3) L’intensité d’émission horaire, pour une heure, est la moyenne des intensités d’émission de la chaudière ou du four industriel au cours de cette heure déterminée en conformité avec l’article 3.4.1 de la méthode de référence du SMECE.

ESSAIS
Essai initial

Essai initial — moderne ou de transition d’au plus 262,5 GJ/h

19. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel moderne ou de transition ayant une capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h détermine l’intensité d’émission — dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux — au moyen de l’un des essais initiaux suivants :

  • a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17;
  • b) un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai SMECE suivant :

    • (i) si la période de référence compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant 720 de ces heures,
    • (ii) si la période de référence compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Essai initial mené à terme

(2) L’essai initial est mené à terme au plus tard le 31 décembre de l’année de la date de mise en service.

Période de référence

(3) La période de référence commence le jour suivant la date de mise en service et se termine le 31 décembre de l’année où elle commence.

Essai initial — moderne ou de transition de plus 262,5 GJ/h

20. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel moderne ou de transition ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h en détermine l’intensité d’émission au moyen d’un essai initial en utilisant un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux. L’intensité d’émission correspond alors au résultat de l’essai initial SMECE suivant :

  • a) si la période de référence compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant 720 de ces heures;
  • b) si la période de référence compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Essai initial mené à terme

(2) L’essai initial est mené à terme au plus tard le 31 décembre de l’année de la date de mise en service.

Période de référence

(3) La période de référence commence le jour suivant la date de mise en service et se termine le 31 décembre de l’année où elle commence.

Essai initial — d’origine

21. (1) Sous réserve du paragraphe (6), la personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel d’origine en détermine l’intensité d’émission — dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux — au moyen de l’un des essais initiaux suivants :

  • a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17;
  • b) un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai initial SMECE suivant :

    • (i) si la période de référence compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant 720 de ces heures,
    • (ii) si la période de référence compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Essai initial mené à terme

(2) L’essai initial est mené à terme :

  • a) pour la chaudière ou le four industriel où est brûlé un combustible fossile gazeux avant le 1er janvier 2015, avant le 1er janvier 2016;
  • b) pour la chaudière ou le four industriel, autres que ceux visés à l’alinéa a), où commence à brûler un combustible fossile gazeux avant le 1er janvier 2026, à la première des éventualités ci-après à survenir :

    • (i) le jour survenant douze mois après celui de la première combustion du combustible fossile gazeux,
    • (ii) le 31 décembre 2025;
  • c) pour la chaudière ou le four industriel où commence à brûler un combustible fossile gazeux le 1er janvier 2026 ou après cette date, dans les trente et un jours suivant la première combustion du combustible fossile gazeux.

Période de référence

(3) La période de référence est la suivante :

  • a) pour la chaudière ou le four industriel où est brûlé un combustible fossile gazeux avant le 1er janvier 2015, la période qui commence le 1er janvier 2015 et se termine le 31 décembre 2015;
  • b) pour la chaudière ou le four industriel, autres que ceux visé à l’alinéa a), où commence à brûler un combustible fossile gazeux avant le 1er janvier 2026, la période qui commence le jour suivant celui de la première combustion du combustible fossile gazeux et se termine à la première des éventualités ci-après à survenir :

    • (i) le jour survenant douze mois après celui de la première combustion du combustible fossile gazeux,
    • (ii) le 31 décembre 2025;
  • c) pour la chaudière ou le four industriel où commence à brûler un combustible fossile gazeux le 1er janvier 2026 ou après cette date, la période qui commence le jour suivant celui de la première combustion du combustible fossile gazeux et se termine trente et un jours après ce jour.

Précision — modifications importantes

(4) L’essai initial visé au paragraphe (1) est effectué avant que toute modification importante prévue au paragraphe 8(2) soit apportée.

Essais effectués entre 2011 et 2014, inclusivement

(5) L’essai en cheminée effectué en conformité avec les articles 14 à 17 dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux au cours de la période commençant le 1er janvier 2011 et se terminant le 31 décembre 2014 peut, au choix de la personne responsable, être considéré l’essai en cheminée initial mentionné à l’alinéa (1)a).

Intensité d’émission par défaut

(6) Si l’essai initial visé au paragraphe (1) n’est pas effectué, le résultat de l’essai initial visant à déterminer l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel est réputé être de 80 g/GJ.

Essais annuels

Moderne ou de transition — plus de 105 GJ/h et au plus 262,5 GJ/h

22. À compter de l’année qui suit celle où l’essai initial a été effectué, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel moderne et de transition ayant une capacité nominale de plus de 105 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h en détermine l’intensité d’émission au moyen d’un des essais annuels suivants :

  • a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17 — dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux — et au moins quatre-vingt-dix jours après l’essai précédant;
  • b) un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE suivant :

    • (i) si l’année visée compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes de cette année comportant 720 de ces heures,
    • (ii) si l’année visée compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Moderne ou de transition — plus de 262,5 GJ/h

23. À compter de l’année qui suit celle où l’essai initial a été effectué, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel moderne ou de transition ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h en détermine l’intensité d’émission au moyen d’un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE suivant :

  • a) si l’année visée compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes de cette année comportant 720 de ces heures;
  • b) si l’année visée compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Modification importante — premier essai annuel

24. (1) La personne responsable de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80 ou 70 ayant subi une modification importante prévue au paragraphe 8(2) en détermine l’intensité d’émission — dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux — au moyen de l’un des essais suivants :

  • a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17;
  • b) un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE suivant :

    • (i) si la période de référence compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant 720 de ces heures,
    • (ii) si la période de référence compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Premier essai annuel mené à terme

(2) Le premier essai annuel est mené à terme au plus tard le 31 décembre de l’année de la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel une fois apportée la modification importante.

Période de référence

(3) La période de référence commence le jour suivant la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel une fois apportée la modification importante et se termine le 31 décembre de l’année où elle commence.

Modification importante — essai annuel subséquent

25. (1) À compter de l’année suivant celle de la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel ayant subi une modification importante, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80 ou 70 en détermine l’intensité d’émission au moyen de l’un des essais suivants :

  • a) l’essai annuel subséquent visé aux alinéas 22a) ou b), pour la chaudière ou le four industriel ayant une capacité nominale de plus de 105 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h;
  • b) l’essai annuel subséquent visé à l’article 23, pour la chaudière ou le four industriel ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h.

Essai annuel — classe 70 et 80

(2) La personne responsable de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80 ou 70 n’ayant pas subi de modifications importantes en détermine l’intensité d’émission au moyen de celui des essais annuels subséquents visés aux alinéas (1)a) ou b) qui s’applique, à compter de :

  • a) 2026, pour la chaudière et le four industriel d’origine de classe 80;
  • b) 2036, pour la chaudière et le four industriel d’origine de classe 70.

Essai de changement — type de gaz ou air préchauffé

26. (1) La personne responsable de la chaudière ou du four industriel tenue d’effectuer un essai initial en application des articles 19 à 22 en détermine l’intensité d’émission au moyen de l’un des essais de changement ci-après, si le type de combustible fossile gazeux brûlé est changé ou si le four industriel est changé par ajout d’équipement préchauffant l’air:

  • a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17, dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux;
  • b) un SMECE pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE suivant :

    • (i) si la période de référence compte au moins 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes de la période de référence comportant 720 de ces heures,
    • (ii) si la période de référence compte moins de 720 de ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière de ces heures.

Chaudière ou four industriel — classe 80

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux chaudières ou aux fours industriels d’origine de classe 80.

Essai initial mené à terme

(3) L’essai est mené à terme dans les trente et un jours suivant le jour du changement.

Période de référence

(4) La période de référence commence le jour suivant le changement et se termine trente et un jours après ce jour.

Renseignements — annexe 3

(5) La personne responsable de la chaudière ou du four industriel ayant une capacité nominale d’au plus 105 GJ/h envoie au ministre — dans les trente et un jours suivant l’essai ou la fin de la période de référence — un rapport de changement comportant les renseignements énumérés à l’annexe 3.

ENTRETIEN, FONCTIONNEMENT ET CONCEPTION

Spécifications

27. La personne responsable de la chaudière ou du four industriel l’entretient et le fait fonctionner conformément aux spécifications du fabricant ou selon ce qu’exige sa conception.

Chaudière ou four industriel moderne

28. La personne responsable de la chaudière ou du four industriel moderne ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h veille à ce que la chaudière ou le four industriel soit conçu de manière à avoir l’intensité d’émission maximale ci-après pour toute condition dans laquelle il fonctionne :

  • a) 13 g/GJ, pour une chaudière;
  • b) 16 g/GJ, pour un four industriel.
RAPPORTS

Rapport initial

29. La personne responsable de la chaudière ou du four industriel envoie au ministre un rapport initial comportant les renseignements énumérés à l’annexe 4, dans les délais suivants :

  • a) au plus tard le 1er juin de l’année suivant celle de la date de mise en service, pour la chaudière ou le four industriel moderne ou de transition;
  • b) au plus tard le 1er juin de l’année suivant celle où l’essai initial a été effectué en application de l’article 21 pour la chaudière ou le four industriel d’origine.

Rapport annuel

30. (1) La personne responsable de la chaudière ou du four industriel ayant une capacité nominale de plus de 105 GJ/h envoie au ministre un premier rapport annuel comportant les renseignements énumérés à l’annexe 3, dans les délais ci-après, pour la période en cause :

  • a) dans le cas de la chaudière ou du four industriel moderne ou de transition, au plus tard le 1er juin suivant l’année d’envoi du rapport initial pour cette année;
  • b) dans le cas de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80 ou 70 mentionné au paragraphe 8(1), au plus tard le 1er juin suivant l’année de la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel ayant subi la modification importante en cause pour cette année;
  • c) dans tous les autres cas :

    • (i) au plus tard le 1er juin 2027, pour l’année 2026, dans le cas de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80,
    • (ii) au plus tard le 1er juin 2037, pour l’année 2036, dans le cas de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 70.

Rapport annuel subséquent

(2) Au plus tard le 1er juin de chaque année subséquente, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel envoie au ministre un rapport annuel comportant les renseignements énumérés à l’annexe 3 pour l’année précédente.

Rapport sur les changements

31. En cas de changement des renseignements fournis dans le rapport initial ou un rapport annuel la personne responsable envoie au ministre un avis indiquant les nouveaux renseignements dans les trente et un jours suivant le changement.

CONSIGNATION DE RENSEIGNEMENTS

Consignation

32. La personne responsable de la chaudière et du four industriel verse dans un dossier les renseignements et documents suivants :

  • a) les mesures prises, y compris les dates pertinentes, afin de se conformer aux spécifications de fonctionnement et d’entretien du fabricant pour la chaudière ou le four industriel ou qu’exige sa conception;
  • b) la description, y compris les dates pertinentes, des modifications physiques de la conception ou des caractéristiques physiques de la chaudière ou du four industriel, y compris de ce qui suit :

    • (i) toute modification importante visée au paragraphe 8(2),
    • (ii) tout ajout ou suppression d’équipement préchauffant l’air, pour le four industriel,
    • (iii) toute remise à neuf de brûleurs,
    • (iv) toute modification qui change l’efficacité thermique;
  • c) le changement d’un gaz de remplacement par le gaz naturel ou le contraire, y compris la date du changement.

PARTIE 2

MOTEURS STATIONNAIRES À ALLUMAGE COMMANDÉ

DÉFINITIONS

Définitions

33. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et aux annexes 5 et 6.

« à faible utilisation »
low-use

« à faible utilisation » Qualifie le moteur au sujet duquel le choix fait aux termes du paragraphe 36(2) demeure en vigueur.

« à mélange pauvre »
lean-burn

« à mélange pauvre » Qualifie tout moteur autre que le moteur à mélange riche.

« à mélange riche »
rich-burn

« à mélange riche » Qualifie tout moteur à quatre temps à allumage commandé ayant une teneur en oxygène en excès dans ses gaz d’échappement, sans dilution, de moins de 4 % lorsqu’il fonctionne à 90 % ou plus de sa puissance au frein nominale.

« d’origine »
original

« d’origine » Qualifie le moteur fabriqué avant le 1er janvier 2015, ce fait étant établi par l’un des documents suivants :

  • a) le document fourni par son fabricant indiquant sa date de fabrication comme étant antérieure au 1er janvier 2015 et son numéro de série, dans le cas où la personne responsable a accès à ce document;
  • b) tout autre document fourni par le fabricant ou un organisme gouvernemental, indiquant le numéro de série du moteur et établissant que la fabrication du moteur a été terminée à une date antérieure au 1er janvier 2015, dans tous les autres cas.

« gaz de distillation »
still gas

« gaz de distillation » Gaz produit dans une raffinerie par distillation, craquage ou reformage.

« gaz de synthèse »
synthetic gas

« gaz de synthèse » Gaz issu de la gazéification du charbon ou de la gazéification de sous-produits, de résidus ou de déchets d’un procédé industriel.

« groupe »
group

« groupe » L’ensemble des moteurs désignés aux termes de l’article 39 comme appartenant au groupe de la personne responsable, lequel, pour l’application de l’article 42, comprend l’unité de remplacement mentionnée à l’article 43 ou le moteur moderne de remplacement mentionné à l’article 44.

