Vol. 151, no 21 — Le 27 mai 2017

Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier)

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie des règlements.)

Résumé

Enjeux : Les rejets de composés organiques volatils (COV), qui comprennent les gaz de pétrole et de raffinerie (GPR), provenant d’installations des secteurs pétrolier et pétrochimique présentent des risques pour la santé des Canadiens et leur environnement. Les fuites de pièces d’équipement de traitement constituent la principale source de rejets de COV.

Les composés organiques volatils sont les principaux précurseurs de la formation de l’ozone (O3) troposphérique et des particules, qui sont les constituants majeurs du smog. Il est reconnu que le smog a des effets indésirables sur la santé humaine et l’environnement. De plus, les GPR peuvent contenir des substances cancérigènes tels le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène. Les composés organiques volatils, les GPR et ces substances cancérigènes figurent tous sur la Liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE].

Un certain nombre de mesures réglementaires et non réglementaires ont déjà été prises par des provinces canadiennes pour limiter les rejets fugitifs de VOC provenant d’installations des secteurs pétrolier et pétrochimique. En général, ces mesures instaurent des programmes de détection et de réparation des fuites (DERF) qui se concentrent sur les fuites importantes et exigent l’inspection annuelle de la majeure partie des pièces d’équipement. Cette approche pourrait permettre à des fuites importantes de perdurer avant qu’elles ne soient détectées et colmatées. La détection et le colmatage rapides des fuites, petites et grosses, sont essentiels, parce que même de faibles concentrations des composants cancérigènes des GPR peuvent être nocives pour la santé humaine. Par conséquent, les mesures actuelles sont jugées insuffisantes pour réduire le plus possible l’exposition humaine.

Description : Le projet de Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) [le projet de règlement] imposerait la mise en œuvre de programmes complets de DERF aux raffineries de pétrole, aux usines de valorisation et à certaines installations pétrochimiques canadiennes. Les exploitants auraient aussi l’obligation de modifier certains composants d’équipements pour prévenir les fuites et de surveiller la concentration de certains COV au périmètre des installations.

Énoncé des coûts et avantages : Le projet de règlement devrait permettre de réduire les rejets de COV d’environ 102 kilotonnes (kt) et les émissions de gaz à effet de serre (GES) de 43 kt d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2) pour les années 2017 à 2035. La valeur actuelle (VA) des avantages est estimée à 313 millions de dollars, surtout en raison de l’amélioration de la santé humaine. La VA des coûts est estimée à 254 millions de dollars, surtout en raison de l’inspection et de la réparation des pièces d’équipement qui fuient. Globalement, le projet de règlement devrait apporter un avantage net de 59 millions de dollars et se traduire par un rapport avantages-coûts de 1,2 pour 1. Le projet de règlement ne devrait pas avoir un impact sur la position concurrentielle des installations touchées.

Règle du « un pour un » et lentille des petites entreprises : Le projet de règlement devrait entraîner un fardeau administratif annualisé d’environ 179 664 $ pour toutes les installations touchées pour les années 2018 à 2027, soit 6 910 $ par installation, et deviendrait un nouveau règlement. Il s’agit donc d’un « AJOUT » selon la règle du « un pour un » (voir référence 1). Ce fardeau est attribuable aux activités qui sont nécessaires pour assurer l’efficacité générale du projet de règlement, comme la communication des renseignements et la tenue de registres. Des mesures tel un guichet unique pour la communication des renseignements sont envisagées afin de réduire le fardeau administratif. Aucune petite entreprise ne devrait être touchée par le projet de règlement.

Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le projet de règlement unifie les mesures disparates au Canada dans un cadre modernisé. Il s’accorde d’une façon générale avec la réglementation américaine, tout en tenant bien compte des circonstances propres au Canada, comme les rigueurs de l’hiver. Pour ne pas compromettre la compétitivité des installations réglementées, tout en améliorant considérablement la qualité de l’air pour les Canadiens, la LCPE permet aux provinces de conclure des accords d’équivalence, au besoin. Le projet de règlement soutiendrait aussi les objectifs de l’Accord Canada–États-Unis sur la qualité de l’air.

1 Contexte

Les gaz de pétrole et de raffinerie (GPR) sont rejetés dans des flux mixtes de COV provenant des fuites fugitives des pièces d’équipement de traitement des installations des secteurs pétrolier et pétrochimique (voir référence 2). Réduire les rejets de COV de ces secteurs entraînera la diminution des rejets de GPR et des substances cancérigènes.

1.1 Gaz de pétrole et de raffinerie et substances cancérigènes

Le Plan de gestion des produits chimiques (PGPC) est une initiative mise en œuvre par le gouvernement du Canada pour réduire le risque que présentent les produits chimiques pour les Canadiens et l’environnement. Les GPR constituent un des groupes de produits chimiques qui font partie d’une catégorie d’hydrocarbures légers produits par des installations comme les raffineries et les usines de valorisation. En 2013, le gouvernement du Canada (le gouvernement) a mené un examen préalable par des pairs des GPR et a constaté qu’ils peuvent contenir des cancérigènes connus comme le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène (substances qui ont été évaluées par le gouvernement et qui ont été jugées nocives pour la santé humaine (voir référence 3), (voir référence 4). D’après l’inventaire national des rejets des polluants, les raffineries, les usines de valorisation et les installations pétrochimiques canadiennes rejettent des composants des GPR dans l’environnement avoisinant, y compris des substances cancérigènes telles que le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène. On s’attend à ce qu’une hausse des rejets de substances cancérigènes de ces installations augmente les risques de cancer des Canadiens à proximité de celles-ci.

Le 1,3-butadiène peut endommager le matériel génétique (par exemple l’ADN) dans les cellules et causer des mutations susceptibles d’entraîner un cancer (génotoxicité). En outre, il a été observé que le 1,3-butadiène est cancérigène pour les rongeurs, et les études épidémiologiques ont fourni des preuves d’une association entre l’exposition au 1,3-butadiène et la leucémie chez les humains. Selon l’évaluation du 1,3-butadiène, l’étude d’options visant à réduire l’exposition de la population à proximité des sources industrielles devrait avoir un haut degré de priorité.

L’effet cancérigène du benzène est avéré, selon les études chez les humains et les animaux de laboratoire. Des études sur le lien entre le benzène et le cancer ont porté principalement sur la leucémie et d’autres cancers des cellules du sang. Le rapport d’évaluation du benzène indique que l’analyse des options permettant de réduire l’exposition devrait avoir un haut degré de priorité et que l’exposition devrait être réduite partout où c’est possible.

De même, compte tenu de sa cancérogénicité, il a été conclu que l’isoprène est toxique pour la santé humaine. L’objectif de gestion du risque est de réduire l’exposition à l’isoprène provenant des émissions industrielles dans la mesure du possible.

Retenant le 1,3-butadiène comme composant très dangereux afin de définir l’exposition potentielle de la population générale, l’évaluation a mené à la conclusion que les GPR sont toxiques pour la santé humaine et à la reconnaissance qu’une petite partie de la population générale risque d’être exposée à ces gaz et à leurs composants cancérigènes au voisinage de certaines installations pétrolières. L’objectif en matière de santé humaine proposé pour la gestion des GPR est de réduire le plus possible l’exposition.

1.2 Composés organiques volatils

Les GPR appartiennent à la grande catégorie des COV, qui sont des précurseurs de la formation de l’ozone troposphérique et des particules, les principaux constituants du smog. Il a été montré que l’ozone troposphérique et les particules, en particulier les particules fines dont le diamètre est plus petit ou égal à 2,5 micromètres (P2,5), nuisent à la santé humaine, et l’exposition à ces polluants augmente les risques d’un large éventail de problèmes de santé.

L’exposition à l’ozone troposphérique entraîne divers effets sur la santé, y compris le décès prématuré. Les preuves médicales sont particulièrement convaincantes pour ce qui est des effets nocifs qu’a l’ozone troposphérique sur la fonction pulmonaire et de la part qu’il prend dans les symptômes respiratoires et l’inflammation pulmonaire. Il y a un lien significatif entre l’exposition à court terme à l’ozone troposphérique et les consultations aux urgences et les hospitalisations pour des problèmes relatifs à l’appareil respiratoire (surtout l’asthme) ainsi que les décès prématurés. L’exposition à l’ozone troposphérique pourrait aussi entraîner certains effets sur le cœur, certains effets néfastes à long terme sur l’appareil respiratoire ainsi que la mortalité attribuable à une exposition chronique.

Par ailleurs, l’ozone troposphérique peut perturber la capacité des plantes sensibles de produire et de stocker des aliments, et les rendre plus vulnérables à certaines maladies, aux insectes, aux intempéries et à d’autres polluants.

Les données épidémiologiques continuent de confirmer les observations antérieures de dommages liés aux particules et aux P2,5. Elles confirment notamment le risque de mort lié à l’exposition à long terme aux P2,5 et le lien avec des effets cardiaques nuisibles à la suite des expositions aiguës et chroniques. De plus, il existe une relation robuste entre les P2,5 et la mortalité attribuable au cancer du poumon. Les recherches semblent indiquer que les P2,5 sont liées à la morbidité en raison d’un éventail d’effets négatifs, notamment les symptômes respiratoires, la bronchite (aiguë et chronique), l’exacerbation de l’asthme et d’autres effets sur l’appareil respiratoire. Ces effets font augmenter le nombre de jours d’activités restreintes, les consultations aux urgences, les hospitalisations et les décès prématurés.