« intensité d’émission »
emission-intensity

« intensité d’émission » Quantité de NOx dans les gaz d’échappement émis par le moteur exprimée de la manière suivante :

  • a) la concentration de NOx dans les gaz d’échappement, en ppmvs;
  • b) la masse de NOx dans les gaz d’échappement par unité d’énergie mécanique ou électrique produite, en g/kWh.

« méthode 1 de l’EPA »
EPA Method 1

« méthode 1 de l’EPA » La méthode intitulée Method 1 — Sample and Velocity Traverses for Stationary Sources qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR.

« méthode 1A de l’EPA »
EPA Method 1A

« méthode 1A de l’EPA » La méthode intitulée Method 1A — Sample and Velocity Traverses for Stationary Sources With Small Stacks or Ducts) qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR.

« méthode 2 de l’EPA »
EPA Method 2

« méthode 2 de l’EPA » La méthode intitulée Method 2 — Determination of Stack Gas Velocity and Volumetric Flow Rate (Type S Pitot Tube) qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR.

« méthode 3 de l’EPA »
EPA Method 3

« méthode 3 de l’EPA » La méthode intitulée Method 3 — Gas Analysis for the Determination of Dry Molecular Weight qui figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR.

« méthode 3B de l’EPA »
EPA Method 3B

« méthode 3B de l’EPA » La méthode intitulée Method 3B — Gas Analysis for the Determination of Emission Rate Correction Factor or Excess Air qui figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR.

« méthode 7 de l’EPA »
EPA Method 7

« méthode 7 de l’EPA » La méthode intitulée Method 7 — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.

« méthode 7A de l’EPA »
EPA Method 7A

« méthode 7A de l’EPA » La méthode intitulée Method 7A — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources — Ion Chromatographic Method qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.

« méthode 7C de l’EPA »
EPA Method 7C

« méthode 7C de l’EPA » La méthode intitulée Method 7C — Determination of Nitrogen Oxide Emissions from Stationary Sources — Alkaline-Permanganate/Colorimetric Method qui figure à l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.

« méthode 19 de l’EPA »
EPA Method 19

« méthode 19 de l’EPA » La méthode intitulée Method 19 — Determination of Sulfur Dioxide Removal Efficiency and Particulate, Sulfur Dioxide and Nitrogen Oxides Emission Rates qui figure à l’Appendix A-7 de la partie 60 du CFR.

« méthode 320 de l’EPA »
EPA Method 320

« méthode 320 de l’EPA » La méthode intitulée Method 320 — Measurement of Vapor Phase Organic and Inorganic Emissions by Extractive Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy qui figure à l’Appendix A de la partie 63 du CFR.

« méthode ASTM D6348-12 »
ASTM D6348–12

« méthode ASTM D6348-12 » La méthode ASTM D6348-12 intitulée Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy publiée par l’ASTM.

« moderne »
modern

« moderne » Qualifie le moteur qui n’est pas un moteur d’origine.

« ppmvs »
ppmvd

« ppmvs » Partie par million, volume sec ajusté à 15 % d’oxygène sec.

« puissance au frein nominale »
rated brake power

« puissance au frein nominale » À l’égard d’un moteur ou d’une unité de remplacement, puissance au frein maximale du moteur inscrite sur un des supports suivants :

  • a) la plaque signalétique fournie par son fabricant;
  • b) à défaut d’une telle plaque, un document, indiquant son numéro de série et fourni par son fabricant ou un organisme gouvernemental à son égard.

« sous-ensemble »
subset

« sous-ensemble » Eu égard au groupe de la personne responsable, ensemble théorique de moteurs visé à l’article 41 appartenant tous au groupe.

« sous-groupe »
subgroup

« sous-groupe » Eu égard au groupe de la personne responsable, ensemble théorique de moteurs — y compris l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement — établi aux termes de l’article 46, appartenant tous au groupe.

« urgence »
emergency

« urgence » Eu égard au fonctionnement du moteur, période au cours de laquelle le moteur fonctionne aux fins suivantes :

  • a) produire de l’électricité comme source alternative d’alimentation électrique lorsqu’aucune source ordinaire n’est disponible;
  • b) pomper de l’eau lorsqu’un incendie ou une inondation le requiert.

Assimilation à un mélange riche

(2) Tout moteur caractérisé par le fabricant comme étant un moteur à mélange riche est présumé être un moteur à mélange riche.

Assimilation réfutée — mélange pauvre

(3) Cette assimilation est réfutée si la personne responsable du moteur établit que la teneur en oxygène en excès dans ses gaz d’échappement, sans dilution, est d’au moins 4 % lorsqu’il fonctionne à 90 % ou plus de sa puissance au frein nominale. Le moteur est alors un moteur à mélange pauvre.

CHAMP D’APPLICATION

Moteur d’origine ou moderne

34. (1) La présente partie s’applique aux moteurs d’origine ou modernes brûlant un combustible gazeux et situés dans des installations réglementées.

Installation réglementée — moteur moderne

(2) Sont des installations réglementées pour les moteurs modernes :

  • a) l’installation d’exploitation pétrolière et gazière;
  • b) l’installation d’exploitation de sables bitumineux;
  • c) la raffinerie de pétrole;
  • d) l’installation de fabrication de produits chimiques et l’installation de fabrication d’engrais à base d’azote;
  • e) l’installation de production de pâte et papier;
  • f) l’installation de production de métaux communs;
  • g) l’installation de production de potasse;
  • h) l’installation de production d’alumine et l’aluminerie;
  • i) la centrale électrique;
  • j) l’installation de production de fer, d’acier et d’ilménite;
  • k) l’installation de bouletage du minerai de fer;
  • l) la cimenterie.

Installation réglementée – moteur d’origine

(3) L’installation réglementée pour le moteur d’origine est l’installation d’exploitation pétrolière et gazière.

OBLIGATIONS
Champ d’application — gaz brûlés

Gaz de distillation ou de synthèse

35. L’article 38, le paragraphe 39(2), les articles 40 et 41, le paragraphe 47(2) et les articles 58 et 59 ne s’appliquent pas à l’égard du moteur pour toute période pendant laquelle le combustible brûlé est composé de plus de 50 % de gaz de synthèse ou de gaz de distillation — ou d’une combinaison de ceux-ci — si la personne responsable du moteur établit, par calcul du débit massique, que ce combustible est ainsi composé.

Utilisation du moteur

Moteur à utilisation régulière

36. (1) Tout moteur que fait fonctionner la personne responsable plus d’une heure au cours de l’année est un moteur à utilisation régulière sauf si elle choisit de le considérer comme un moteur à faible utilisation.

Avis — moteur à faible utilisation

(2) La personne responsable effectue le choix en envoyant un avis au ministre dans le délai ci-après :

  • a) dans le cas où le moteur est un de ses moteurs à utilisation régulière, au plus tard le 1er janvier de l’année à partir de laquelle le moteur sera considéré comme étant à faible utilisation;
  • b) dans les autres cas, au plus tard le jour où la personne responsable commence à faire fonctionner le moteur.

Obligation — moteur à faible utilisation

(3) La personne responsable effectuant le choix se conforme à ce qui suit :

  • a) elle installe un compteur horaire ou un autre appareil ne pouvant être remis à zéro afin d’enregistrer le nombre d’heures de fonctionnement du moteur, au plus tard le 1er janvier mentionné à l’alinéa (2)a) ou le jour mentionné à l’alinéa (2)b) et veille à ce que ce compteur ou cet appareil fonctionne en tout temps;
  • b) elle veille à ce que le moteur fonctionne moins de 1 314 heures, à l’exclusion des heures de fonctionnement pendant une urgence, au cours de la période de trois années consécutives commençant le 1er janvier mentionné à l’alinéa (2)a) ou le 1er janvier de l’année en cours au jour visé à l’alinéa (2)b) — et au cours de chaque période subséquente de trois années consécutives —, le nombre d’heures de fonctionnement étant déterminé par la différence absolue entre la première et la dernière lectures prises en application de l’article 57 pour chacune de ces périodes.

Révocation

(4) La personne responsable révoque ce choix en envoyant un avis de révocation au ministre.

Contravention au paragraphe (3)

(5) Si la personne responsable ne se conforme pas au paragraphe (3), son choix est révoqué et le moteur est traité comme un moteur à utilisation régulière.

Choix unique

(6) La personne responsable ne peut exercer qu’une fois le choix visé au paragraphe (2) pour un moteur donné.

Expression de l’intensité d’émission

Ppmvs ou g/kWh

37. Pour l’application des paragraphes 38(1) et 39(2), des articles 40 et 41 et des paragraphes 42(1) et 47(2), l’intensité d’émission des moteurs et la valeur d’émission attribuée aux moteurs sont exprimées en ppmvs ou en g/kWh en fonction de l’unité de mesure choisie par la personne responsable pour exprimer l’intensité d’émission déterminée au moyen de l’essai de rendement le plus récent prévu à l’article 53.

Moteurs modernes

Utilisation régulière

38. (1) La personne responsable du moteur moderne à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 75 kW veille à ce que son intensité d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ci-après qui s’applique :

  • a) 160 ppmvs;
  • b) 2,7 g/kWh.

Faible utilisation

(2) La personne responsable du moteur moderne à faible utilisation ayant une puissance au frein nominale d’au moins 100 kW veille à ce que son intensité d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas la limite de 160 ppmvs.

Moteurs d’origine

Groupe

Désignation

39. (1) Pour l’application des limites de l’intensité d’émission prévues aux articles 40 à 42, la personne responsable peut désigner parmi ses moteurs d’origine à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW ceux qui appartiennent à son groupe en consignant dans un dossier le numéro de série et la date de désignation de chacun de ces moteurs.

Moteur non désigné

(2) La personne responsable d’un moteur visé au paragraphe (1) qui n’a pas été désigné comme appartenant à un groupe veille à ce que son intensité d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ci-après qui s’applique :

  • a) 210 ppmvs;
  • b) 4 g/kWh.

Application

(3) Le paragraphe (2) s’applique à compter du 1er janvier 2021.

Réputé n’étant pas désigné

(4) Le moteur d’origine désigné comme appartenant à plus d’un groupe est réputé ne faire partie d’aucun groupe.

Fin de l’appartenance

(5) Le moteur appartenant à un groupe n’en fait plus partie dans les situations suivantes :

  • a) il cesse d’être un moteur à utilisation régulière;
  • b) la personne responsable annule la désignation du moteur en consignant dans un dossier le numéro de série de ce moteur et la date de l’annulation.

Obligations de base

Moteur d’origine — obligation 2026

40. À compter du 1er janvier 2026, la personne responsable du moteur appartenant à son groupe veille à ce que son intensité d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ci-après qui s’applique :

  • a) 210 ppmvs;
  • b) 4 g/kWh.

Moteur d’origine — obligation de 2021 à 2025

41. (1) La personne responsable des moteurs appartenant à son groupe veille, pendant la période débutant le 1er janvier 2021 et se terminant le 31 décembre 2025, à ce qu’un sous-ensemble du groupe ait une puissance au frein nominale totale d’au moins 50 % de celle du groupe et à ce que l’intensité d’émission de chacun des moteurs de ce sous-ensemble, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ci-après qui s’applique :

  • a) 210 ppmvs;
  • b) 4 g/kWh.

Moteur cessant d’appartenir au groupe

(2) Pour l’application du paragraphe (1), même si un moteur n’appartient plus au groupe, sa puissance au frein nominale peut être incluse dans la puissance au frein nominale totale du groupe et du sous-ensemble lorsque cette dernière est d’au moins 50 % de celle du groupe.

Obligations applicables à la suite d’un choix

Moteur d’origine — moyenne annuelle

42. (1) La personne responsable de moteurs appartenant à son groupe qui choisit de se conformer au présent paragraphe veille à ce que la moyenne annuelle de l’intensité d’émission — pour chaque année subséquente à l’année 2020 suivant le choix — de chacun des sous-groupes créés aux termes de l’article 46 n’excède pas celle des limites ci-après qui s’applique :

  • a) 210 ppmvs ou 4 g/kWh, pour les années postérieures à 2025;
  • b) 421 ppmvs ou 8 g/kWh, pour les années 2021 à 2025.

Choix

(2) La personne responsable exerce son choix, au plus tard le 31 octobre précédant la première année à l’égard de laquelle s’applique la limite prévue aux alinéas (1)a) ou b), en envoyant au ministre les renseignements ci-après, pour chaque sous-groupe créé aux termes de l’article 46, pour qu’ils soient versés au registre des moteurs :

  • a) le numéro de série de tout moteur d’origine, unité de remplacement et moteur moderne de remplacement qui y appartiennent;
  • b) la valeur d’émission attribuée, aux termes de l’article 47, à tout moteur d’origine, unité de remplacement et moteur moderne de remplacement qui y appartiennent.

Non-application des articles 40 et 41

(3) À compter de la première année visée par le choix, les articles 40 et 41 ne s’appliquent pas à l’égard des moteurs appartenant au groupe.

Moyenne annuelle de l’intensité d’émission

(4) La moyenne annuelle de l’intensité d’émission pour une année donnée d’un sous-groupe est déterminée — avec la même unité de mesure, ppmvs ou g/kWh, que celle de la valeur d’émission attribuée à chaque moteur d’origine, unité de remplacement ou moteur moderne de remplacement appartenant au sous-groupe — selon la formule suivante :

ΣiΣj(Eij × Pi× Hij)/ΣiΣj(Pi × Hij)

  • où :
  • Eij représente la je valeur d’émission attribuée en application de l’article 47 au ie moteur ou unité de remplacement appartenant au sous-groupe;
  • Pi la puissance au frein nominale, exprimée en kW, du ie moteur ou unité de remplacement appartenant au sous-groupe;
  • Hij le nombre d’heures, au cours de l’année en cause, pendant lesquelles le ie moteur ou unité de remplacement a fonctionné alors qu’il appartenait au sous-groupe et qu’il avait une valeur d’émission attribuée Eij;
  • i le ie moteur ou unité de remplacement appartenant au sous-groupe, i allant de 1 à m, où m représente le nombre de ces moteurs et unités de remplacement appartenant au sous-groupe;
  • j la je attribution d’une valeur d’émission en application de l’article 47 au ie moteur ou unité de remplacement appartenant au sous-groupe, j allant de 1 à n, où n représente le nombre d’attributions d’une valeur d’émission en application de cet article à ce moteur ou à cette unité de remplacement pendant l’année.

Nombre d’heures

(5) Le nombre d’heures mentionnées à l’élément Hij de la formule prévue au paragraphe (4) est déterminé par addition, le cas échéant, de ce qui suit :

  • a) la différence absolue entre la première et la dernière lectures prises en application de l’article 56 durant l’année en cause où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur d’émission attribuée Eij;
  • b) sous réserve du paragraphe (6), le nombre d’heures de fonctionnement durant l’année en cause, avant la première lecture, déterminé selon la formule suivante :

(L1(a) – L2(a-1)) × JL1(a)/(JL1(a) + JL2(a-1))

  • où :
  • L1(a) représente la première lecture de cette année, prise en application de l’article 56, où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur d’émission attribuée Eij,
  • L2(a-1) la dernière lecture de l’année précédant cette année, prise en application de l’article 56, où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur d’émission attribuée Eij,
  • JL1(a) le nombre de jours dans l’année en cause, avant cette première lecture,
  • JL2(a-1) le nombre de jours dans l’année précédente à la suite de cette dernière lecture;
  • c) le nombre d’heures de fonctionnement durant l’année en cause, après la dernière lecture visée à l’alinéa a), déterminé selon la formule suivante :

(L2(a) – L1(a+1)) × JL2(a)/(JL2(a) + JL1(a+1))

  • où :
  • L2(a)  représente la dernière lecture de cette année, prise en application de l’article 56, où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur d’émission attribuée Eij,
  • L1(a+1) la première lecture de l’année qui suit cette année, prise en application de l’article 56, alors que l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur d’émission attribuée Eij,
  • JL2(a) le nombre de jours dans cette année après la dernière lecture,
  • JL1(a+1) le nombre de jours dans l’année suivant cette année avant cette première lecture.

Évaluation dans la première année

(6) Pour la première année à l’égard de laquelle la limite applicable prévue aux alinéas (1)a) ou b) s’applique, la personne responsable évalue le nombre d’heures de fonctionnement — où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne à une valeur d’émission attribuée Eij — avant la première lecture prise dans cette année en application de l’article 56. Elle verse dans un dossier les fondements de son évaluation ainsi que les raisons pour lesquelles cette évaluation est correcte.

Annulation du choix

(7) La personne responsable peut annuler son choix en envoyant au ministre, au plus tard le 31 octobre d’une année, un avis d’annulation pour qu’il soit versé au registre des moteurs. À compter de l’année suivant l’envoi de cet avis, la limite en cause prévue aux alinéas (1)a) ou b) cesse de s’appliquer et les articles 40 et 41 s’appliquent à la personne responsable à l’égard des moteurs de son groupe.

Révocation du choix

(8) Le choix de la personne responsable est révoqué à compter de l’année qui commence trente-six mois après le verdict de culpabilité à une infraction à la Loi pour non-conformité au présent règlement. À compter de cette année :

  • a) la limite en cause prévue aux alinéas (1)a) ou b) cesse de s’appliquer;
  • b) les articles 40 et 41 s’appliquent à la personne responsable eu égard aux moteurs dans son groupe;
  • c) la personne responsable ne peut effectuer le choix prévu au paragraphe (2).

Unités de remplacement

43. (1) Tout moteur d’origine qui n’appartient plus au groupe de la personne responsable peut être remplacé, dans les douze mois suivant le jour où il cesse d’y appartenir, par une unité de remplacement admissible.

Type d’unités de remplacement admissibles

(2) Sont des unités de remplacement admissibles :

  • a) le moteur électrique;
  • b) la turbine équipée d’une technologie antipollution qui fait en sorte qu’elle respecte celle des limites d’intensité d’émission ci-après qui s’applique :

    • (i) 100 ppmvs ou 1,8 g/kWh, pour la turbine ayant une puissance au frein nominale de moins de 3 MW,
    • (ii) 42 ppmvs ou 0,9 g/kWh, pour la turbine ayant une puissance au frein nominale d’au moins 3 MW et d’au plus 20 MW,
    • (iii) 25 ppmvs ou 0,5 g/kWh, pour la turbine ayant une puissance au frein nominale de plus de 20 MW.

Moteurs modernes de remplacement

44. Tout moteur d’origine qui n’appartient plus au groupe de la personne responsable peut être remplacé, dans les douze mois suivant le jour où il cesse d’en faire partie, par un ou plusieurs moteurs modernes de remplacement dont la puissance au frein nominale combinée n’est pas supérieure à la puissance au frein nominale du moteur d’origine remplacé.

Moment du remplacement

45. (1) Le remplacement prend effet le jour où la personne responsable envoie au ministre les renseignements ci-après pour qu’ils soient versés au registre des moteurs :

  • a) la date du remplacement;
  • b) le numéro de série du moteur remplacé;
  • c) les renseignements mentionnés à l’annexe 5 à verser au registre des moteurs relatifs à ce qui suit :

    • (i) le moteur remplacé et l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement, si le remplacement a lieu avant le 1er janvier 2018,
    • (ii) l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement, si le remplacement a lieu le 1er janvier 2018 ou à une date ultérieure.

Avis donné

(2) Les renseignements sont envoyés au cours de la période de douze mois mentionnée au paragraphe 43(1) ou à l’article 44.

Réintroduction de moteurs remplacés

(3) Le moteur d’origine remplacé en application des articles 43 ou 44 peut être réintégré au groupe si l’une des conditions ci-après est remplie :

  • a) l’unité de remplacement en cause est retirée du groupe;
  • b) parmi les moteurs modernes de remplacement l’ayant remplacé, des moteurs modernes de remplacement totalisant une puissance au frein nominale équivalant au moins à celle du moteur d’origine sont retirés du groupe.

Désignation des sous-groupes

46. (1) La personne responsable, lorsqu’elle effectue le choix mentionné au paragraphe 42(2), crée des sous-groupes en désignant des moteurs d’origine, des unités de remplacement et des moteurs modernes de remplacement et en consignant dans un dossier leur numéro de série et la date de la désignation.

Moteur dans le sous-groupe

(2) Le moteur d’origine, l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement qui appartient à un groupe ne peut faire partie que d’un seul sous-groupe.

Registre des moteurs

(3) La personne responsable envoie au ministre — à verser au registre des moteurs —, au plus tard le 1er juillet de l’année suivant la désignation, le numéro de série de chacun des moteurs d’origine, unités de remplacement et moteurs modernes de remplacement appartenant à chaque sous-groupe ainsi que la date de la désignation.

Changement de sous-groupe

(4) Le nombre et la composition des sous-groupes peuvent être changés par consignation dans un dossier des renseignements en cause, y compris la date des changements.

Attribution d’une valeur d’émission de NOx

47. (1) La personne responsable d’un groupe attribue une valeur d’émission de NOx, exprimée en ppmvs ou g/kWh, selon ce qui s’applique, au moteur d’origine, à l’unité de remplacement ou au moteur moderne de remplacement appartenant à un sous-groupe.

Valeur d’émission différente

(2) La personne responsable attribuant une valeur d’émission différente de la valeur d’émission par défaut d’un moteur veille à ce que son intensité d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, ne soit pas supérieure à la valeur d’émission attribuée.

Unités de remplacement

(3) La personne responsable attribue la valeur d’émission par défaut à l’unité de remplacement en fonction de l’unité de mesure, exprimée en ppmvs ou g/kWh, applicable au sous-groupe auquel appartient l’unité.

Intensité d’émission par défaut

(4) La valeur d’émission par défaut est :

  • a) pour le moteur d’origine à deux temps à mélange pauvre, 841 ppmvs ou 16 g/kWh;
  • b) pour le moteur d’origine à quatre temps à mélange pauvre dont la teneur en oxygène en excès dans les gaz d’échappement, sans dilution pendant que le moteur fonctionne à l’état stable, est d’au moins 7 %, 210 ppmvs ou 4 g/kWh;
  • c) pour le moteur d’origine à quatre temps à mélange pauvre dont la teneur en oxygène en excès dans les gaz d’échappement, sans dilution, est inférieure à 7 %, 710 ppvms ou 13,5 g/kWh;
  • d) pour le moteur d’origine à quatre temps à mélange riche, 1262 ppmvs ou 24 g/kWh;
  • e) pour le moteur moderne de remplacement, 210 ppmvs ou 2,7 g/kWh;
  • f) pour l’unité de remplacement qui est un moteur électrique, 0 ppmvs ou 0 g/kWh;
  • g) pour l’unité de remplacement qui est une turbine :

    • (i) une turbine ayant une puissance au frein nominale de moins de 3 MW, 100 ppmvs ou 1,8 g/kWh,
    • (ii) une turbine ayant une puissance au frein nominale d’au moins 3 MW et d’au plus 20 MW, 42 ppmvs ou 0,9 g/kWh,
    • (iii) une turbine ayant une puissance au frein nominale de plus de 20 MW, 25 ppmvs ou 0,5 g/kWh.

Modification de l’attribution

(5) La personne responsable peut modifier la valeur d’émission attribuée au moteur. La valeur d’émission modifiée prend effet le jour où la modification est envoyée au ministre pour être versée au registre des moteurs.

DÉTERMINATION DE L’INTENSITÉ DES ÉMISSIONS

Essai de rendement

48. (1) L’essai de rendement est constitué de trois rondes d’essai consécutives d’une durée d’au moins trente minutes chacune, effectuées au cours d’une période de quarante-huit heures.

Conditions pour les rondes d’essai

(2) Les rondes d’essai sont effectuées pendant que le moteur fonctionne dans les conditions suivantes :

  • a) il fonctionne à la plus faible des puissances suivantes :
    • (i) 90 % ou plus de sa puissance au frein nominale,
    • (ii) la plus forte puissance au frein réalisable dans les conditions de fonctionnement pendant l’essai;
  • b) il fonctionne à l’état stable.

Points d’échantillonnage

49. (1) Le point d’échantillonnage et le nombre de points de prélèvement dans le tuyau d’échappement pour chaque ronde d’essai sont déterminés selon celle des méthodes ci-après :

  • a) la méthode 1 de l’EPA ou la méthode 1A de l’EPA, ou les deux méthodes;
  • b) la méthode ASTM D6522-11.

Moteur d’origine sans point d’échantillonnage

(2) Si le moteur d’origine n’a pas de point d’échantillonnage conforme à ce paragraphe, les rondes d’essai visant à déterminer l’intensité d’émission sont effectuées à un seul point de prélèvement dans le tuyau d’échappement et les résultats de ces rondes d’essai sont exprimés en ppmvs.

Système de post-traitement

(3) Le point d’échantillonnage est situé en aval du système de post-traitement lorsqu’un tel dispositif est utilisé.

Émission de NOx

50. (1) La concentration en NOx dans les gaz d’échappement du moteur est déterminée selon l’une des méthodes suivantes :

  • a) la méthode 7 de l’EPA;
  • b) la méthode 7A de l’EPA;
  • c) la méthode 7C de l’EPA;
  • d) la méthode 7E de l’EPA;
  • e) la méthode 320 de l’EPA;
  • f) la méthode ASTM D6348-12;
  • g) la méthode ASTM D6522-11.

Concentration en O2

(2) La concentration en O2 dans les gaz d’échappement du moteur est déterminée selon l’une des méthodes suivantes :

  • a) la méthode 3 de l’EPA;
  • b) la méthode 3A de l’EPA;
  • c) la méthode 3B de l’EPA;
  • d) la méthode ASTM D6522-11;
  • e) la méthode intitulée Flue and Exhaust Gas Analyses, publiée par l’American Society of Mechanical Engineers et citée comme ASME PTC 19.10–1981.

Mesure simultanée

(3) Lors des rondes d’essai, la concentration en NOx, la concentration en O2 et, si la concentration en NOx n’est pas mesurée sur une base sèche ou si l’intensité d’émission est exprimée en g/kWh, la teneur en eau volumique des gaz d’échappement du moteur sont mesurées simultanément au même point de prélèvement dans le tuyau d’échappement.