Plusieurs groupes de la population sont particulièrement vulnérables aux effets négatifs de l’exposition à l’ozone troposphérique et aux P2,5. Il s’agit notamment des personnes qui pratiquent beaucoup les activités en plein air, des enfants, des personnes âgées (surtout celles qui ont déjà une maladie respiratoire ou cardiaque) et des personnes hypersensibles aux irritants respiratoires. Il se peut que toute la population soit exposée à un certain degré de risque même à la plus basse concentration d’ozone troposphérique et de P2,5.

Les particules s’accumulent parfois sur les surfaces et altèrent leurs caractéristiques optiques, et elles peuvent bloquer ou disperser les rayons solaires à travers ces surfaces, réduisant la visibilité.

1.3 Installations touchées dans les secteurs pétrolier et pétrochimique

Le projet de règlement devrait toucher 26 installations. Ces installations fabriquent des produits pétroliers liquides par le traitement, à l’aide de la distillation, du pétrole brut ou du bitume, ou de charges d’alimentation partiellement raffinées dérivées du pétrole brut ou du bitume. Parmi ces 26 installations, 18 sont des raffineries de pétrole, 6, des usines de valorisation et 2, des installations pétrochimiques.

Le projet de règlement devrait toucher 18 raffineries, dont 1 doit entrer en activité en 2017. Elles se situent dans sept provinces, la plupart en Alberta et en Ontario. Ces raffineries fabriquent des carburants de transport, le principal étant l’essence, par le traitement du pétrole brut classique ou du pétrole brut synthétique (PBS). Elles produisent aussi certains mazouts de chauffage domestique, des lubrifiants, le mazout lourd, l’asphalte routier et des charges d’alimentation destinées aux usines pétrochimiques. La plupart de ces produits raffinés sont écoulés sur le marché canadien, mais certains sont exportés, surtout aux États-Unis.

Il y a six usines de valorisation au Canada, dont cinq sont situées en Alberta et une en Saskatchewan. Une installation en Alberta a cessé ses activités de valorisation en raison d’une explosion survenue en janvier 2016. On ne sait pas quand elle les reprendra. Quoi qu’il en soit, on présume que les six usines de valorisation seraient touchées par le projet de règlement. Les usines de valorisation convertissent le bitume ou le pétrole lourd en pétrole brut synthétique surtout, mais aussi en produits pétroliers raffinés comme le diesel et le kérosène (voir référence 5). La plupart des installations sont intégrées ou se rattachent aux procédés d’extraction des sables bitumineux. L’essentiel du pétrole brut synthétique est exporté aux États-Unis, mais une certaine quantité est transportée vers les raffineries canadiennes (voir référence 6).

Deux installations pétrochimiques intégrées, l’une en Ontario et l’autre en Alberta, devraient être touchées par le projet de règlement. Les installations pétrochimiques convertissent des charges d’alimentation de pétrole raffiné, du gaz naturel ou des liquides de gaz naturel en produits pétrochimiques de base qui entrent dans la fabrication de produits industriels et de consommation variés, comme des plastiques. Les produits pétrochimiques comptent l’éthylène, le styrène, le propylène, le benzène et le butadiène. Ces produits sont soit vendus à des usines de fabrication de produits chimiques au Canada, soit exportés, surtout aux États-Unis.

1.4 Contrôle des rejets fugitifs de COV au Canada (voir référence 7)

Les programmes de détection et de réparation de fuites constituent la meilleure pratique pour contrôler efficacement les rejets fugitifs de COV des installations pétrolières et pétrochimiques selon l’expérience de l’industrie et d’autres organismes de réglementation. La plupart des installations visées par le projet de règlement ont déjà mis en œuvre des programmes de DERF sous une forme ou une autre.

Afin de traiter les COV en tant que précurseurs du smog, le Conseil canadien des ministres de l’environnement (CCME) a publié un code de pratique sans caractère obligatoire (volontaire) en 1993 (le Code du CCME) (voir référence 8). Ce code visait à établir une méthode cohérente de contrôle des fuites fugitives de COV provenant des pièces d’équipement au moyen de programmes de DERF. Il recommande une inspection par année pour la plupart des pièces d’équipement, telles que les soupapes et les pompes, ainsi que quatre inspections par année pour les compresseurs, qui ont une plus grande probabilité de fuites. Le Code du CCME recommande également que des instruments de surveillance portatifs soient utilisés pour l’inspection conformément à la méthode 21 (voir référence 9)de l’Environmental Protection Agency [agence pour la protection de l’environnement] des États-Unis (l’EPA des États-Unis). Selon le Code du CCME, une fuite est considérée comme « importante » lorsque la concentration de COV mesurée à la source est supérieure ou égale à 10 000 parties par million en volume (ppmv). Le Code du CCME recommande de réparer les composants présentant des fuites importantes dans les 15 jours suivant la détection.

Un certain nombre d’organismes de réglementation provinciaux et municipaux, ainsi qu’une association de l’industrie, se sont par la suite fondés sur le Code du CCME pour élaborer leurs propres mesures de contrôle. Par exemple, les exigences du district régional du Grand Vancouver en matière d’inspection sont identiques à celles du Code du CCME; toutefois, les fuites des pièces d’équipements à 1 000 ppmv ou plus doivent être réparées dans les 90 jours suivant la détection.

Le Règlement sur l’assainissement de l’atmosphère du Québec exige des inspections trimestrielles des pompes, des agitateurs et des compresseurs durant les mois d’avril à décembre, mais des inspections annuelles pour d’autres composants d’équipements, à quelques exceptions près (voir référence 10). Le seuil de fuite importante est de 1 000 ppmv pour les composants d’équipements qui contiennent toute proportion de benzène ou de butadiène et de 10 000 ppmv pour les autres cas. Si une fuite a une concentration de 10 % ou plus de benzène ou de butadiène, elle doit être colmatée dans les 15 jours suivant la détection. Si une fuite a une concentration de benzène ou de butadiène moins de 10 %, elle doit être colmatée dans les 45 jours suivant la détection.

Les normes sectorielles de l’Ontario (voir référence 11) exigent trois inspections par année pour les composants qui sont en contact avec un fluide contenant certaines concentrations de benzène ou de 1,3-butadiène. Les limites maximales de benzène ou de 1,3-butadiène seront abaissées au fil du temps, ce qui fera augmenter le nombre de pièces d’équipements soumis à l’inspection. Le délai autorisé pour réparer les fuites ayant une concentration de 1 000 ppmv ou plus dépend de la concentration de la fuite, et il diminue avec le temps. En outre, un instrument de surveillance portatif doit être utilisé pour au moins une inspection par année, tandis que les instruments optiques de visualisation des gaz sont autorisés pour d’autres inspections. Des sites d’échantillonnages doivent être installés le long du périmètre des installations (pour effectuer leur surveillance du périmètre) et des échantillons doivent être prélevés à ces sites d’échantillonnages conformément à la méthode 325A de l’EPA des États-Unis. Des échantillons doivent être analysés pour déterminer les concentrations de benzène (pour les raffineries de pétrole) ou de benzène et de 1,3-butadiène (pour les usines pétrochimiques) dans l’air aux installations, conformément à la méthode 325B de l’EPA des États-Unis (voir référence 12), (voir référence 13).

La Canadian Fuels Association (CFA) a élaboré un code de pratique non contraignant pour ses membres. Ce code recommande une inspection annuelle des pièces d’équipement, à quelques exceptions près, et la réparation de tout composant qui a une fuite à 10 000 ppmv ou plus dans les 90 jours suivant la détection.

1.5 Contrôle des rejets fugitifs de COV aux États-Unis

L’EPA des États-Unis a introduit les exigences de DERF en vertu de la Clean Air Act au milieu des années 1980. Ces exigences ont été mises à jour périodiquement et il y a eu une révision importante en 2007 (voir référence 14).

En règle générale, les raffineries de pétrole et les installations pétrochimiques (voir référence 15) américaines sont tenues d’effectuer des inspections mensuelles, et le seuil de fuite importante va de 500 ppmv (pour la plupart des soupapes, raccords et dispositifs de détente de pression) à 2 000 ppmv (pour la plupart des pompes). Dans le cas de certains types de composants d’équipements, la fréquence d’inspection (nombre d’inspections) peut être réduite si le nombre de fuites détectées est constamment faible. Les réparations doivent être amorcées dans les 5 jours et achevées dans les 15 jours, à moins que la réparation ne soit impossible sans l’arrêt de l’unité de traitement.

À compter de 2018, les raffineries américaines devront mettre en œuvre un programme de « surveillance du périmètre » pour mesurer la concentration de benzène au périmètre de l’installation et prendre des mesures correctives si la concentration dépasse une limite définie. Les procédures de collecte et d’analyse d’échantillons pour déterminer la concentration en benzène sont exposées dans les méthodes 325A et 325B de l’EPA des États-Unis.

En plus d’être visées par des règlements fédéraux, environ 112 raffineries américaines sont visées par des jugements convenus en vertu de la Petroleum Refinery Initiative de l’EPA des États-Unis (voir référence 16). Ces jugements incluent des mesures supplémentaires propres aux installations pour traiter les émissions de COV, y compris les exigences de DERF qui sont plus strictes que les règlements fédéraux américains. De nombreux états (dont la Californie, le Texas et la Louisiane) ont également mis en œuvre leurs propres règlements.