Débit volumique

(4) Le débit volumique des gaz d’échappement du moteur, exprimé en m3/h à 25 °C et à 101,325 kPa, est déterminé selon la méthode 2 de l’EPA ou la méthode 19 de l’EPA, si la personne responsable choisit d’exprimer l’intensité d’émission en g/kWh aux termes de l’article 53.

ppmvs

51. (1) L’intensité d’émission, si elle est exprimée en ppmvs, pour chaque ronde d’essai du moteur est déterminée selon la formule suivante :

5,9E/(20,9 – %O2)

  • où :
  • E représente la concentration en NOx, déterminée en conformité avec le paragraphe 50(1), en parties par million par volume mesurée sur une base sèche des gaz d’échappement du moteur à un pourcentage d’oxygène donné (%O2);
  • %O2 la valeur représentant le pourcentage volumique d’oxygène sur une base sèche dans les gaz d’échappement du moteur, le pourcentage étant calculé à partir de la concentration en oxygène déterminée en conformité avec le paragraphe 50(2).

g/kWh

(2) L’intensité d’émission, si elle est exprimée en g/kWh, pour chaque ronde d’essai du moteur est déterminée selon la formule suivante :

(1,88 × 10–3 × E × D × T)/TF

  • où :
  • E représente la concentration en NOx, déterminée en conformité avec le paragraphe 50(1), en parties par million par volume mesurée sur une base sèche des gaz d’échappement du moteur à un pourcentage d’oxygène donné (%O2);
  • D le débit volumique, sur une base sèche, des gaz d’échappement du moteur, déterminé en conformité avec le paragraphe 50(4);
  • T la durée de la ronde d’essai, exprimée en heures arrêtées à la deuxième décimale.
  • TF le travail au frein du moteur durant la ronde d’essai, exprimé en kWh.

Moyenne de l’intensité d’émission

52. L’intensité d’émission du moteur correspond à la moyenne des résultats pour l’intensité d’émission des trois rondes d’essai.

Essai de rendement initial

53. (1) La personne responsable du moteur à utilisation régulière ci-après effectue un essai de rendement initial pour en déterminer l’intensité d’émission, exprimée en ppmvs ou en g/kWh à son choix, dans les délais suivants :

  • a) au cours de sa première année de fonctionnement, dans le cas du moteur moderne;
  • b) au cours de la première année où l’article 41 s’applique, dans le cas du moteur d’origine à mélange riche appartenant au sous-ensemble mentionné au paragraphe 41(1);
  • c) au cours de la première année où l’article 40 s’applique, dans le cas du moteur d’origine à mélange riche non visé par l’alinéa b);
  • d) au cours de la première année suivant toute attribution à ce moteur d’une valeur d’émission différente de celle par défaut pour ce moteur.

Essai de rendement subséquent

(2) La personne responsable du moteur à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 375 kW qui a déjà subi un essai de rendement initial effectue des essais de rendement subséquents, selon l’intervalle ci-après, pour en déterminer l’intensité d’émission, exprimée en ppmvs ou en g/kWh à son choix :

  • a) 17 520 heures de fonctionnement ou trente-six mois, suivant l’essai de rendement précédant, pour un moteur à mélange pauvre, avant la première de ces éventualités à survenir;
  • b) 4 380 heures de fonctionnement ou neuf mois, suivant l’essai de rendement précédant, pour un moteur à mélange riche, avant la première de ces éventualités à survenir.
DÉTERMINATION DE LA CONCENTRATION EN OXYGÈNE

Moteur à mélange pauvre

54. La personne responsable des moteurs à mélange pauvre à utilisation régulière ci-après détermine, une fois par année et au moins six mois après la détermination précédente, le pourcentage volumique en oxygène, sur une base sèche, dans les gaz d’échappement de ces moteurs, sans dilution :

  • a) le moteur moderne ayant une puissance au frein nominale d’au moins 375 kW;
  • b) le moteur d’origine assujetti à la limite d’intensité d’émission prévue aux articles 40 ou 41;
  • c) le moteur d’origine à quatre temps ayant l’intensité d’émission par défaut mentionnée aux alinéas 47(4)b) ou c) et assignée en application du paragraphe 47(1).
FONCTIONNEMENT ET ENTRETIEN

Heures de fonctionnement — mesure

55. La personne responsable des moteurs ou unités de remplacement ci-après mesure en continu le nombre d’heures de fonctionnement au moyen d’un compteur horaire ou d’un autre appareil ne pouvant être remis à zéro :

  • a) le moteur d’origine, l’unité de remplacement ou le moteur de remplacement moderne appartenant à un groupe pour lequel la personne responsable a fait un choix en application du paragraphe 42(2);
  • b) le moteur à faible utilisation.

Heures de fonctionnement — choix visé au paragraphe 42(2)

56. (1) La personne responsable exerçant un choix en application du paragraphe 42(2) prend, pour le moteur d’origine, l’unité de remplacement ou le moteur de remplacement moderne appartenant à son groupe une lecture du compteur horaire ou d’un autre appareil ne pouvant être remis à zéro dans un délai de quarante-huit heures suivant :

  • a) le moment où est modifiée la valeur d’émission attribuée au moteur aux termes de l’article 47;
  • b) le moment où le moteur ou l’unité de remplacement est ajouté à un sous-groupe;
  • c) le moment où le moteur ou l’unité de remplacement cesse d’appartenir au groupe.

Deux lectures par année

(2) La personne responsable effectue, au cours de chaque année, deux lectures du compteur horaire ou de l’autre appareil ne pouvant être remis à zéro, à au moins six mois d’intervalle, pour chaque moteur d’origine, unité de remplacement ou moteur de remplacement moderne appartenant à son groupe.

Heures de fonctionnement — lecture des moteurs faible utilisation

57. La personne responsable pour le moteur à faible utilisation prend une lecture du compteur horaire ou de l’autre appareil ne pouvant être remis à zéro aux dates suivantes :

  • a) pour la lecture initiale, selon le cas :

    • (i) au cours du mois de janvier de l’année mentionnée à l’alinéa 36(2)a),
    • (ii) le jour mentionné à l’alinéa 36(2)b);
  • b) pour la deuxième lecture, au cours du mois de décembre, selon le cas :

    • (i) de l’année mentionnée au sous-alinéa a)(i),
    • (ii) de l’année en cours le jour visé au sous-alinéa a)(ii);
  • c) pour les lectures subséquentes, au cours de chaque mois de janvier et de décembre subséquents.

Fonctionnement et entretien

58. (1) Sous réserve du paragraphe (2), la personne responsable du moteur — autre que le moteur d’origine auquel une valeur d’émission par défaut a été attribuée en application du paragraphe 47(1) — se conforme aux recommandations de fonctionnement et d’entretien du fabricant pour les systèmes et composants ci-après liés au moteur :

  • a) le système d’allumage, y compris les bougies;
  • b) le système de gestion du rapport air/carburant;
  • c) les capteurs de NOx, d’oxygène et de lambda;
  • d) l’huile et les filtres à huile;
  • e) le système de filtration de l’air d’entrée;
  • f) le système de post-traitement.

Non conformité avec les recommandations

(2) La personne responsable n’a pas à se conformer à toutes ces recommandations si elle prévoit, d’après son évaluation, que l’intensité d’émission du moteur n’excédera néanmoins pas celle des limites ou valeur ci-après qui s’applique :

  • a) si elle a fait le choix mentionné au paragraphe 42(2) et que celui-ci est encore valide, la valeur d’émission attribuée en application du paragraphe 47(1), dans le cas où elle est différente de celle par défaut;
  • b) la limite d’intensité d’émission applicable prévue aux articles 38 ou 40;
  • c) pour le moteur qui appartient au sous-ensemble visé au paragraphe 41(1), la limite d’intensité d’émission applicable prévue à ce paragraphe;
  • d) pour le moteur visé au paragraphe 39(1) qui n’est pas, au 1er janvier 2021, désigné comme appartenant à un groupe, la limite d’intensité d’émission applicable prévue au paragraphe 39(2).

Rapport air/carburant

59. La personne responsable du moteur visé au paragraphe 58(1) vérifie, maintient et ajuste le rapport air/carburant du moteur de façon à ce que son intensité d’émission, dans les diverses conditions ambiantes anticipées au cours d’une année, n’excède pas celle des limites ou valeur ci-après qui s’applique :

  • a) si elle a fait le choix mentionné au paragraphe 42(2) et que celui-ci est encore valide, la valeur d’émission attribuée en application du paragraphe 47(1), dans le cas où elle est différente de celle par défaut;
  • b) la limite d’intensité d’émission applicable prévue aux articles 38 ou 40;
  • c) pour le moteur qui appartient au sous-ensemble visé au paragraphe 41(1), la limite d’intensité d’émission applicable prévue à ce paragraphe;
  • d) pour le moteur visé au paragraphe 39(1) qui n’est pas, au 1er janvier 2021, désigné comme appartenant à un groupe, la limite d’intensité d’émission applicable prévue au paragraphe 39(2).
ÉTABLISSEMENT DE RAPPORTS ET CONSIGNATION ET CONSERVATION DE RENSEIGNEMENTS

Registre des moteurs

60. (1) Le ministre établit un registre des moteurs afin de faciliter l’administration du présent règlement et d’encourager la conformité avec celui-ci.

Moteurs à faible utilisation et à utilisation régulière

(2) Les moteurs ci-après sont enregistrés dans le registre des moteurs par l’une des personnes responsables de ceux-ci :

  • a) le moteur moderne à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 75 kW;
  • b) le moteur moderne à faible utilisation ayant une puissance au frein nominale d’au moins 100 kW;
  • c) le moteur d’origine à faible utilisation et à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW.

Enregistrement

(3) L’enregistrement est fait au moment où la personne responsable envoie au ministre les renseignements prévus à l’annexe 5 concernant le moteur pour être versés au registre des moteurs.

Délais pour l’enregistrement

(4) L’enregistrement des moteurs qui n’appartiennent pas à un groupe est fait dans les délais suivants :

  • a) au plus tard le 1er janvier 2018, pour le moteur d’origine à faible utilisation ou à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW;
  • b) au plus tard le 1er juillet de l’année suivant celle de la date de mise en fonctionnement pour les moteurs suivants :
    • (i) le moteur moderne à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 75 kW,
    • (ii) le moteur moderne à faible utilisation ayant une puissance au frein nominale d’au moins 100 kW.

Enregistrement

61. (1) La personne responsable enregistre chacun des moteurs appartenant à son groupe.

Délais pour l’enregistrement

(2) L’enregistrement est fait dans les délais suivants :

  • a) au plus tard le 1er janvier 2018, pour le moteur d’origine ayant été désigné comme appartenant au groupe avant cette date;
  • b) au plus tard le 1er juillet suivant l’année au cours de laquelle le moteur est désigné comme appartenant au groupe, pour un moteur d’origine désigné comme appartenant au groupe le 1er janvier 2018 ou après cette date.

Mise à jour du registre

62. En cas de changements des renseignements inclus dans le registre des moteurs, la personne responsable envoie au ministre une mise à jour de ceux-ci au plus tard le 1er juillet de l’année suivant le changement pour qu’ils y soient versés.

Rapport annuel

63. La personne responsable du moteur envoie au ministre un rapport annuel comportant les renseignements prévus à l’annexe 6 concernant l’année visée, au plus tard le 1er juillet suivant cette année.

Consignation

64. La personne responsable du moteur ou de l’unité de remplacement consigne dans un dossier les renseignements suivants :

  • a) les mesures prises afin de se conformer aux recommandations de fonctionnement et d’entretien du fabricant pour les systèmes et composants liés au moteur et mentionnés aux alinéas 58(1)a) à f);
  • b) un énoncé, pour chacune des recommandations à laquelle elle ne se conforme pas, les évaluations sur lesquelles elle se fonde pour prévoir que l’intensité d’émission du moteur n’excède pas la limite prévue au paragraphe 58(2) qui est applicable;
  • c) pour chaque moteur visé au paragraphe 58(1), le type d’équipement ou la méthode employé pour contrôler le rapport air/carburant ainsi que la façon dont ce rapport est vérifié puis maintenu ou ajusté au cours d’une année dans diverses conditions ambiantes de façon à ce que l’intensité d’émission n’excède pas la limite ou la valeur prévue à l’article 59 qui est applicable;
  • d) le résultat et la date de la détermination faite conformément à l’article 54;
  • e) les renseignements ci-après concernant chaque essai de rendement initial mentionné au paragraphe 53(1) et chaque essai de rendement subséquent mentionné au paragraphe 53(2) effectué sur les moteurs qui y sont mentionnés :

    • (i) la date à laquelle l’essai de rendement est effectué,
    • (ii) le nom de la personne ayant effectué l’essai et, si cette personne est une personne morale, le nom de l’individu ayant effectué l’essai,
    • (iii) pour chacune des rondes d’essai de l’essai de performance :

      • (A) la puissance au frein à laquelle a été effectuée la ronde d’essai ainsi que les mesures et les calculs utilisés pour déterminer cette puissance,
      • (B) l’intensité d’émission déterminée ainsi que les mesures et les calculs utilisés à cette fin;
  • f) le résultat de chaque lecture du compteur horaire ou d’un autre appareil ne pouvant être remis à zéro mentionnée aux articles 56 ou 57;
  • g) pour chaque moteur à faible utilisation, la durée du fonctionnement, exprimée en heures entières, de ce moteur pendant toute urgence;
  • h) le calcul du débit massique visé à l’article 35;
  • i) pour chaque moteur désigné comme appartenant à son groupe, le numéro de série du moteur et la date de la désignation mentionnés au paragraphe 39(1);
  • j) pour chaque moteur que la personne responsable désigne comme n’appartenant plus à son groupe, le numéro de série de ce moteur et la date de l’annulation mentionnés à l’alinéa 39(5)b);
  • k) pour chaque moteur d’origine ayant une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW cessant d’être un moteur à utilisation régulière, son numéro de série et la date à laquelle il cesse d’être un moteur à utilisation régulière;
  • l) les renseignements concernant la désignation des moteurs et unités de remplacement comme appartenant aux sous-groupes et les changements du nombre et de la composition des sous-groupes mentionnés aux paragraphes 46(1) et (4);
  • m) une copie de tout rapport ou avis exigés par le présent règlement.