2 Enjeux

Les rejets de COV, y compris les GPR, provenant des pièces d’équipement de traitement aux installations des secteurs pétrolier et pétrochimique contribuent à la formation de smog, et donc à la pollution atmosphérique au Canada. La pollution atmosphérique s’est révélée avoir des répercussions négatives importantes sur la santé humaine, y compris des décès prématurés, des hospitalisations et des consultations aux urgences. Des études indiquent que la pollution atmosphérique est associée à un risque accru de cancer du poumon et de maladies cardiaques. En plus de participer à la formation de smog, les GPR peuvent contenir des substances de COV cancérigènes comme le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène.

La plupart des mesures obligatoires ou librement consenties en vigueur pour la gestion des rejets de COV se concentrent sur le contrôle des fuites importantes de certains types de pièces d’équipement. De plus petites fuites sont également problématiques, car même de faibles concentrations d’éléments cancérigènes des GPR peuvent causer des dommages aux êtres humains.

3 Objectifs

Les objectifs du projet de Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) sont les suivants :

4 Description

En général, le projet de règlement s’appliquerait aux raffineries de pétrole, aux usines de valorisation et à certaines installations pétrochimiques. Le projet de règlement exigerait l’exploitant de chaque installation visée à :

Simultanément avec le projet de règlement, le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [règlement de désignation] serait modifié (voir référence 17). La modification désignerait certaines dispositions du projet de règlement qui renvoient à un régime d’amendes accrues après une condamnation pour une infraction qui cause ou qui risque de causer des dommages à l’environnement, ou qui constitue une entrave à l’exercice d’un pouvoir.

4.1 Programme de DERF

Le projet de règlement exigerait que les exploitants d’installations établissent et mettent en œuvre un programme de DERF qui comprendrait l’établissement et la mise à jour d’un inventaire de pièces d’équipement, la réalisation d’inspections et le colmatage des fuites.

4.2 Exigences préventives concernant les pièces d’équipement

Le projet de règlement exigerait que les exploitants d’installations veillent à ce que certaines pièces d’équipement répondent aux exigences de conception et d’exploitation suivantes pour réduire les rejets dans l’environnement.

4.3 Surveillance du périmètre

Le projet de règlement exigerait que les exploitants d’installations établissent des emplacements de surveillance autour du périmètre des installations et effectuent un échantillonnage selon des méthodes et le respect de délais précis. Les exigences proposées pour le nombre et l’emplacement des sites d’échantillonnage, la fréquence des prélèvements d’échantillons, l’échantillonnage et les analyses en laboratoire correspondent aux éléments des méthodes 325A et 325B de l’EPA des États-Unis.

4.4 Autres exigences

Le projet de règlement exigerait que les exploitants d’installations effectuent certaines activités additionnelles, y compris la tenue de registres, l’élaboration de rapports et des vérifications.

5 Options réglementaires et non réglementaires considérées

Le ministère de l’Environnement (le Ministère) a examiné et évalué divers instruments réglementaires et non réglementaires afin de déterminer le meilleur instrument pour atteindre les objectifs du projet de règlement. L’évaluation reposait sur un ensemble de critères tels que l’efficacité environnementale, l’efficacité économique, l’incidence sur la répartition, l’acceptabilité pour les intervenants et la compatibilité des compétences juridiques. Un résumé des conclusions est présenté ci-dessous.

5.1 Statu quo

Comme il a été mentionné plus haut, la plupart des installations disposent d’un programme de DERF. Cependant, de nombreux programmes ont été élaborés sur la base du Code du CCME publié en 1993, qui vise à réduire les COV provenant de fuites importantes. De plus, le Code ne se concentre que sur certains types de pièces d’équipement et exige des inspections annuelles pour la plupart, ce qui pourrait permettre que des fuites importantes se poursuivent pendant une longue période avant qu’elles ne soient détectées et colmatées. La détection des fuites et la réparation en temps opportun des pièces d’équipement qui présentent de petites et de grandes fuites sont essentielles, car même de faibles concentrations de composantes cancérigènes provenant des GPR peuvent nuire à la santé humaine. En conséquence, les rejets fugitifs de COV, y compris les GPR, doivent être réduits davantage à ces installations. Le statu quo n’est donc pas une option privilégiée, parce qu’il n’élimine pas efficacement les risques que présentent les GPR pour les Canadiens qui se trouvent à proximité des installations émettrices.

5.2 Code de pratique

L’élaboration d’un code de pratique n’a pas été examinée comme instrument pour réduire davantage les rejets fugitifs de COV et de GPR, car la mise en œuvre des codes est facultative et non exécutoire. On ne s’attend pas à ce que toutes les installations adoptent un code de pratique s’il fallait en élaborer un, car on a constaté que certaines installations ne suivent pas le code existant du CCME. En effet, deux installations ont confirmé qu’elles n’ont pas de programme de DERF. Par conséquent, on conclut qu’un code de pratique ne donnerait pas lieu aux réductions nécessaires des rejets de COV et de GPR pour protéger adéquatement la santé des Canadiens.

5.3 Avis de planification de la prévention de la pollution

Les personnes à qui s’adresse un avis de planification de la prévention de la pollution (P2) doivent établir et mettre en œuvre un plan P2 qui satisfait aux exigences de l’avis, doivent avoir un exemplaire de leur plan disponible sur place et doivent appliquer les mesures indiquées dans leur plan. La mise en place d’un plan P2 est exécutoire, mais son contenu peut varier parce que chaque plan est élaboré par une installation individuelle. Ainsi, un avis de planification P2 ne permet pas d’assurer une application uniforme à l’échelle nationale. De plus, il ne garantit pas la mise en œuvre des mesures nécessaires pour minimiser autant que possible l’exposition aux substances cancérigènes présentes dans les GPR, comme les inspections fréquentes (par exemple trois inspections par année) et les modifications apportées aux pièces d’équipement. Par conséquent, le Ministère a conclu qu’un avis de planification P2 n’était pas le meilleur instrument pour atteindre les objectifs du projet de règlement.

5.4 Instruments fondés sur le marché

Le Ministère a examiné des instruments fondés sur le marché tels que les programmes de plafonnement et d’échange, ainsi que les droits et les frais.

On n’a pas examiné le principe du système de plafonnement et d’échange, car l’établissement d’un plafond peut indiquer qu’il existe une quantité sûre ou acceptable de rejets de substances cancérigènes, ce qui n’est pas le cas. L’évaluation du 1,3-butadiène a indiqué qu’il fallait accorder une priorité élevée à l’étude des choix permettant de réduire l’exposition des personnes qui se trouvent à proximité de sources industrielles. Avec un système de plafonnement et d’échange, il n’est pas possible de contrôler les endroits où les réductions d’émissions auront lieu. Cela est déterminé par les marchés; par conséquent, l’objectif de protéger les Canadiens à proximité des installations visées ne peut être atteint par un système de plafonnement et d’échange.

À titre de solution de rechange, des frais pourraient être perçus pour les installations qui rejettent des COV au-dessus d’un seuil donné. Cependant, il faudrait beaucoup de temps pour configurer cette approche incitative afin qu’elle fournisse la meilleure option pour l’industrie. En outre, la révision des frais à mesure que la technologie évolue serait longue et dispendieuse. Cette approche a donc été rejetée.

5.5 Réglementation

Les exigences réglementaires nationales ont été considérées comme le moyen le plus pratique et le plus efficace de réduction des rejets fugitifs de COV, permettant une réduction de l’exposition à des GPR et à leurs composants cancérigènes et contribuant ainsi à la protection de la santé humaine. Étant donné qu’elles sont obligatoires et uniformes, les mesures réglementaires prévoient des mesures cohérentes de contrôle des rejets fugitifs de COV dans les installations visées des secteurs pétrolier et pétrochimique canadiens, ce qui permettrait d’atteindre les objectifs du projet de règlement.

6 Avantages et coûts

Le projet de règlement réduirait les rejets fugitifs de COV des installations visées d’environ 102 kt et les émissions de GES d’environ 43 kt d’éq. CO2, pour les années 2017 à 2035. La réduction des rejets de COV améliorerait la qualité de l’air en réduisant les précurseurs primaires du smog (ozone troposphérique et particules de 2,5 micromètres). Une meilleure qualité de l’air entraîne une amélioration de la santé humaine, notamment une réduction des risques de mortalité prématurée et une diminution des consultations aux urgences liées au système cardiovasculaire, lesquelles sont évaluées à environ 240 millions de dollars par Santé Canada. Les avantages environnementaux découlant de la réduction des rejets de COV, comme l’augmentation de la productivité agricole, la réduction des dépenses de nettoyage des habitations et l’amélioration de la visibilité, sont évalués à 4 millions de dollars.

Parmi les autres avantages, citons la réduction de l’exposition des humains aux substances cancérigènes, la réduction des émissions de GES et la récupération de produits. En raison du manque de données, les avantages liés à la réduction des rejets de substances cancérigènes ne sont pas quantifiés ni traduits sous forme monétaire. Cependant, une analyse qualitative est fournie ci-dessous. Les avantages découlant de la réduction des émissions de GES (principalement dans le cas du méthane) sont évalués à 3 millions de dollars. Le méthane est un composant de nombreux flux de procédés dans les installations pétrolières et pétrochimiques, et la réduction des rejets fugitifs de COV provenant de ces flux entraînerait également une réduction des émissions de méthane.

Les fuites entraînent le rejet d’hydrocarbures liquides (par exemple le pétrole brut et l’essence) dans l’atmosphère sous forme de vapeurs de COV. Ainsi, les installations subissent des pertes économiques sous forme de produits d’hydrocarbures liquides lorsque des COV sont rejetés dans l’atmosphère. Grâce à l’inspection et à la réparation des pièces d’équipement qui fuient, ces produits pourraient être récupérés pour la production ou la vente. L’avantage de la récupération des produits de carburant est estimé à 69 millions de dollars.

Au total, les avantages associés au projet de règlement sont estimés à 313 millions de dollars.

Pour atteindre ces résultats, les installations devront mettre en œuvre un programme de DERF, se conformer aux exigences préventives concernant les pièces d’équipement, surveiller la concentration de certains COV au périmètre de l’installation et entreprendre des activités de tenue de registres et d’établissement de rapports. Pour les années 2017 à 2035, ces mesures se traduiraient par un coût total de conformité de 253 millions de dollars, dont 204 millions de dollars pour la DERF, 22 millions de dollars pour la modification et l’entretien des pièces d’équipement et 14 millions de dollars pour la surveillance du périmètre. Le gouvernement engagerait un coût total de 1 million de dollars pour la promotion de la conformité et l’application de la loi.

Dans l’ensemble, le projet de règlement aboutirait à un avantage net pour les Canadiens d’environ 59 millions de dollars, avec un rapport avantages-coûts de 1,2 pour 1.

6.1 Cadre analytique

Une analyse avantages-coûts (AAC) a été effectuée pour évaluer les effets différentiels du projet de règlement en comparant deux scénarios. Selon le scénario du statu quo, les installations continueraient de se conformer aux exigences réglementaires en vigueur ou maintiendraient les pratiques volontaires visant à contrôler les rejets de COV. Le scénario de réglementation suppose que les installations prendraient les mesures obligatoires dans le projet de règlement. Les différences d’effets entre le scénario de réglementation et le scénario du statu quo sont les effets différentiels du projet de règlement.

Les incidences de chaque scénario ont été évaluées et quantifiées dans la mesure du possible et sont discutées en détail ci-dessous. Les avantages et les coûts sont évalués pour la période de 2017 à 2035. Les valeurs en dollars sont exprimées en dollars canadiens de 2015 et sont actualisées en utilisant un taux d’actualisation social de 3 %. Sauf indication contraire, tous les résultats sont présentés cumulativement pour la période de 2017 à 2035.

6.1.1 Hypothèses, données et incertitudes

La modélisation des avantages, des coûts et des émissions a été étayée par des recherches approfondies et des consultations avec les intervenants. Les données proviennent de diverses publications gouvernementales canadiennes et internationales, de bases de données, de documents universitaires et de présentations de sources de l’industrie. Par exemple, les intervenants de l’industrie ont été consultés au sujet des principales hypothèses et données, et les intrants résultants ont été intégrés à l’analyse pour améliorer les estimations concernant les inventaires de pièces d’équipement, ainsi que les frais d’inspection, de réparation et d’administration.

L’analyse avantages-coûts était basée sur les meilleures informations disponibles. Cependant, elle ne représente qu’une possibilité, qui est assujettie à un ensemble d’hypothèses et d’incertitudes associées à l’estimation des données et à des projections. Malgré tous les efforts pour dresser un tableau aussi complet que possible, il y a eu des cas où le Ministère a dû formuler des hypothèses devant le manque de données à l’appui. Par exemple, des renseignements détaillés sur le pourcentage des pièces d’équipement qui fuient (proportion de fuites) et les taux d’émission (la quantité de COV rejetée dans l’atmosphère par la source de fuite, en kilogrammes par heure) pour les pièces d’équipement visées dans les installations canadiennes par un programme de DERF n’étaient pas disponibles. Ainsi, le Ministère a estimé ces données en utilisant le protocole de l’EPA des États-Unis pour les estimations des émissions de fuites des pièces d’équipement, un rapport de l’EPA des États-Unis intitulé Emission Factors and Frequency of Leak Occurrence for Fittings in Refinery Process Units et les compétences internes du Ministère (voir référence 19). Les intervenants de l’industrie ont été consultés au sujet de ces estimations et ils ont fourni des données sur les pourcentages des pièces d’équipement qui fuient et les taux d’émissions. Ces données étaient toutefois incomplètes.

6.1.2 Modèles

Comme il a été mentionné plus haut, un modèle d’AAC a été élaboré pour quantifier et établir la valeur monétaire des avantages et des coûts, ainsi que pour estimer les rejets fugitifs de COV (détaillés ci-dessous) dans les scénarios de statu quo et de réglementation. Une fois les rejets fugitifs de COV estimés, on a utilisé le modèle énergie-émissions-économies du Canada (E3MC) du Ministère et le système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air (AURAMS) pour déterminer les changements qui touchent les concentrations atmosphériques d’un scénario à l’autre. Le modèle de l’Outil d’évaluation des bénéfices liés à la qualité de l’air (AQBAT) de Santé Canada a ensuite été utilisé pour estimer les répercussions sur la santé de ces changements. De même, le Modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2) du Ministère a été utilisé pour estimer les avantages environnementaux. Ces modèles sont évalués par des pairs.

6.1.3 Installations et pièces d’équipement

Le projet de règlement toucherait 26 installations canadiennes (existantes et nouvelles) dans les secteurs du pétrole et de la pétrochimie. Il s’agit de 18 raffineries de pétrole, de 6 usines de valorisation et de 2 installations pétrochimiques. Une installation en Alberta a cessé d’exploiter sa capacité de valorisation en raison d’une explosion en janvier 2016, mais on suppose qu’elle reprendra l’exploitation en 2018. Une nouvelle raffinerie en Alberta devrait entrer en activité en 2017.

Le programme de DERF visé dans le projet de règlement s’applique à toutes les pièces d’équipement faisant partie d’un système exposé à un fluide contenant 10 % ou plus de COV en poids (sous réserve de certaines exceptions). Cette analyse prend en compte les catégories de pièces d’équipement suivantes :

  1. Pompes à liquide lourd et à liquide léger;
  2. Soupapes, raccords, prises d’échantillonnage et dispositifs de détente de pression qui fonctionnent avec du gaz, de la vapeur, des liquides légers et des liquides lourds;
  3. Compresseurs;
  4. Conduites ouvertes.

L’inventaire des pièces d’équipement varie en fonction de la complexité de la capacité de production des unités de traitement et du type d’installation. Dans le cas des installations qui n’ont pas recensé leurs pièces d’équipement dans le cadre de l’enquête de 2016 du Ministère, l’analyse a utilisé le nombre moyen de pièces d’équipement basé sur une note de RTI International adressé à l’EPA des États-Unis (voir référence 20). On suppose que les inventaires des usines de valorisation sont les mêmes que ceux des raffineries. Les nombres de pièces d’équipement présentés par les installations ont été ajustés en fonction des lacunes dans les données. Le tableau 1 présente un résumé des estimations d’inventaire. La note de RTI classe les raffineries selon leur capacité de production et classe les installations pétrochimiques selon leur « complexité » (une approche qui tient compte de la gamme d’unités de traitement différentes présentes dans les installations).

Secteur

Capacité de production (barils/jour)

Complexité des unités de traitement

Nombre moyen de composants

Nombre d’installations

Emplacement

Raffinerie

≥ 50 000

-

46 545

14

4 en Alb., 4 en Ont., 2 au Qc, 1 en C.-B., 1 au N.-B., 1 à T.-N.-L. et 1 en Sask.

< 50 000

-

17 024

4

1 en Alb., 1 en C.-B.,
1 en Ont. et 1 en Sask.

Valorisation

≥ 50 000

-

42 661

6

5 en Alb. et 1 en Sask.

Pétrochimie

-

Élevée

12 747

1

1 en Alb.

-

Moyenne

4 594

1

1 en Ont.

Source : Estimation basée sur la note de RTI et commentaires des intervenants.

On a pris comme hypothèse que le nombre de pièces d’équipement des installations existantes demeurera inchangé au fil du temps, car les installations existantes ne devraient pas accroître leur capacité de production. Pour la nouvelle installation en Alberta, on suppose que la capacité de production serait entièrement établie au cours de la première phase de construction.

6.2 Scénario du statu quo
6.2.1 Programmes actuels de DERF

Dans le scénario du statu quo, les installations visées continueraient d’appliquer les programmes de DERF en place. Actuellement, le programme de chaque installation est déterminé selon que l’installation est visée par les exigences en matière de DERF d’un permis d’exploitation, de la réglementation provinciale ou des règlements municipaux. Si ce renseignement n’est pas connu, on suppose que les installations suivent un code de pratique publié par l’Association canadienne des carburants (code de l’ACC) (voir référence 21). Cependant, on présume que la nouvelle installation en Alberta fait l’objet d’un permis d’exploitation qui renvoie au programme de DERF fondé sur le Code du CCME, étant donné que la plupart des installations de la province fonctionnent conformément à un tel permis. Le Ministère a reçu confirmation que deux installations n’ont aucun programme de DERF. Le tableau 2 résume les programmes de DERF appliqués aux installations visées, et le point 1.4 plus haut décrit les exigences particulières des programmes.

Référence pour le programme de DERF

Province

Nombre d’installations

Renvoi au Code du CCME dans les permis d’exploitation

(14 au total)

C.-B.

1

Alb.

10

Sask.

1

N.-B.

1

T.-N.-L.

1

Code de l’ACC

(1 au total)

Alb.

1

Règlements municipaux ou normes et règlements provinciaux

(9 au total)

C.-B.

1

Qc

2

Ont.