PARTIE 3

CIMENT

Définitions

65. Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie et à l’annexe 7.

« ciment »
cement

« ciment » Poudre produite par le broyage du clinker et le mélange de celui-ci avec d’autres matériaux.

« ciment gris »
grey ciment

« ciment gris » Ciment fabriqué à partir de clinker contenant plus de 0,5 % par poids d’oxyde de fer dont la formule moléculaire est Fe2O3.

« four »
kiln

« four » Chambre dotée d’une isolation thermique dans laquelle la matière première mélangée est introduite en vue de la fabrication du clinker par pyrotraitement.

« four à précalcinateur »
precalciner kiln

« four à précalcinateur » Four dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec préchauffée et précalcinée.

« four à préchauffeur »
preheater kiln

« four à préchauffeur » Four dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec préchauffée.

« four en voie humide »
wet kiln

« four en voie humide » Four dans lequel sont introduites des matières premières sous forme de laitance fine dont la teneur en eau est supérieure à 20 % par poids.

« four long à voie sèche » “long dry kiln

« four long à voie sèche » Four, ayant au plus une seul étape de préchauffage, dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec n’ayant pas été précalcinée.

« matière première » “feedstock

« matière première » Mélange broyé de carbonate de calcium, de silice, d’alumine, d’oxyde de fer et d’autres matériaux, qui sont utilisés afin de produire du clinker.

Champ d’application — ciment gris

66. La présente partie s’applique aux fours situés dans la cimenterie qui produit du clinker servant à la fabrication du ciment gris.

Interdiction

67. (1) La personne responsable de la cimenterie veille à ce que celle-ci n’émette pas, pendant deux années consécutives, une quantité de NOx ou de SO2 supérieure à la limite d’émission déterminée, pour chacune de ces années, en conformité avec les articles 68 ou 69, selon le cas.

Interdiction après une contravention au paragraphe (1)

(2) La personne responsable de la cimenterie qui contrevient au paragraphe (1) veille, pour toute année subséquente à la contravention, à ce que la cimenterie n’émette pas au cours de cette année une quantité de NOx ou de SO2 supérieure à la limite d’émission déterminée, pour cette année, en conformité avec les articles 68 ou 69, selon le cas.

Limite d’émissions de NOx

68. (1) La limite d’émission de NOx pour la cimenterie pour une année est déterminée selon la formule suivante :

Σ (IENOxi × Pi)/Σ Pi

  • où :
  • IENOxi représente l’intensité d’émission maximale de NOx pour le ie four dans la cimenterie pour l’année, soit, par tonne de clinker produit dans le ie four dans la cimenterie au cours de l’année, la quantité maximale de NOx suivante :
    • a) pour le four à préchauffeur et le four à précalcinateur, 2,25 kg par tonne,
    • b) pour le four en voie humide et le four long à voie sèche, selon le choix exercé en conformité avec le paragraphe (2) :
      • (i) soit 2,55 kg par tonne,
      • (ii) soit IE2006 – (0,3 x IE2006), où IE2006 représente la quantité de NOX, exprimée en kilogrammes, produite par la cimenterie au cours de l’année 2006, par tonne de clinker produit, selon les renseignements présentés au ministre pour la cimenterie en conformité avec l’Avis concernant la déclaration de l’information sur les polluants atmosphériques, les gaz à effet de serre et d’autres substances pour l’année civile 2006, publié dans la Gazette du Canada, Partie 1, volume 141, no 49, le 8 décembre 2007;
  • i le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de fours;
  • Pi la quantité de clinker, exprimée en tonnes, produit par le ie four dans la cimenterie au cours de l’année.

Choix

(2) La personne responsable de la cimenterie effectue son choix dans le rapport annuel, mentionné à l’article 72, concernant l’année 2017.

Choix — applicable aux années subséquentes

(3) L’intensité d’émission maximale choisie par la personne responsable pour l’année 2017 s’applique également aux années subséquentes.

Limite d’émissions de SO2

69. La limite d’émissions de SO2 pour la cimenterie pour une année est déterminée selon la formule suivante :

Σ (IESO2i × Pi)/Σ Pi

  • où :
  • IESO2i représente l’intensité d’émission maximale de SO2 pour le ie four dans la cimenterie pour l’année, soit la quantité maximale de SO2 par tonne de clinker produit dans le ie four dans la cimenterie au cours de l’année qui est de 3 kg par tonne;
  • i le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de fours;
  • Pi la quantité de clinker, exprimée en tonnes, produit par le ie four dans la cimenterie au cours de l’année.

Quantité de NOx ou de SO2 — SMECE

70. La personne responsable de la cimenterie détermine, en kilogrammes, la quantité d’émissions de NOx et de SO2 émis par la cheminée de chaque four de la cimenterie, au cours d’une année, au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE) et en utilisant un appareil permettant de déterminer le débit des émissions en continu.

Quantité de clinker

71. (1) La personne responsable de la cimenterie détermine la quantité de clinker produite par chaque four de la cimenterie au cours de l’année afin de déterminer la valeur de l’élément Pi dans les formules des articles 68 et 69 selon l’une des méthodes suivantes :

  • a) en pesant directement la quantité de clinker au moyen de l’équipement de mesure employé par elle à des fins d’inventaire, tel que les trémies d’alimentation ou les distributeurs à courroie munis d’un dispositif de pesage intégré;
  • b) en pesant directement la quantité de matière première introduite dans le four au cours de l’année et en y appliquant un facteur de conversion de la matière première au clinker propre à chaque four, ce qui donne avec précision la quantité de clinker produite pour une quantité donnée de matière première introduite.

Précision du facteur de conversion

(2) La personne responsable vérifie la précision du facteur de conversion de la matière première au clinker :

  • a) au moins une fois par année et à au moins quatre mois d’intervalle;
  • b) dans les meilleurs délais, à la suite d’une modification importante des procédés de fabrication du clinker pouvant influer la précision de ce facteur.

Rapport annuel

72. La personne responsable de la cimenterie envoie au ministre un rapport annuel comportant les renseignements énumérés à l’annexe 7 concernant l’année visée, au plus tard le 1er juin suivant cette année.

PARTIE 4

DISPOSITIONS GÉNÉRALES

SYSTÈME DE MESURE ET D’ENREGISTREMENT EN CONTINU DES ÉMISSIONS

Méthode de référence du SMECE

73. (1) La personne responsable qui utilise un SMECE pour l’application du présent règlement se conforme à la méthode de référence du SMECE, à l’exception de la section 1.0, lue compte tenu des modifications suivantes :

  • a) le tableau 1 intitulé « Spécifications pour la conception des systèmes de surveillance continue des émissions » se lit compte non tenu de l’expression « l’autorité de réglementation compétente »;
  • b) les sections ci-après se lisent compte non tenu de la mention « l’autorité de réglementation compétente » :

    • (i) 3.4,
    • (ii) 3.4.2,
    • (iii) 3.4.3,
    • (iv) 5.3.1,
    • (v) 6.3.2.7;
  • c) la mention « au moyen d’une méthode de référence indépendante, manuelle ou automatisée, laquelle est prescrite par l’autorité de réglementation compétente », dans la section 5.3.4, se lit comme étant « la méthode 7E de l’EPA, la norme ASTM D6522-11 ou la règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques »;
  • d) la mention « des méthodes de prélèvement manuelles par accumulation d’échantillon, ou des méthodes automatisées, indiquées par l’autorité de réglementation compétente », dans la section 5.3.4.3, vaut mention de « la méthode 7E de l’EPA, la méthode ASTM D6522-11 ou la règle de remplacement approuvée en application du paragraphe 74(5) du Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques »;
  • e) la section 6.0 se lit compte non tenu de la mention « l’autorité de réglementation compétente »;
  • f) la section 6.5.2 se lit compte non tenu de la mention « et à l’organisme compétent »;
  • g) le glossaire se lit compte non tenu des définitions suivantes :

    • (i) « autorité de réglementation compétente »,
    • (ii) « substitution »,
    • (iii) « unités de la norme »;
  • h) la définition de « méthode de référence » dans le glossaire se lit comme suit : « désigne toute méthode d’Environnement Canada, y compris toute méthode mentionnée dans le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques, applicable à la mesure du débit des gaz de cheminée, de la concentration des contaminants ou de la concentration des diluants ou la règle de remplacement approuvée en application du paragraphe 74(5) de ce règlement »;
  • i) la section A.1 de l’annexe A se lit compte non tenu de la mention « autorité de réglementation compétente »;
  • j) la section B.2.1 de l’annexe B se lit compte non tenu de la mention « l’organisme de réglementation compétent »;
  • k) l’annexe B se lit compte non tenu du renvoi à sa section B.4 intitulée « Méthode C : Méthode du bilan énergétique ».

Examen annuel

(2) Pour chaque année au cours de laquelle elle utilise le SMECE, la personne responsable veille à ce que le vérificateur effectue les vérifications suivantes :

  • a) il détermine, à la suite de son examen effectué conformément à la section 6.5.2 de la méthode de référence du SMECE si, à son avis, l’utilisation de ce système par la personne responsable est conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de cette méthode;
  • b) il vérifie si ce manuel a été mis à jour conformément à la section 6.5.2 de la méthode de référence du SMECE;
  • c) il évalue si, à son avis, la personne responsable s’est conformée à la méthode de référence du SMECE et si le système est conforme aux spécifications qui y sont prévues, notamment celles mentionnées aux sections 3 à 5.

Rapport du vérificateur

(3) Sans délai après la vérification, la personne responsable obtient du vérificateur un rapport, signé par lui, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 8.

Vérificateur

(4) Pour l’application du présent article, le vérificateur est la personne qui, à la fois :

  • a) est indépendante de la personne responsable qui subi la vérification;
  • b) a démontré qu’elle a des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :

    • (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
    • (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes.
RÈGLE DE REMPLACEMENT

SMECE et essai en cheminée

74. (1) Toute règle incorporée par renvoi dans le présent règlement et prévue dans la méthode de référence du SMECE, la méthode 7E de l’EPA ou la méthode ASTM D6522-11, ou la disposition prévue dans le présent règlement y étant liée, peut être remplacée par la règle de remplacement prévue dans le droit provincial relativement à ce qui suit :

  • a) l’échantillonnage, l’analyse, l’essai, la mesure ou la surveillance des émissions;
  • b) des conditions, procédures d’essai et pratiques de laboratoire afférentes.

Demande

(2) La personne responsable soumet par écrit au ministre une demande d’assujettissement à la règle de remplacement à l’égard de sa chaudière, son four industriel, son moteur ou sa cimenterie.

Renseignements exigés

(3) La demande comporte les renseignements, documents à l’appui, établissant ce qui suit :

  • a) la personne responsable est tenue de se conformer, aux termes du droit provincial, à la règle de remplacement à l’égard de sa chaudière, son four industriel, son moteur ou sa cimenterie;
  • b) cette règle est d’une rigueur et d’une efficacité similaires à la règle qu’elle remplace pour l’application du présent règlement.

Autres renseignements

(4) La demande comporte également les renseignements suivants :

  • a) les renseignements identifiant la chaudière ou le four industriel, le moteur ou l’unité de remplacement ou la cimenterie, y compris :

    • (i) pour la chaudière ou le four industriel :

      • (A) son numéro de série,
      • (B) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve,
    • (ii) pour le moteur ou l’unité de remplacement :

      • (A) le numéro de série apparaissant sur la plaque signalétique fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant,
      • (B) l’adresse municipale de l’installation où ils se trouvent ou sa latitude et sa longitude s’il n’y a pas d’adresse,
    • (iii) pour la cimenterie :

      • (A) ses nom et adresse municipale,
      • (B) sa latitude et sa longitude,
      • (C) le numéro d’identification attribué par le ministre pour l’inventaire national des rejets polluants établi en application de l’article 48 de la Loi,
      • (D) le nombre de fours,
      • (E) le type de chaque four;
  • b) tout autre renseignement nécessaire à l’examen de la demande.