6

Sans DERF

(2 au total)

-

2

6.2.2 Détection et mesure des fuites

Des intervenants de l’industrie ont indiqué que, dans la plupart des cas, les inspections sont effectuées par des techniciens en DERF sous contrat. D’après les renseignements recueillis, les techniciens emploient toute une gamme de méthodes de détection des fuites. Certains inspectent les pièces d’équipement à l’aide d’un instrument de surveillance portatif, tandis que d’autres utilisent un instrument optique de visualisation des gaz pour détecter les fuites, puis un analyseur de gaz portable pour en mesurer les concentrations.

Les instruments optiques de visualisation des gaz sont dotés de filtres spéciaux qui permettent aux inspecteurs de détecter et de révéler les panaches de méthane et de COV, qui ne sont pas visibles à l’œil nu. Les instruments balaient de grands espaces en temps réel et décèlent la source d’une fuite dans un court laps de temps. Selon diverses sources spécialisées, les instruments optiques de visualisation des gaz peuvent balayer entre 1 800 et 2 300 pièces d’équipement par heure. Sur le terrain, ces instruments détectent la plupart des fuites de 10 000 ppmv ou plus. Ils peuvent également détecter des fuites plus petites dans des conditions météorologiques idéales. Grâce aux progrès technologiques, ainsi qu’à la formation et à l’expérience des utilisateurs, il est prévu que, d’ici 2024, ces instruments optiques de visualisation des gaz pourront détecter la plupart des fuites de 1 000 ppmv ou plus. De plus, étant donné les améliorations rapides en matière de capacité et de fiabilité, il est attendu que les instruments optiques de visualisation des gaz deviennent des instruments de surveillance largement utilisés dans un futur rapproché.

Dans la présente analyse, on suppose que l’inspection sera menée par des techniciens en DERF à l’aide d’un instrument optique de visualisation des gaz pour détecter les fuites, puis d’un instrument de surveillance portatif pour en mesurer les concentrations. On suppose aussi qu’un technicien muni d’un instrument optique de visualisation des gaz pourrait inspecter 30 pièces d’équipement par minute, tandis qu’un instrument de surveillance portatif prendrait environ deux minutes par pièce d’équipement.

Dans les installations en Ontario, au Québec et dans le district régional du Grand Vancouver, où le seuil de fuite importante est de 1 000 ppmv pour certaines pièces d’équipement, on suppose que les inspections pour ces pièces se feront à l’aide d’un instrument de surveillance portatif de 2019 à 2024, même si les réglementations permettent l’utilisation des instruments optiques de visualisation des gaz. À partir de 2025, on suppose que les inspections dans ces installations seront menées à l’aide d’un instrument optique de visualisation des gaz, lorsque ce sera permis.

Par souci de simplicité, on suppose que les pièces d’équipement ayant une fuite importante sont réparées aussitôt la fuite détectée. L’analyse ne prévoit pas de délai entre la détection de la fuite et la réparation.

6.2.3 Programmes d’incitation au rendement

Selon le Code du CCME, si la fréquence des fuites (proportion de fuites) d’un type de pièce d’équipement (par exemple les brides) est inférieure à 2 % lors de deux inspections successives ou plus, il convient d’utiliser la méthode d’échantillonnage statistique pour ce type de pièce d’équipement afin d’en démontrer la conformité. Ainsi, moins de pièces d’équipement devront être inspectées.

Les normes sectorielles de l’Ontario visant les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques permettent de réduire la fréquence des inspections pour la faire passer de trois à une fois par année civile, si le pourcentage combiné des soupapes qui fuient dans la précédente année civile est inférieur à 1,0 % et si la concentration moyenne annuelle des COV provenant des pièces d’équipement qui fuient est inférieure à 10 000 ppmv.

Des informations probantes portent à croire que certaines installations mènent des inspections selon un échantillonnage statistique. Cependant, selon les estimations du Ministère, le pourcentage des pièces d’équipement qui fuient est supérieur à 2 % pour tous les types de pièces d’équipement, sauf les raccords. Pour cette raison, on suppose que la méthode d’échantillonnage statistique ne sera pas utilisée à l’avenir. Si la méthode de l’échantillonnage statistique avait été incorporée dans l’analyse, la réduction des rejets de COV et les coûts seraient plus bas.

6.2.4 Fuites importantes

La quantité de fuites importantes par type de pièce d’équipement est déterminée en multipliant le nombre de pièces d’équipement par le pourcentage de pièces d’équipement susceptibles d’atteindre ou de dépasser le seuil de fuite importante.

On estime que 282 200 fuites importantes au total seraient détectées et colmatées au cours de la période d’analyse.

6.2.5 Rejets fugitifs de COV

Pour chaque type de pièce d’équipement, les rejets fugitifs de COV sont estimés en multipliant le nombre de pièces d’équipement par le taux d’émission moyen du type de pièce d’équipement.

Aux États-Unis, le protocole sur les émissions des raffineries (Refinery Emissions Protocol) énonce que le méthane représente jusqu’à 10 % des COV émis par les pièces d’équipement des raffineries qui fuient (voir référence 22). D’après l’expertise technique du Ministère, on suppose que le méthane représente 5 % des COV émis par tous les types d’installations. Une unité de méthane est considérée équivaloir à 25 unités d’éq. CO2 pour ce qui est du potentiel de réchauffement planétaire sur 100 ans (voir référence 23). Par conséquent, dans le scénario du statu quo, on estime que les installations visées émettraient, au total, 136 kt de COV et 175 kt d’éq. CO2 de GES pour les années 2019 à 2035. Les rejets annuels de COV dans ce scénario et le scénario de réglementation sont présentés à la figure 1.

Figure 1 : Rejets fugitifs de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario du statu quo et le scénario de réglementation

Graphique - Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents.

6.3 Scénario de réglementation
6.3.1 Programme de DERF proposé

Selon le scénario de réglementation, les installations seraient tenues de se conformer aux exigences de DERF décrites à la section 4.1. Le projet de règlement exigerait trois inspections par année de toutes les pièces d’équipement inventoriées (sauf quelques exceptions) à partir du 1er juillet 2019.

Pour la période s’étendant du 1er juillet 2019 au 31 décembre 2024, le projet de règlement considérerait qu’une fuite importante serait d’une concentration d’au moins 1 000 ppmv pour les compresseurs et d’au moins 10 000 ppmv pour les autres pièces d’équipement. À partir du 1er janvier 2025, le seuil de fuite serait de 1 000 ppmv pour toutes les pièces d’équipement.

6.3.2 Détection et mesure des fuites

On suppose que les installations continueraient d’impartir à des techniciens en DERF la mise en œuvre de leurs programmes de DERF, et que les techniciens utiliseraient des instruments optiques de visualisation des gaz pour détecter les fuites et des instruments de surveillance portatifs pour mesurer la concentration des fuites détectées. La fréquence accrue d’inspection entraînerait l’achat d’un plus grand nombre d’instruments optiques de visualisation des gaz, qui détectent les fuites nettement plus rapidement que les instruments de surveillance portatifs.

Comme dans le scénario du statu quo, on suppose que les instruments optiques de visualisation des gaz qui existent actuellement ne peuvent pas détecter les fuites à une concentration inférieure à 10 000 ppmv. Cependant, d’ici 2024, la technologie d’imagerie devrait s’améliorer au point où les instruments optiques de visualisation des gaz pourront détecter des fuites à une concentration aussi faible que 1 000 ppmv. Étant donné que le seuil réglementaire de fuite diminuera en 2025, on suppose que des instruments optiques de visualisation des gaz améliorés seraient achetés pour toutes les installations à ce moment-là.

6.3.3 Modification des pièces d’équipement et autres exigences

Le projet de règlement imposerait des exigences d’ordre préventif à la conception et au fonctionnement de certains types de pièces d’équipement, dont les compresseurs, les dispositifs de détente de pression, les conduites ouvertes et les raccords d’échantillonnage. Bon nombre de ces pièces d’équipement répondent déjà à ces exigences, mais certaines devraient être modifiées. Une fois les pièces d’équipement modifiées, on suppose que les fuites ont une concentration inférieure à 500 ppmv.

Les modifications, conjuguées à des inspections et réparations plus fréquentes, devraient réduire les rejets totaux dans le scénario de réglementation.

6.3.4 Fuites importantes et rejets fugitifs de COV

Dans le scénario de réglementation, environ 1,2 million de fuites seraient détectées et colmatées au cours de la période d’analyse, principalement en raison de la fréquence accrue des inspections et du seuil plus bas de fuites importantes et de la gamme plus vaste de types de pièces d’équipement visés par le projet de règlement.

On estime qu’au total, les installations visées rejetteraient 34 kt de COV et 50 kt d’éq. CO2 de GES pour les années de 2019 à 2035, comme l’indique la figure 1 sous le scénario réglementaire.

6.4 Incidences additionnelles du projet de règlement
6.4.1 Avantages additionnels

Le projet de règlement réduirait les rejets fugitifs de COV d’environ 102 kt au total. Les rejets des raffineries seraient réduits de 73 kt, ceux des usines de valorisation de 27 kt et ceux des usines pétrochimiques de 2 kt.

Avantages de la réduction des rejets de COV sur la santé

Pendant la période d’analyse, on estime que les améliorations de la qualité de l’air apportées par le projet de règlement se traduiraient par 43 décès prématurés de moins. En outre, une meilleure qualité de l’air devrait donner lieu à 9 100 jours de symptômes d’asthme de moins chez les asthmatiques et à 44 000 jours d’activités réduites et de difficultés à respirer de moins chez les non-asthmatiques. La valeur actualisée totale des avantages pour la santé découlant des améliorations apportées à la qualité de l’air par le projet de règlement est estimée à environ 240 millions de dollars.

Comme il est indiqué au tableau 3, les avantages globaux du projet de règlement pour la santé seraient plus significatifs en Colombie-Britannique, en Alberta, en Ontario et au Québec. Les avantages provinciaux pour la santé ne découlent pas seulement de la réduction des émissions, mais aussi des conditions atmosphériques et des conditions d’exposition de la population à ces polluants. Les provinces où se font sentir les plus grands avantages sont, en valeur absolue, celles dont la population est la plus grande et la plus exposée. En outre, la direction des vents et les conditions atmosphériques jouent un rôle essentiel dans la formation de smog et l’exposition humaine. La réduction des émissions d’installations en amont des grands centres de population (par exemple Vancouver) peut avoir une plus grande incidence sur la santé qu’une réduction similaire d’émissions en provenance d’installations de régions plus éloignées ou en aval d’importants centres de population. Par conséquent, les avantages pour la santé, par province, ne sont pas directement proportionnels à la réduction des émissions par province.

Environ 63 % des avantages de santé résultant de la réduction des rejets de COV sont attribuables à la réduction des concentrations ambiantes de P2,5, et 37 % résultent d’une réduction de l’ozone troposphérique. Moins de 1 % découle de la réduction des concentrations d’autres polluants saisis dans le modèle de Santé Canada (Outil d’évaluation des avantages pour la qualité de l’air, ou OEAQA), dont le dioxyde d’azote (NO2).

Région

Nombre estimatif de certains effets négatifs sur la santé prévenus par le projet de règlement

Valeur économique des avantages pour la santé, par polluant (M$)

Décès prématurés

Jours de symptômes d’asthme

Jours d’activités réduites chez les non-asthmatiques

P2,5

O3 troposphérique annuel et estival

Total, tous les polluants

Terre-Neuve-et-Labrador

-

4

13

0,01

0,12

0,14

Île-du-Prince-Édouard

-

2

12

0,06

0,03

0,08

Nouvelle-Écosse

-

10

54

0,24

0,17

0,40

Nouveau-Brunswick

-

46

230

0,96

0,91

1,87

Québec

10

1 400

9 200

44,74

10,14

54,64

Ontario

8

1 900

8 600

25,81

19,35

45,71

Manitoba

-

42

140

0,36

0,76

1,11

Saskatchewan

-

130

580

2,08

1,47

3,54

Alberta

12

2 800

14 000

46,38

18,15

64,73

Colombie-Britannique

12

2 800

14 000

28,92

36,51

65,62

Yukon

-

-

-

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

-

-

4

0,01

-

0,02

Nunavut

-

-

-

-

-

-

Canada

43

9 100

44 000

149,6

87,6

237,9

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué. Le symbole (-) indique que les avantages estimatifs sont inférieurs à 10 000 $.

Avantages de la réduction des substances cancérigènes pour la santé

Le projet de règlement réduirait l’exposition humaine aux substances toxiques, telles que les GPR, le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène. Comme il est indiqué dans les évaluations, Santé Canada recommande de réduire l’exposition aux substances cancérigènes comme le 1,3-butadiène et le benzène, dans la mesure du possible. Par conséquent, même si les bienfaits de cette réduction n’ont pas été quantifiés, ils devraient accroître les avantages pour la santé globale estimés ci-dessus.

Avantages pour l’environnement

Une meilleure qualité de l’air pourrait entraîner l’accroissement du rendement des cultures et la réduction de la souillure des surfaces par les dépôts de particules, ainsi que l’amélioration de la visibilité. Tous ces avantages pourraient avoir un effet positif sur le bien-être général des Canadiens. Comme l’indique le tableau 4, les avantages environnementaux quantifiés découlant du projet de règlement sont estimés à environ 4 millions de dollars. L’accroissement du rendement des cultures et les coûts évités d’entretien ménager sont estimés à 1 million et à 0,7 million de dollars respectivement. Le bien-être des ménages associé à l’amélioration de la visibilité est évalué à 2 millions de dollars. L’Alberta, qui réduit le plus les rejets de COV et qui a la plus forte densité de population à proximité des sources de rejets, obtiendrait la plus grande part de ces avantages. En même temps, les avantages pour l’environnement dans certaines provinces peuvent être partiellement attribuables à la réduction des rejets de COV dans les provinces adjacentes, car les polluants peuvent être transportés sur de longues distances.

Effet sur l’environnement

Agriculture

Souillure

Visibilité

Total

Indicateur économique

Modification du chiffre d’affaires des producteurs agricoles

Coûts évités pour les ménages

Modification du bien-être des ménages

Terre-Neuve-et-Labrador

-

-

-

-

Île-du-Prince-Édouard

-

-

-

-

Nouvelle-Écosse

-

-

-

-

Nouveau-Brunswick

-

-

0,02

0,02

Québec

0,05

0,18

0,56

0,78

Ontario

0,29

0,11

0,42

0,82

Manitoba

0,04

-

0,01

0,06

Saskatchewan

0,31

-

0,06

0,38

Alberta

0,33

0,23

0,62

1,2

Colombie-Britannique

-

0,12

0,27

0,40

Yukon

-

-

-

-

Territoires du Nord-Ouest

-

-

-

-

Nunavut

-

-

-

-

Canada

1,0

0,65

2,0

3,7

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué. Le symbole (-) indique que les avantages estimatifs sont inférieurs à 10 000 $.

Les valeurs estimatives ci-dessus pour les avantages environnementaux totaux devraient être considérées comme prudentes, parce qu’on n’a pas pu quantifier plusieurs avantages. La réduction des concentrations d’ozone troposphérique et des particules peut entraîner des avantages pour la santé des écosystèmes forestiers et peut diminuer les risques de maladie ou de décès prématuré dans les populations d’espèces sauvages ou d’animaux d’élevage sensibles, ce qui pourrait potentiellement réduire des coûts de traitements et alléger les pertes économiques pour l’industrie agroalimentaire. Cependant, en raison des limites des données et des méthodes, on n’a pu quantifier ces avantages dans le modèle MEQA2.

Avantages économiques associés aux produits récupérés

Lorsque des hydrocarbures liquides fuient des installations pétrolières et des usines pétrochimiques, ils sont transformés en vapeur par les variations de température et de pression. S’il n’y avait pas eu de fuite d’hydrocarbures, les propriétaires des installations auraient tiré profit de la vente des hydrocarbures comme produits finaux. Par conséquent, la réparation et la modification des pièces d’équipement qui traitent les COV pourraient alléger certaines pertes économiques attribuables à ce type de fuite.

Pour évaluer les avantages économiques de la minimisation des fuites, on suppose que les raffineries de pétrole récupéreraient le pétrole brut et l’essence, les usines de valorisation le bitume dilué et le pétrole brut synthétique, et les usines pétrochimiques le propane et l’éthylène. Il est en outre supposé qu’une réduction des rejets de COV d’une tonne entraînerait la récupération de 1 000 L de produits liquides.

D’après les prix des matières premières et des carburants récupérés prévus par le modèle E3MC, les avantages économiques bruts issus des produits récupérés sont estimés à 69 millions de dollars.

Avantages de la réduction des émissions de GES

Le projet de règlement permettrait de réduire les émissions de GES de 134 kt d’éq. CO2 par la réparation des pièces d’équipement qui fuient et la modification de certains types de pièces d’équipement. Cependant, le brûlage des produits récupérés contribuerait aux émissions de GES et à la pollution atmosphérique. En raison des données limitées, seules les émissions de GES issues du brûlage de l’essence récupérée ont été estimées. Environ 90 kt d’éq. CO2 de GES seraient émises. Par conséquent, la réduction nette des émissions de GES serait d’environ 43 kt d’éq. CO2.

À l’aide de la Mise à jour technique des estimations du coût social des gaz à effet de serre réalisées par Environnement et Changement climatique Canada (voir référence 24), on évalue les avantages associés à cette réduction nette à 3 millions de dollars.

6.4.2 Coûts additionnels

Les coûts additionnels totaux du projet de règlement sont estimés à 254 millions de dollars. Ces coûts seraient dus en grande partie à la fréquence accrue des inspections et des réparations de pièces d’équipement.

Coûts pour l’industrie

Instruments optiques de visualisation des gaz

D’après les commentaires des intervenants et d’autres renseignements, on suppose que l’achat d’un instrument optique de visualisation des gaz coûtera environ 100 000 $ et que l’entretien annuel de cet instrument coûtera 2 000 $. Pour la formation du personnel, des frais non récurrents de 2 500 $ par instrument seraient engagés par les opérateurs en DERF. On suppose qu’il y a actuellement 13 instruments optiques de visualisation des gaz utilisés et que 13 autres seraient achetés en 2019 pour satisfaire aux besoins liés à la fréquence accrue des inspections. Ces 26 instruments devront être remplacés en 2024 par des nouveaux capables de détecter des fuites au seuil réduit de fuite importante de 1 000 ppmv. Les coûts cumulatifs pour l’achat et l’entretien des instruments optiques de visualisation des gaz, y compris la formation du personnel, sont estimés à 3 millions de dollars.

Modification des pièces d’équipement

En 2019, les installations engageraient des frais non récurrents pour modifier les compresseurs, les raccords d’échantillonnage, les dispositifs de détente de pression et les conduites ouvertes qui n’ont pas été conçus et qui ne fonctionnent pas de manière à réduire au minimum les rejets dans l’environnement. Pour la plupart des types de pièces d’équipement, le matériel répond déjà aux exigences. Les hypothèses sur les pourcentages de pièces d’équipement exigeant des modifications et les coûts associés sont présentées au tableau 5.