Approbation

(5) Le ministre agrée la demande et approuve la règle de remplacement — avec les variations ou les conditions qu’il considère souhaitables — lorsqu’il est d’avis que cette règle de remplacement est d’une rigueur et d’une efficacité similaires à la règle qu’elle remplace pour l’application du présent règlement.

Publication

(6) Sans délai après avoir approuvé la règle de remplacement, le ministre publie celle-ci dans le Registre, avec une mention portant quelle a été approuvée comme remplacement pour l’application du présent règlement et précisant quelle règle est remplacée.

Règle de remplacement s’applique à la personne responsable

(7) La règle de remplacement approuvée par le ministre s’applique à toutes les personnes responsables de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie visés par la demande.

Rejet

(8) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur lui a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Révocation statutaire

(9) La règle de remplacement approuvée par le ministre est révoquée à partir du jour où la personne responsable n’a plus, aux termes du droit provincial, à se conformer à la règle de remplacement visée à l’alinéa (3)a) relativement à sa chaudière, à son four industriel, à son moteur ou à sa cimenterie.

Révocation ministérielle

(10) Le ministre révoque la règle de remplacement qu’il a approuvée dans les cas suivants :

  • a) il n’est plus d’avis que celle-ci est d’une rigueur et d’une efficacité similaires à la règle qu’elle remplace pour l’application du présent règlement;
  • b) il a des motifs raisonnables de croire que la personne responsable, dans sa demande, lui a fourni des renseignements faux ou trompeurs.

Retrait du Registre

(11) Le ministre retire la règle de remplacement du Registre sans délai après l’avoir révoquée.

ÉTABLISSEMENT DE RAPPORTS, ENVOI, CONSIGNATION ET CONSERVATION DES RENSEIGNEMENTS

Rapports, avis et demandes électroniques

75. (1) Les rapports, les avis ou les renseignements à envoyer au ministre ainsi que les demandes, prévus par le présent règlement, sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable.

Support papier

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

Dossiers

76. (1) La personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie consigne dans des dossiers ce qui suit :

  • a) les documents ou renseignements validant les renseignements envoyés au ministre aux termes du présent règlement;
  • b) les mesures et calculs — accompagnés des pièces justificatives — utilisés pour déterminer la valeur d’un élément de toute formule énoncée dans le présent règlement, ainsi que les renseignements utilisés pour calculer ou déterminer une telle valeur;
  • c) s’il s’agit de la personne responsable utilisant un SMECE aux termes du présent règlement :
    • (i) les documents, dossiers ou renseignements dont il est question dans la méthode de référence du SMECE, ou dans la règle de remplacement que la personne responsable a l’obligation de consigner dans un dossier aux termes de cette méthode ou de cette règle,
    • (ii) les mesures de toute concentration et de tout débit utilisés pour chaque calcul — accompagnées des pièces justificatives — nécessaires afin de déterminer l’intensité d’émission;
  • d) les documents démontrant que l’installation, l’entretien et l’étalonnage des appareils de mesure ont été effectués en conformité avec le présent règlement;
  • e) toute autre renseignement de nature à établir la conformité de la personne responsable de la chaudière, du four industriel, du moteur ou de la cimenterie avec le présent règlement.

Mise à jour des dossiers

(2) Les dossiers que la personne responsable est tenue d’établir en application du présent règlement sont établis le plus tôt possible, et au plus tard trente jours après le moment où ils sont disponibles.

Cinq années de conservation

(3) La personne responsable tenue, en application du présent règlement, d’établir des dossiers ou d’envoyer des rapports, avis ou renseignements ainsi que celle qui effectue une demande, en vertu du présent règlement, conservent ces dossiers ou la copie du rapport, de l’avis, des renseignements ou de la demande, ainsi que les pièces justificatives s’y rapportant, pendant au moins cinq ans après qu’ils ont été établis ou envoyés.

Conservation non exigée — renseignements en ligne

(4) Malgré le paragraphe (3), les renseignements — dont copie doit par ailleurs être conservée en application de ce paragraphe — envoyés par la personne responsable pour qu’ils soient versés au registre des moteurs ou dans un autre site électronique de rapport en ligne établi par le ministre n’ont pas à être conservés lorsque le ministre lui fournit un accusé de réception à leur égard.

Lieu de conservation

(5) L’original ou la copie est conservé à l’établissement principal de la personne responsable au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, la personne informe le ministre de l’adresse municipale du lieu.

Changement d’adresse

(6) La personne responsable avise le ministre par écrit du changement de l’adresse municipale du lieu dans les trente jours suivant le changement.

Corrections

77. La personne responsable ayant envoyé des renseignements au ministre en application du présent règlement informe ce dernier sans délai de toute erreur qu’ils comportent et lui fournit les renseignements corrigés.

ENTRÉE EN VIGUEUR

1er janvier 2015

78. (1) Le présent règlement, à l’exception de l’article 67, entre en vigueur le 1er janvier 2015.

1er janvier 2017

(2) L’article 67 entre en vigueur le 1er janvier 2017.

ANNEXE 1
(paragraphe 12(1))

PERTE DE RENDEMENT THERMIQUE — CHAUDIÈRE AQUATUBULAIRE

Pourcentage de capacité nominale

Capacité nominale GJ/h

100 %

80 %

60 %

10,5

1,60

2,00

2,67

21,1

1,05

1,31

1,75

31,6

0,84

1,05

1,40

42,2

0,73

0,91

1,22

52,8

0,66

0,82

1,10

63,3

0,62

0,78

1,03

73,9

0,59

0,74

0,98

84,4

0,56

0,70

0,93

95,0

0,54

0,68

0,90

105,5

0,52

0,65

0,87

126,5

0,48

0,60

0,80

147,7

0,45

0,56

0,75

168,8

0,43

0,54

0,72

189,9

0,40

0,50

0,67

211,0

0,38

0,48

0,64

422,0

0,30

0,38

0,50

633,0

0,27

0,34

0,45

844,0

0,25

0,31

0,42

1055

0,23

0,29

0,38

2110

0,20

0,25

0,33

ANNEXE 2
(paragraphe 12(3))

POUVOIR CALORIFIQUE SUPÉRIEUR PAR DÉFAUT

TABLEAU 1
COMBUSTIBLES SOLIDES
Article Colonne 1


Type de combustible
Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/tonne)

1.

Charbon bitumineux canadien – Ouest

25,6

2.

Charbon bitumineux canadien – Est

27,9

3.

Charbon bitumineux non canadien – É.-U.

25,7

4.

Charbon bitumineux non canadien – autres pays

29,9

5.

Charbon subbitumineux canadien – Ouest

19,2

6.

Charbon subbitumineux non canadien – É.-U.

19,2

7.

Charbon – lignite

15,0

8.

Charbon – anthracite

27,7

9.

Coke de charbon et coke métallurgique

28,8

10.

Coke de pétrole (raffineries)

46,4

11.

Coke de pétrole (usines de valorisation)

40,6

12.

Déchets solides municipaux

11,5

13.

Pneus

31,2

14.

Bois et déchets ligneux (voir note 1)

19,0

15.

Sous-produits agricoles (voir note 2)

17,0

16.

Tourbe (voir note 3)

9,3

  • Note 1
    Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustible sont établies sur une base humide.
  • Note 2
    Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustible sont établies sur une base humide.
  • Note 3
    Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustible sont établies sur une base humide.
TABLEAU 2
COMBUSTIBLES LIQUIDES
Article Colonne 1

Type de combustible
Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)

1.

Diesel

38,3

2.

Mazout léger

38,8

3.

Mazout lourd

42,5

4.

Éthanol

21,0

5.

Mazout léger no 1

38,78

6.

Mazout léger no 2

38,50

7.

Mazout léger no 4

40,73

8.

Kérosène

37,68

9.

Gaz de pétrole liquifié (GPL)

25,66

10.

Essence naturelle

30,69

11.

Essence à moteur

34,87

12.

Essence aviation

33,52

13.

Kérosène de type aviation

37,66

TABLEAU 3
COMBUSTIBLES GAZEUX
Article Colonne 1


Type de combustible
Colonne 2

Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisé)

1.

Biogaz (méthane capté)

0,0281

2.

Propane (pur, pas un mélange de GPL) (voir note 4)

25,31

3.

Propylène

25,39

4.

Éthane

17,22

5.

Éthylène

27,90

6.

Isobutane

27,06

7.

Isobutylène

28,73

8.

Butane

28,44

9.

Butylène

28,73

Note 4
Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émissions de CO2 par défaut pour le propane s’appliquent uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont réputés être du gaz de pétrole liquéfié (GPL).

ANNEXE 3
(paragraphe 26(5) et article 30)

RAPPORT ANNUEL OU DE CHANGEMENT — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

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

2. Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel :

  • a) son numéro de série;
  • b) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve;
  • c) l’identifiant unique de la chaudière ou du four industriel au sein de l’installation, le cas échéant.

3. Les renseignements ci-après — s’ils diffèrent de ceux qui figurent dans le rapport initial ou annuel le plus récent — concernant la chaudière ou le four industriel :

  • a) à l’égard de chaque personne responsable autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas échéant :

    • (i) ses nom et adresse municipale,
    • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
  • b) une indication portant qu’il s’agit d’une chaudière ou d’un four industriel;
  • c) sa capacité nominale;
  • d) le numéro de série de chacun de ses brûleurs, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80 et pour la chaudière ou le four industriel modernes ou de transition;
  • e) le plan d’implantation de l’installation dans laquelle il se trouve, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80;
  • f) sa date de mise en service, pour la chaudière ou le four industriel moderne ou de transition;
  • g) le rendement thermique déterminé en conformité avec l’article 12 du présent règlement, pour la chaudière moderne;
  • h) la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air, pour le four industriel moderne, le cas échéant;
  • i) pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80 ayant subi une modification majeure :

    • (i) la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel comportant une telle modification,
    • (ii) une description de la modification.

4. Les renseignements ci-après concernant les essais sur la chaudière ou le four industriel :

  • a) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi un essai en cheminée:

    • (i) la date de l’essai,
    • (ii) le pourcentage de la capacité nominale à laquelle de fonctionnement de la chaudière ou du four industriel pendant l’essai,
    • (iii) une confirmation portant que l’essai a été effectué alors que la chaudière ou le four industriel était à l’état stable et une description de cet état,
    • (iv) la concentration en méthane du combustible fossile gazeux brûlé lors de l’essai, pour la chaudière ou le four industriel moderne,
    • (v) le pourcentage de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux pendant l’essai,
    • (vi) la méthode employée pour mesurer la concentration en NOx mentionnée au paragraphe 15(2) du présent règlement pour l’essai et, si une règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle remplacée,
    • (vii) l’intensité d’émission déterminée en conformité avec l’article 16 du présent règlement pour chacune des trois rondes de l’essai et la moyenne de ces intensités d’émission;
  • b) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi un essai au moyen d’un SMECE :

    • (i) si une règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle qu’elle remplace,
    • (ii) le nombre d’heures que comporte la période de référence,
    • (iii) le pourcentage le plus bas de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux au cours de la période mentionnée aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée par le SMECE parmi toutes les moyennes horaires mobiles déterminées au cours de la période de référence,
    • (iv) la moyenne du contenu en méthane du combustible fossile gazeux brûlé au cours de la période mentionnée aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée par le SMECE parmi toutes les moyennes horaires mobiles déterminées au cours de la période de référence, pour la chaudière ou le four industriel moderne,
    • (v) le résultat de l’essai du SMECE — c’est-à-dire la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles de la période de référence constituant l’intensité d’émission — déterminé en conformité avec celui des articles 19 à 26 du présent règlement qui s’applique,
    • (vi) la date et l’heure de la moyenne horaire mobile la plus élevée.

ANNEXE 4
(article 29)

RAPPORT INITIAL — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les renseignements ci-après concernant la personne responsable :

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

2. Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le four industriel :

  • a) à l’égard de chaque personne responsable, autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas échéant :

    • (i) ses nom et adresse municipale,
    • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
  • b) une indication portant qu’il s’agit d’une chaudière ou d’un four industriel;
  • c) son numéro de série;
  • d) sa capacité nominale;
  • e) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve;
  • f) l’identifiant unique de la chaudière ou du four industriel au sein de l’installation, le cas échéant;
  • g) le numéro de série de chacun de ses brûleurs, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80;
  • h) le plan d’implantation de l’installation dans laquelle il se trouve, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80;
  • i) sa date de mise en service, pour la chaudière ou le four industriel moderne ou de transition;
  • j) pour la chaudière ou le four industriel moderne ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h, une copie des documents établissant que la chaudière ou le four industriel est conçu, pour toutes conditions dans lesquelles il fonctionne, de manière à obtenir la capacité maximale d’intensité d’émission suivante :

    • (i) 13 g/GJ pour une chaudière moderne,
    • (ii) 16 g/GJ pour un four industriel moderne;
  • k) le rendement thermique déterminé en conformité avec l’article 12 du présent règlement, pour la chaudière moderne;
  • l) la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air, pour le four industriel moderne;
  • m) pour la chaudière ou le four industriel sur lequel a été effectué un essai en cheminée initial :

    • (i) la date de l’essai initial,
    • (ii) le pourcentage de la capacité nominale de fonctionnement de la chaudière ou du four industriel pendant l’essai initial,
    • (iii) une confirmation portant que l’essai initial a été effectué alors que la chaudière ou le four industriel était à l’état stable et une description de cet état,
    • (iv) la concentration en méthane du combustible fossile gazeux brûlé lors de l’essai initial, pour la chaudière ou le four industriel moderne,
    • (v) le pourcentage de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux pendant l’essai initial,
    • (vi) la méthode employée pour mesurer la concentration en NOx mentionnée au paragraphe 15(2) du présent règlement pour l’essai initial et, si une règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, la description de cette règle et une mention de la règle remplacée,
    • (vii) l’intensité d’émission déterminée en conformité avec l’article 16 du présent règlement pour chacune des trois rondes de l’essai initial et leur moyenne;
  • n) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi l’essai initial au moyen d’un SMECE :

    • (i) si une règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle remplacée,
    • (ii) le nombre d’heures que comporte la période de référence,
    • (iii) le pourcentage le plus faible de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux au cours de la période mentionnée aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée au moyen d’un SMECE parmi toutes les moyennes horaires mobiles déterminées au cours de la période de référence,
    • (iv) la concentration moyenne en méthane du combustible fossile gazeux brûlé au cours de la période mentionnée aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée par le SMECE parmi toutes les moyennes horaire mobiles déterminées au cours de la période de référence, pour la chaudière ou le four industriel moderne,
    • (v) le résultat de l’essai initial SMECE — c’est-à-dire la moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles de la période de référence constituant l’intensité d’émission — déterminée en conformité avec celui des articles 19 à 26 du présent règlement qui s’applique,
    • (vi) la date et l’heure de la moyenne horaire mobile la plus élevée.

ANNEXE 5
(paragraphes 45(1) et 60(3))

REGISTRE DES MOTEURS — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les renseignements ci-après sur la personne responsable :

  • a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique;
  • b) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant du moteur;
  • c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de l’agent autorisé;
  • d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé;
  • e) une indication que la personne responsable a effectué le choix visé au paragraphe 42(2) du présent règlement et la date à laquelle elle a effectué ce choix;
  • f) la date d’envoi de l’avis d’annulation visé au paragraphe 42(7) du présent règlement.

2. Les renseignements ci-après concernant le moteur ou l’unité de remplacement :

  • a) à l’égard de chaque personne responsable autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas échéant :

    • (i) ses nom et adresse municipale,
    • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
  • b) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve ou sa latitude et sa longitude s’il n’a pas d’adresse;
  • c) le numéro de série figurant sur la plaque signalétique fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant;
  • d) sa marque et son modèle;
  • e) dans le cas d’un moteur, s’il s’agit d’un moteur d’origine ou moderne;
  • f) sa puissance au frein nominale, exprimée en kW;
  • g) dans le cas d’un moteur, le type de moteur parmi les suivants :

    • (i) deux temps à mélange pauvre,
    • (ii) quatre temps à mélange pauvre,
    • (iii) quatre temps à mélange riche;
  • h) la technologie antipollution y étant installée, le cas échéant;
  • i) dans le cas d’un moteur moderne, la date de sa mise en fonctionnement;
  • j) dans le cas d’un moteur d’origine :

    • (i) la date à laquelle il a été désigné comme appartenant au groupe de la personne responsable,
    • (ii) s’il y a lieu, la date à laquelle la désignation a été annulée,
    • (iii) s’il s’agit d’un moteur à quatre temps à mélange pauvre, la teneur en oxygène en excès dans les gaz d’échappement;
  • k) dans le cas de l’unité de remplacement ou du moteur moderne de remplacement :

    • (i) la date à laquelle le remplacement a eu lieu,
    • (ii) le numéro de série de chaque moteur d’origine remplacé,
    • (iii) la date à laquelle chacun de ces moteurs d’origine a été retiré du groupe de la personne responsable;
  • l) dans le cas d’une unité de remplacement, le type d’unité de remplacement parmi les suivants :

    • (i) le moteur électrique,
    • (ii) la turbine;
  • m) le numéro de série des moteurs et des unités de remplacement suivants :

    • (i) ceux appartenant au même sous-groupe que le moteur ou l’unité de remplacement visé,
    • (ii) ceux appartenant au sous-ensemble visé au paragraphe 41(1) du présent règlement;
  • n) la valeur d’émission qui lui est assignée s’il appartient à un sous-groupe.

ANNEXE 6
(article 63)

RAPPORT ANNUEL — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de la personne responsable qui envoie le rapport.

2. Les renseignements ci-après concernant les essais de rendement prévus à l’article 53 du présent règlement qui ont été effectués par la personne responsable au cours de l’année visée par le rapport :

  • a) la date de l’essai et le nom de la personne ayant effectué l’essai et, s’il est différent, le nom de l’individu ayant effectué l’essai;
  • b) le numéro de série du moteur sujet à l’essai de rendement figurant sur la plaque signalétique du moteur fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant du moteur ou par un organisme gouvernemental;
  • c) toute méthode, mentionnée aux paragraphes 50(1), (2) ou (4) du présent règlement, suivie pour effectuer l’essai de rendement;
  • d) l’intensité d’émission du moteur déterminée conformément à l’article 53 du présent règlement.

3. Les renseignements ci-après concernant les moteurs à faible utilisation de la personne responsable :

  • a) le numéro de série du moteur figurant sur la plaque signalétique du moteur fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant du moteur ou par un organisme gouvernemental;
  • b) le nombre d’heures de fonctionnement durant l’année visée par le rapport, mesurées en continu à l’aide d’un compteur horaire ou d’un autre appareil ne pouvant être remis à zéro;
  • c) la durée du fonctionnement du moteur pendant toute urgence durant l’année visée par le rapport, exprimée en heures entières.

4. Pour chaque sous-groupe de la personne responsable lorsqu’elle a fait un choix aux termes du paragraphe 42(1) du présent règlement et que celui-ci demeure valide, quant à l’année visée par le rapport, les renseignements suivants :

  • a) le numéro de série des moteurs et unités de remplacement ayant appartenu au sous-groupe;
  • b) pour chaque moteur et unité de remplacement ayant appartenu au sous-groupe, chaque valeur d’émission lui ayant été attribuée;
  • c) pour chaque moteur et unité de remplacement ayant appartenu au sous-groupe et pour chaque valeur d’émission lui ayant été attribuée durant l’année, le nombre d’heures pendant lesquelles il a fonctionné au sein de ce sous-groupe avec cette valeur d’émission;
  • d) pour chaque moteur et unité de remplacement ayant appartenu au sous-groupe, le nombre d’heures qu’ont comporté toutes les périodes visées à l’article 35 du présent règlement;
  • e) la moyenne annuelle d’intensité d’émission du sous-groupe déterminée en conformité avec le paragraphe 42(4) du présent règlement, exprimée en ppmvs ou en g/kWh.

5. Pour le sous-ensemble mentionné à l’article 41 du présent règlement :

  • a) pour chaque moteur du sous-ensemble et pour chaque moteur visé au paragraphe 41(2) du présent règlement, le numéro de série figurant sur la plaque signalétique du moteur fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant du moteur ou par un organisme gouvernemental;
  • b) la preuve que la puissance au frein nominale totale du sous-ensemble est d’au moins 50 % de la puissance au frein nominale totale du groupe de la personne responsable.

6. Pour chaque moteur visé à l’article 54 du présent règlement, les renseignements ci-après concernant la détermination du pourcentage volumique en oxygène dans les gaz d’échappement prévu à cet article par la personne responsable au cours de l’année visée par le rapport :

  • a) la date à laquelle le pourcentage a été déterminé;
  • b) le numéro de série du moteur sujet à l’essai de rendement figurant sur la plaque signalétique du moteur fournie par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un document fourni par le fabricant du moteur ou par un organisme gouvernemental;
  • c) le pourcentage volumique en oxygène.

ANNEXE 7
(article 72)

RAPPORT ANNUEL — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

1. Les renseignements ci-après sur la personne responsable :

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

2. Les renseignements ci-après sur la cimenterie :

  • a) à l’égard de chaque personne responsable, autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas échéant :

    • (i) ses nom et adresse municipale,
    • (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
  • b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant;
  • c) sa latitude et sa longitude;
  • d) le numéro d’identification attribué par le ministre pour l’inventaire national des rejets polluants établi en application de l’article 48 de la Loi;
  • e) le nombre de fours;
  • f) le type de chacun des fours;
  • g) pour chacun des fours, pour l’année visée par le rapport annuel;

    • (i) les émissions de NOx exprimées en kilogrammes,
    • (ii) les émissions de SO2 exprimées en kilogrammes;
    • (iii) la quantité de clinker produite exprimée en tonnes.

3. S’il y a lieu, l’intensité d’émission choisie par la personne responsable aux termes du paragraphe 68(2) du présent règlement pour l’élément IENOxi de la formule figurant au paragraphe 68(1) du présent règlement.

ANNEXE 8
(paragraphe 73(3))

RAPPORT DU VÉRIFICATEUR — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR

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

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

3. Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer les éléments suivants :

  • a) l’utilisation, par la personne responsable, du SMECE en conformité avec le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la méthode de référence du SMECE;
  • b) la mesure dans laquelle la personne responsable s’est conformée à la méthode de référence du SMECE;
  • c) la conformité du système avec les spécifications de la méthode de référence du SMECE, notamment les sections 3 à 5.

4. Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis, ce qui suit a ou non été observé :

  • a) la personne responsable utilise le SMECE en conformité avec le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la méthode de référence du SMECE;
  • b) la mesure dans laquelle la personne responsable s’est conformée à la méthode de référence du SMECE;
  • c) le système est conforme aux spécifications de la méthode de référence du SMECE, notamment aux sections 3 à 5.

5. Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité a ou non été mis à jour par la personne responsable conformément à la section 6.5.2 de la méthode de référence du SMECE.

[23-1-o]