Type de pièce d’équipement

Pourcentage des pièces d’équipement à modifier

Autres pièces d’équipement nécessaires

Coûts d’équipement pour les autres pièces d’équipement ($)

Main-d’œuvre (heures)

Coût de la main-d’œuvre
($/heure)

Alb. et Sask.

Reste du Canada

Compresseurs

30 %

Un système de double joint mécanique doté d’un système à fluide de barrage ou d’un système d’évent fermé

6 493

78,00

123,00

105,00

Raccords d’échantillonnage

50 %

Une conduite de 6 m et 3 robinets à tournant sphérique

640

2,40

Dispositifs de détente de pression

30 %

Un disque de rupture, soupape, raccord en T, coude, support de disque de rupture, manomètre, robinet à vidange et corps/garniture en acier

4 981

36,00

Conduites ouvertes

10 %

Une soupape de 2,5 cm

58

1,40

Les coûts additionnels totaux pour la modification des pièces d’équipement sont estimés à 14 millions de dollars. Les raffineries engageraient 10 millions de dollars, les usines de valorisation, 3 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,4 million de dollars.

Inspection

Les coûts d’inspection comprendraient les coûts d’inspection des pièces d’équipement à l’aide d’un instrument optique de visualisation des gaz là où cet instrument peut détecter des fuites importantes et les coûts pour la quantification des fuites à l’aide d’un instrument de surveillance portatif. Pour bon nombre d’installations, la fréquence des inspections augmenterait d’une à trois fois par année, ce qui ferait augmenter les coûts d’inspection.

Certaines pièces d’équipement visées par le projet de règlement, comme les conduites ouvertes et les composants servant aux liquides lourds, ne sont pas inspectées dans le cadre de la plupart des programmes de DERF existants. La première inspection de ces pièces d’équipement prendrait plus de temps que les inspections ultérieures, car elle exigerait l’identification de ces pièces sur les lieux et leur étiquetage.

Les coûts additionnels d’inspection sont estimés à 9 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 7 millions de dollars, les usines de valorisation, 2 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,1 million de dollars.

Colmatage des fuites

On suppose que les fuites importantes seraient colmatées immédiatement après avoir été détectées. La plupart des fuites peuvent être colmatées rapidement et sans remplacer les pièces d’équipement (par exemple par serrage du presse-garniture). Dans ce cas, pour chaque type de pièce d’équipement, les coûts de réparation sont estimés par le produit du nombre de fuites importantes, du temps requis pour réparer une pièce d’équipement de ce type et du taux de rémunération des techniciens. Cependant, on suppose que les pompes qui fuient seraient réparées par remplacement des joints et que le coût d’achat d’un joint de pompe de remplacement serait de 390 $ par pompe qui fuit.

La durée de la réparation varie selon la catégorie de la pièce d’équipement. Certaines réparations peuvent être réalisées pendant que l’unité de traitement fonctionne, mais d’autres doivent être faites en mode hors service. Le tableau 6 présente les hypothèses concernant les heures de réparation requises par type de pièces d’équipement.

Type de pièce d’équipement

Pourcentage des pièces d’équipement réparées en service

Heures requises pour une réparation en service

Pourcentage des pièces d’équipement réparées en mode hors service

Heures requises pour une réparation en mode hors service

Pompes

100 %

16,00

0 %

0,00

Soupapes

50 %

0,17

50 %

4,00

Raccords

75 %

0,17

25 %

2,00

Compresseurs

0 %

0,00

100 %

16,00

Dispositifs de détente de pression/conduites ouvertes/raccords d’échantillonnage

75 %

0,17

25 %

4,00

Source : Note de RTI International et commentaires des intervenants.

Le projet de règlement exige aussi une inspection de suivi des fuites colmatées, à l’aide d’un instrument de surveillance portatif pour vérifier si la pièce d’équipement ne fuit plus au-dessus du seuil de fuite importante. Même si cette vérification était effectuée selon le scénario du statu quo et selon le scénario de réglementation, les installations engageraient des frais additionnels selon ce dernier scénario étant donné la fréquence accrue des réparations exigées par le projet de règlement.

Les coûts additionnels des réparations sont estimés à 192 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 136 millions de dollars, les usines de valorisation, 52 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 4 millions de dollars.

Entretien

Certaines catégories de pièces d’équipement nécessiteraient un entretien régulier afin d’assurer un respect continu du projet de règlement. Les pièces d’équipement visées par les exigences d’ordre préventif auraient besoin d’un entretien supplémentaire pour que les pièces d’équipement ou systèmes additionnels fonctionnent bien.

Les coûts additionnels d’entretien sont estimés à 8 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 6 millions de dollars, les usines de valorisation, 2 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,1 million de dollars.

Surveillance du périmètre

Le projet de règlement exigerait des emplacements d’échantillonnage établis, selon les exigences définies dans les méthodes 325A et 325B de l’EPA des États-Unis, au périmètre d’une propriété ou au périmètre interne de surveillance. Cette exigence entraînerait une dépense non récurrente de 80 000 $ pour toutes les installations pour la sélection de l’emplacement, la formation des techniciens et l’achat et l’installation des équipements d’échantillonnage. Les installations engageraient également 1 million de dollars pour la collecte annuelle de données et l’analyse.

Les coûts additionnels de surveillance du périmètre sont estimés à 14 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 9 millions de dollars, les usines de valorisation, 4 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,8 million de dollars.

Coûts d’administration

Le projet de règlement entraînerait une augmentation des coûts d’administration pour les installations visées. Les entités réglementées devront se familiariser avec les exigences d’ordre administratif et tenir des registres concernant les activités de DERF et les données de surveillance du périmètre. Les installations devraient également présenter au Ministère des rapports chaque année, et assister les vérificateurs lors des vérifications annuelles. Les coûts d’administration additionnels sont estimés à 4 millions de dollars. Les raffineries engageraient 2 millions de dollars, les usines de valorisation, 1 million de dollars et les usines pétrochimiques, 0,3 million de dollars.

Autres coûts liés à la conformité

Les installations devront examiner leur inventaire de pièces d’équipement lorsque le projet de règlement entrera en vigueur. Des employés consacreraient du temps à embaucher et à gérer des techniciens en DERF ainsi que des vérificateurs. Ces coûts sont estimés à 9 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 6 millions de dollars, les usines de valorisation, 2 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 1 million de dollars.

Coûts pour le gouvernement

Le projet de règlement entraînerait des coûts pour le gouvernement fédéral au chapitre des activités de promotion de la conformité et d’application de la loi. Les coûts totaux pour le gouvernement sont estimés à environ 1 million de dollars.

Promotion de la conformité

Les activités de promotion de la conformité comprennent le développement, l’affichage et l’envoi (courriel ou courrier acheminé aux intervenants lorsqu’un instrument est publié dans la Gazette du Canada) de documents promotionnels, par exemple une foire aux questions et des fiches d’information, la tenue de séances d’information, la réponse aux demandes de renseignements ou d’éclaircissement, le suivi des demandes de renseignements, l’envoi de lettres de rappel, la publication d’annonces dans les revues spécialisées et les revues d’association et la participation à des conférences d’associations sectorielles. Ces activités seront destinées à encourager la communauté réglementée à respecter les dispositions du projet de règlement. Comme la communauté visée ne comprend que de grandes entreprises, les activités de promotion de la conformité seraient minimes, étant donné que ces entreprises ont les ressources et les moyens voulus pour remplir leurs propres obligations légales.

Les coûts totaux des activités de promotion de la conformité pour les années 2017 à 2035 devraient être d’environ 92 000 $.

Application de la loi

Le gouvernement fédéral engagerait aussi des dépenses pour la formation, les inspections, les vérifications et les mesures destinées à composer avec toute infraction présumée au projet de règlement.

Une dépense non récurrente de 154 000 $ serait requise pour la formation des agents d’application de la loi, ainsi qu’une dépense de 54 000 $ pour répondre aux exigences en matière de gestion de l’information, en 2020. Les coûts annuels associés aux activités d’application de la loi sont estimés à environ 63 000 $ pour les inspections (y compris les coûts de fonctionnement et d’entretien et les coûts pour le transport et le prélèvement d’échantillons), les vérifications, les mesures pour composer avec les infractions présumées (avertissements, ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement et injonctions) et les poursuites. Les coûts totaux des activités d’application de la loi sont estimés à environ 857 000 $.

6.5 Énoncé des coûts et avantages

Les résultats de l’analyse des coûts et avantages sont résumés au tableau 7. La valeur actualisée nette du projet de règlement est estimée à 59 millions de dollars. Les avantages sont estimés à 313 millions de dollars. Les coûts sont estimés à 254 millions de dollars. Les plus grands avantages quantifiés (environ 240 millions de dollars) proviennent des gains pour la santé humaine issus de la réduction des rejets de COV. Les plus grands coûts quantifiés (204 millions de dollars) sont attribuables à la mise en œuvre du programme de DERF énoncé dans le projet de règlement. On ne peut quantifier les avantages d’une réduction de l’exposition aux COV cancérigènes en raison du manque de données. Cependant, cette réduction devrait diminuer les risques pour la santé humaine.