  • Référence 1
    Un règlement et d’autres instruments sont proposés pour le secteur des sables bitumineux, mais il se peut qu’ils ciblent différentes activités dans le secteur.
  • Référence 2
    Certains secteurs visés par le SGQA n’ont pas de chaudières ni de fours industriels existants qui seraient assujettis à l’obligation (par exemple, la fabrication de ciment ne nécessite aucun équipement qui pourrait être considéré comme une chaudière ou un four industriel en vertu du projet de règlement).
  • Référence 3
    Les gigajoules par heure d’apport énergétique constituent une mesure de la quantité de carburant brûlé par l’équipement sur une base continue.
  • Référence 4
    En plus de ces limites d’émissions, les chaudières ayant une capacité nominale supérieure à 262,5 GJi/h seraient tenues d’être conçues pour émettre moins de 13 g/GJi (indépendamment du fait qu’ils brûlent du gaz naturel ou un combustible gazeux de remplacement, et indépendamment de leur rendement).
  • Référence 5
    En plus de ces limites d’émissions, les fours industriels ayant une capacité supérieure à 262,5 GJi/h seraient tenus d’être conçus pur émettre moins de 16 g/GJi (indépendamment du fait qu’ils brûlent du gaz naturel ou un combustible gazeux de remplacement et quelle que soit la quantité d’air préchauffé).
  • Référence 6
    La norme de rendement pour les chaudières et les fours industriels de transition est de 26 g/GJi pour les équipements d’une capacité nominale inférieure à 105 GJi/h et de 40 g/GJi pour les équipements d’une capacité supérieure à 1 055 GJi/h.
  • Référence 7
    La seule installation de production de ciment blanc n’est pas actuellement soumise à ce projet de règlement. Une norme de rendement propre aux cimenteries produisant du ciment blanc est encore en cours d’élaboration. Comme les marchés du ciment gris et blanc sont mutuellement exclusifs, aucun problème à court terme relatif à la concurrence n’est prévu.
  • Référence 8
    En ce qui a trait aux quelques moteurs qui seront remplacés à la fin de leur durée de vie en 2013, on suppose que les exploitants installeront un équipement conforme au projet de règlement.
  • Référence 9
    Le modèle 3EC concerne 50 États américains, 10 provinces et 3 territoires au Canada, ainsi que le secteur de la production énergétique du Mexique.
  • Référence 10
    En raison de contraintes de temps, cette analyse ne tient pas compte des dernières statistiques du Rapport d’inventaire national de 2013. Toutefois, ces données seront incorporées dans la publication de la Partie Ⅱ de la Gazette du Canada.
  • Référence 11
    Le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air a été élaboré et est continuellement mis à jour par les scientifiques d’Environnement Canada. Ce système est actuellement utilisé par Environnement Canada pour diverses applications liées à la pollution atmosphérique en Amérique du Nord. Le modèle a pour objectif de décrire la formation de l’ozone troposphérique, les matières particulaires, et les dépôts acides en Amérique du Nord en vue de soutenir l’élaboration de politiques et la prise de décisions.
  • Référence 12
    Voir Gong et al., 2006; McKeen et al., 2007; Samaali et al., 2009; Smyth et al., 2009.
  • Référence 13
    La relation entre les émissions de polluants atmosphériques et la qualité de l’air ambiant est très complexe et non linéaire. Cela est particulièrement vrai pour la formation de l’ozone troposphérique, par l’intermédiaire de l’interaction des oxydes d’azote et des composés organiques volatils.
  • Référence 14
    Le modèle de l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air comprend des fonctions qui représentent la relation entre l’exposition à la pollution atmosphérique et les risques pour la santé par habitant. Ce modèle contient également des estimations des avantages pour le bien-être social (ou la valeur socioéconomique) liés à la réduction des risques de différents résultats pour la santé. À partir des changements estimés concernant la qualité de l’air ambiant dans le cadre du Règlement, l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air a estimé la façon dont les risques de problèmes de santé par habitant pourraient être réduits. Les changements dans les risques pour la santé par habitant ont ensuite été multipliés par la valeur socioéconomique appropriée en vue d’estimer les avantages de la réduction des risques par habitant. La réduction des risques par habitant ainsi que l’estimation des avantages pour le bien-être par habitant ont ensuite été multipliées par la population exposée pour déterminer le nombre d’événements liés à la santé évités et la valeur économique totale des avantages pour la santé, et ce, pour chaque division de recensement au Canada. Ces estimations ont ensuite été rassemblées par la division de recensement pour déterminer les répercussions et les avantages pour la santé à l’échelle provinciale et nationale.
  • Référence 15
    Communiquer avec la Direction de l’analyse économique d’Environnement Canada pour toute question au sujet de la méthodologie, de la justification ou de la politique.
  • Référence 16
    Document de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des États-Unis : IWGSCC, 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis.
  • Référence 17
    Cette valeur augmente chaque année selon la croissance attendue des dommages. On a estimé la valeur de 29,06 $ par tonne de CO2 en 2013 (en dollars canadiens de 2012) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique des trois modèles PAGE, FUND et DICE.
  • Référence 18
    Reflète les arguments soulevés par Weitzman (2011) « Fat-Tailed Uncertainty in the Economics of Climate Change », Review of Environmental Economic Policy, 5(2), p. 275-292, et Pindyck (2011) « Fat Tails, Thin Tails, and Climate Change Policy », Review of Environmental Economics and Policy.
  • Référence 19
    On a estimé la valeur de CO2 en 2013 à 115,18 $ par tonne (en dollars canadiens de 2012) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique des deux modèles PAGE et DICE. Le modèle FUND a été exclu de cette estimation, car il ne comprend pas les dégâts climatiques à coûts élevés et à faible probabilité.
  • Référence 20
    La vie d’un moteur est déterminée en fonction de la vitesse à laquelle il tourne (c’est-à-dire les tours par minute). On suppose que les moteurs ayant un régime plus élevé ont une durée de vie utile plus courte, alors que les moteurs qui fonctionnent à des vitesses inférieures sont moins sujets à l’usure. L’analyse se fonde sur une durée de vie utile de 20, 40 ou 60 ans pour les moteurs ayant un taux de tours par minute supérieur à 900, allant de 900 à 1 400, et inférieur à 1 400, respectivement, conformément aux données fournies par Accurata Inc.
  • Référence 21
    La puissance (fournie par l’ACPP et l’ACPE pour chaque modèle), la capacité (75 %) et l’utilisation du modèle de moteur (sur la base de 7 884 heures/an dans le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont, de 6 920 heures/an ou selon les prévisions pour chaque moteur du secteur de l’acheminement du gaz naturel) sont les mêmes dans le scénario de référence et le scénario réglementaire.
  • Référence 22
    Une description de la façon dont la plupart des technologies efficaces selon le coût sont sélectionnées peut être trouvée dans la section 4.3.1.
  • Référence 23
    Il est possible que les exploitants des moteurs possèdent un excédent de moteurs à mélange riche pour remplacer les vieux moteurs. Dans ce scénario, la technologie d’adaptation antipollution des moteurs pourrait être appliquée aux moteurs. Compte tenu des renseignements limités, cela n’est pas explicitement pris en compte dans l’analyse, mais la section 7 comprend une analyse de sensibilité pour les dépenses en capital, en entretien et en combustible.
  • Référence 24
    Par exemple, dans la mesure où les réductions d’émissions en 2024 représentent environ 27 % des réductions d’émissions en 2025, les avantages pour l’environnement en 2024 devraient également représenter 27 % des valeurs de 2025.
  • Référence 25
    Le deciview est un indice visuel conçu pour être linéaire relativement aux changements dans la qualité de l’air visuellement perçus sur toute son aire de répartition. L’échelle deciview est de zéro pour des conditions vierges et augmente au fur et à mesure que la visibilité se dégrade. Une diminution d’un deciview correspond à peu près à une amélioration de 10% de la portée visuelle, quelle que soit la portée initiale.
  • Référence 26
    Le coût du carburant est déterminé en multipliant la quantité de moteurs par la consommation spécifique de combustible au frein pour chaque modèle de moteur, par la puissance du moteur, la charge, l’utilisation et le prix en dollars par Btu, en supposant un prix du gaz naturel constant de 4 $/MMBtu (soit une estimation conservatrice, étant donné les prévisions concernant le prix du gaz de Sproule and Associates accessibles au lien www.sproule.com/forecasts/archives, en anglais seulement). Les données sur la consommation de carburant spécifiques aux freins précise de chaque modèle de moteur et sur l’impact sur la consommation de carburant associée à la technologie de contrôle différente ont été fournies par Accurata Inc. Un éventail de prix du carburant est présenté dans l’analyse de sensibilité de la section 7.
  • Référence 27
    Document de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des États-Unis : IWGSCC, 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis.
  • Référence 28
    Le CSC (coût social du carbone) représente la valeur monétaire des dommages associés aux changements climatiques mondiaux qui ont pu être évités grâce à la réduction des gaz à effet de serre. Pour obtenir plus de détails, veuillez consulter la section 3.5.
  • Référence 29
    L’éventail des fonds, des coûts d’entretien et des coûts en carburant correspond à l’éventail des coûts de mise à niveau appliqués aux moteurs dans le scénario réglementaire.
  • Référence 30
    Toutefois, la base de données FisherSolve fait figure d’exception, car elle a servi à obtenir des renseignements sur l’équipement dans le secteur des pâtes et papiers.
  • Référence 31
    La durée de vie moyenne supposée de 40 ans pour l’équipement a été déterminée en fonction des renseignements fournis par plusieurs fabricants de chaudières. Une durée de vie moyenne de 40 ans pour l’équipement correspond également à la répartition par âge des chaudières dans l’inventaire.
  • Référence 32
    Dans le cadre de l’analyse, on a supposé que la demande d’énergie ne diminuerait pas suffisamment dans les divers secteurs pour entraîner une suppression des anciens équipements en raison d’une capacité excédentaire.
  • Référence 33
    Pour le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, on est parti du principe que les chaudières et les fours industriels fonctionnent à une capacité de 90% et sont utilisés 340 jours par an.
  • Référence 34
    Les facteurs d’émission sont déterminés en fonction des facteurs d’émission de l’Environmental Protection Agency des États-Unis pour les chaudières et en supposant qu’une technologie compatible avec la norme de rendement concernant les émissions de NOx de l’équipement d’origine a été mise en place après l’année modèle 1990. Selon les renseignements fournis par le groupe de travail d’experts sur les chaudières et les fours industriels, la technologie installée après 1990 émet 26 g/GJi et 40 g/GJi pour moins de 105 g/GJi et plus de 105 g/GJi, respectivement. Ainsi, ces facteurs d’émission sont utilisés en l’absence de facteurs d’émission propres à chaque équipement dans leur gamme de capacité respective. Pour les chaudières antérieures à 1990, on utilise un facteur d’émission moyen pondéré selon la taille de l’équipement et le facteur d’émission de l’Environmental Protection Agency des États-Unis correspondant.
  • Référence 35
    Une petite proportion des équipements concernés par le projet de règlement devra peut-être se conformer à des normes de rendement moins rigoureuses (facteur d’émission supérieur à 16 g/GJi), comme il est indiqué dans le tableau 3 (par exemple ceux qui utilisent d’autres combustibles gazeux). En l’absence de renseignements sur les chaudières qui utiliseraient ces autres carburants, et compte tenu de leur faible nombre par rapport à l’ensemble de l’équipement, on suppose un facteur d’émission de 16 g/GJi pour tous les appareils modernes. De plus, le scénario réglementaire n’inclut pas des réductions différentielles en raison des exigences plus strictes que le Règlement impose sur l’équipement consommant au-delà de 262,5 GJi/h (voir tableau 3). Enfin, le scénario réglementaire n’inclut pas de réductions différentielles découlant des normes de rendement pour l’équipement transitionnel, car ces normes sont supposées être respectées dans le scénario du maintien du statu quo.
  • Référence 36
    Par exemple, dans la mesure où les réductions d’émissions en 2019 ne représentent qu’environ 36% des réductions d’émissions en 2025, les avantages pour l’environnement en 2019 devraient également représenter 36% des valeurs de 2025.
  • Référence 37
    Site Web de l’Association canadienne du ciment : www.cement.ca/fr.
  • Référence 38
    Il existe un certain nombre de raisons possibles expliquant l’éventail actuel de niveaux de performance des émissions, comme la disponibilité des intrants ayant des propriétés favorables (c’est-à-dire pour l’alimentation et le carburant), les initiatives environnementales existantes à l’échelle provinciale et les initiatives ministérielles en matière de leadership.
  • Référence 39
    Cheminfo Services Inc., Socio-Economic Information, Compliance Options and Costs of Reducing Air Pollutant and Greenhouse Gas Emissions in the Canadian Cement Sector, septembre 2008. Rapport soumis à Environnement Canada.
  • Référence 40
    Environmental Protection Agency des États-Unis, Continuous Emission Monitoring – Information, Guidance, etc., publié le 3 juillet 2007 et disponible à l’adresse www.epa.gov/ttn/emc/cem.html.
  • Référence 41
    Commission européenne, Cement, Lime and Magnesium Oxide Manufacturing Industries, mai 2010. Disponible à l’adresse http://eippcb.jrc.es/reference/.
  • Référence 42
    Les avantages pour Terre-Neuve-et-Labrador, l’Île-du-Prince-Édouard et les territoires ont été exclus, car ils ne sont pas représentatifs sur le plan statistique.
  • Référence 43
    Association canadienne des producteurs de pétrole (2013), Net Cash Expenditures of the Petroleum Industry. www.capp.ca. Les coûts ne sont pas actualisés.
  • Référence 44
    Les coûts moyens annuels du capital et des opérations non actualisés et divisés par une vie de 25 ans d’un équipement de brûleur (qui a une vie utile plus courte que la chaudière ou le four dans lequel il se trouve).
  • Référence 45
    Les coûts moyens annuels en capital et en opérations non actualisés divisés par une vie d’équipement de 21 ans.
  • Référence 46
    Tableaux Cansim 303-0060 et 301-0006, Fabrication de ciment, SCIAN 32731.
  • Référence 47
    En 2013, l’industrie a été consultée afin de leur donner l’occasion d’apporter leur point de vue sur les éléments qui pourraient contribuer au fardeau administratif du projet de règlement.
  • Référence 48
    Il est à noter que dans la section « Avantages et coûts » ci-dessus, on a utilisé un taux d’actualisation de 3% pour tous les coûts et les avantages, y compris les coûts administratifs. Aux fins d’uniformité avec d’autres projets de règlements, les coûts administratifs sont présentés ici en utilisant un taux d’actualisation de 7%, conformément aux lignes directrices du Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada.
  • Référence 49
    Les valeurs sont présentées par entreprise pour les moteurs et le ciment, et par unité pour les chaudières et les fours industriels.
  • Référence 50
    L’estimation du nombre de moteurs exploités par les petites entreprises résulte de consultations avec des petites entreprises initialement identifiées grâce à des données de l’Inventaire national des rejets de polluants et à une base de données des installations de production de pétrole et de gaz achetée auprès de la compagnie IHS Inc. Cette liste initiale a été recoupée avec celle de Hoover, un service de base de données de l’industrie de Dun et Bradstreet, afin de savoir quelles entreprises de la base de données étaient petites. Par ailleurs, au cours de l’élaboration de ces normes de rendement, sept grandes entreprises ont fourni un inventaire des moteurs qui représente environ 40% du nombre total de moteurs originaux soumis au projet de règlement. Cette information a été combinée pour faire une estimation du nombre de petites entreprises touchées et du ratio des moteurs par petite entreprise, ce qui a permis la conception des solutions réglementaires décrites dans l’analyse de la souplesse réglementaire et le calcul des coûts administratifs et de conformité qui résulteraient de la mise en œuvre du projet de règlement.
  • Référence 51
    La Politique d’observation et d’application d’Environnement Canada peut être consultée à l’adresse suivante : www.ec.gc.ca/alef-ewe/default.asp?lang=Fr&n=AF0C5063-1.
  • Référence a
    L.C. 2004, ch. 15, art. 31
  • Référence b
    L.C. 1999, ch. 33
  • Référence c
    L.C. 2008, ch. 31, art. 5