Avantages et coûts additionnels

2017-2020

2021-2025

2026-2030

2031-2035

Total
2017-2035

Annualisés

Effets quantifiés

Avantages pour les Canadiens

Santé

24,2

76,6

70,5

66,5

237,9

16,6

Environnement (voir référence b)

0,6

21

2.0

1,8

6,5

0,5

Sous-total

24,9

78,7

72,5

68,3

244,4

17,1

Avantages pour l’industrie

Produits récupérés

6,8

22,6

20,6

18,5

68,6

4,8

Avantages totaux

31,7

101,3

93,1

86,8

313,0

21,8

Coûts pour l’industrie

DERF (voir référence c)

16,8

46,3

75,7

65,3

204,1

14,3

Modification et entretien des pièces d’équipement

14,6

1,9

2,9

2,5

21,9

1,5

Surveillance du périmètre

2,9

4,2

3,7

3,2

14,0

1,0

Autres coûts liés à la conformité

0,1

3,5

3,0

2,6

9,2

0,6

Coûts administratifs

0,3

1,3

1,1

0,9

3,6

0,3

Sous-total

34,8

57,2

86,4

74,5

252,9

17,7

Coûts pour le gouvernement

Application de la loi, vérification et promotion de la conformité

0,2

0,3

0,2

0,2

0,9

0,1

Coûts totaux

35,1

57,4

86,6

74,7

253,9

17,7

Avantages nets

59,1

4,1

Ratio avantages-coûts

1,2:1

 

Réductions des émissions (kt)

COV

       

101,5

6,0

GES (CO2e)

       

43,4

2,6

Effets qualifiés

Avantages de la réduction des rejets des substances cancérigènes (par exemple le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène) sur la santé.

Amélioration des écosystèmes forestiers et réduction du risque de maladie chez les espèces sauvages ou le bétail par la diminution des concentrations d’ozone troposphérique et de particules.

6.6 Analyse de répartition

Parmi les provinces, l’Alberta assumerait la plus importante partie des coûts (44 %), suivie de l’Ontario (16 %), de la Saskatchewan (13 %), du Québec (12 %), de la Colombie-Britannique (8 %), du Nouveau-Brunswick (1 %) et de Terre-Neuve-et-Labrador (1 %).

La plus importante réduction des rejets de COV se produirait en Alberta (42 %), puis en Ontario (18 %), en Saskatchewan (18 %), au Québec (9 %), en Colombie-Britannique (4 %), au Nouveau-Brunswick (4 %) et à Terre-Neuve-et-Labrador (4 %).

Parmi les divers types d’installations, les raffineries assumeraient la majeure partie des coûts (71 %), suivies des usines de valorisation (27 %) et des usines pétrochimiques (2 %). En même temps, les avantages liés aux produits liquides récupérés seraient directement attribuables aux mêmes installations qui paient pour appliquer des mesures de réduction des émissions de COV. La plus grande partie de la réduction des rejets de COV serait obtenue aux raffineries (72 %), puis aux usines de valorisation (26 %) et aux usines pétrochimiques (2 %).

6.7 Analyse de la concurrence

6.7.1 Raffinage du pétrole

En général, les raffineries de pétrole ont peu de latitude pour répercuter sur les consommateurs les coûts additionnels de la conformité dans la plupart des marchés canadiens, parce qu’elles achètent les matières premières (par exemple le pétrole brut) et vendent des produits dont le prix est basé largement sur les prix de référence affichés, établis à divers points du globe. En outre, la majeure partie des produits raffinés font concurrence à des produits comparables d’autres raffineries pétrolières pour obtenir une part du marché, ce qui réduit au minimum la capacité des producteurs de hausser les prix pour répercuter les coûts sur autrui.

Le modèle financier du Ministère indique que les coûts de la conformité au projet de règlement sont faibles comparativement à d’autres coûts d’immobilisations et de fonctionnement; les flux de trésorerie après taxes et impôts par litre de produit raffiné (voir référence 25) ne devraient pas diminuer de plus de 0,04 cent/L à toute raffinerie, avec un effet moyen pondéré par la production dans le secteur d’environ 0,01 cent/L estimé comme un effet de moins de 0,5 % sur les profits après taxes et impôts. En outre, comme le marché canadien pour les produits pétroliers raffinés est intimement lié à celui des États-Unis, le projet de règlement ne devrait pas nuire à la position concurrentielle des raffineries visées, car leurs concurrents américains font face à des exigences similaires (voir la section 1.5).

6.7.2 Valorisation

Il est prévu que les usines de valorisation auraient également peu de latitude pour répercuter sur les consommateurs les coûts de la conformité. Les prix des intrants (par exemple le pétrole lourd et le bitume) sont fondés sur les prix de référence du pétrole lourd en Amérique du Nord, ce qui laisse peu de marge aux usines pour influer sur les prix. Les prix du pétrole brut synthétique sont fondés sur les prix nord-américains du pétrole brut léger, avec un petit écart de prix reposant sur la qualité du pétrole brut. On s’attend à ce que le potentiel de concurrence des substituts, c’est-à-dire d’autres types de pétrole brut léger, réduise la capacité des usines de répercuter les coûts additionnels sur les acheteurs de pétrole brut synthétique.

Malgré les défis entourant les nouveaux investissements en valorisation au cours des dernières années, le projet de règlement ne devrait pas avoir d’incidence importante sur la rentabilité du secteur de la valorisation. Les coûts additionnels par baril de pétrole brut synthétique découlant du projet de règlement devraient être inférieurs à 0,01 $/baril, ce qui représente moins de 0,1 % des profits historiques trimestriels après taxes et impôts pour chaque usine de valorisation touchée, d’après les données trimestrielles de 2009 jusqu’au premier trimestre de 2016.

6.7.3 Fabrication de produits pétrochimiques

Il n’est pas évident de déterminer si les coûts de conformité à la réglementation pour le secteur pétrochimique seraient ou non répercutés sur les consommateurs, étant donné que les installations de ce secteur produisent et vendent une vaste gamme de produits sur divers marchés. Même si bon nombre de ces produits peuvent être assez homogènes et exposés à la concurrence de substituts, cela pourrait ne pas être le cas de tous les produits pétrochimiques issus de ces installations.

En général, le fait que les coûts attribuables au projet de règlement sont faibles atténuerait les préoccupations en matière de concurrence.

6.8 Analyse de sensibilité

On effectue une analyse de sensibilité pour examiner les incidences des risques et de l’incertitude sur les coûts et les avantages, en remplaçant une variable à la fois, tout en maintenant constantes les autres variables. Les variables clés examinées sont le nombre de pièces d’équipement, le taux d’actualisation et le facteur de conversion de la réduction des rejets de COV en produits liquides récupérés.

6.8.1 Inventaire des pièces d’équipements

Le nombre moyen de pièces d’équipement présenté dans la note de RTI International à l’EPA des États-Unis a été appliqué à la plupart des installations analysées. Cependant, le nombre réel de pièces d’équipement de chaque installation peut s’écarter considérablement de cette estimation moyenne. Une analyse de sensibilité a été menée pour l’inventaire des pièces d’équipement, et les résultats indiquent qu’une augmentation (diminution) de 30 % de l’inventaire entraînerait une augmentation (réduction) de 22 % des coûts totaux et de 28 % des émissions.

6.8.2 Facteur de conversion de la réduction des COV rejetés en produits liquides récupérés

Dans l’analyse centrale, on suppose qu’une réduction d’une tonne de COV rejetés représenterait 1 000 L de produits liquides récupérés. Cependant, on n’est pas certain du nombre de litres qui seraient récupérés pour chaque tonne de COV non rejetés. On a soumis le facteur de conversion à une analyse de sensibilité, et les résultats indiquent qu’une augmentation (diminution) de 30 % du facteur de conversion entraînerait une augmentation (diminution) de 30 % des avantages économiques nets provenant des produits récupérés.

6.8.3 Taux d’actualisation

Dans le cas central de la présente analyse, on utilise le taux d’actualisation de 3 % pour calculer la valeur actualisée des coûts et des avantages. Le tableau 8 présente les avantages totaux et les coûts totaux lorsque les valeurs ne sont pas actualisées et lorsque le taux d’actualisation est de 7 %.

 

Valeurs non actualisées

3 %

7 %

Coûts totaux

356,76

253,86

168,85

Avantages totaux

436,18

312,96

210,05

Avantages nets

79,42

59,10

41,20

Ratio avantages-coûts

1,3:1

1,2:1

1,2:1

7 Règle du « un pour un »

Le projet de règlement serait un nouveau règlement et entraînerait une augmentation du fardeau administratif pour les parties réglementées. Par conséquent, le projet de règlement est considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un ». En suivant le guide du Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada sur la règle du « un pour un » (voir référence 26) et en utilisant un taux d’actualisation de 7 % et une période de 10 ans commençant en 2018, on estime que le projet de règlement entraînerait une augmentation du fardeau administratif annualisé de 179 664 $ (en dollars canadiens de 2012) pour toutes les installations visées, pour les années 2018 à 2027, soit de 6 910 $ par installation.

7.1 Coûts non récurrents

À chaque installation, la haute direction passerait en moyenne une heure pour se mettre au courant des exigences administratives du projet de règlement en 2018. D’après les commentaires reçus des intervenants de l’industrie, on suppose que le taux de rémunération des cadres supérieurs est de 120 $/heure en Alberta et en Saskatchewan, et de 45 $/heure dans le reste du Canada.

À chaque installation, un ingénieur chimiste ou un employé ayant reçu une formation en sciences naturelles ou appliquées aurait besoin, en moyenne, du nombre d’heures suivant :

D’après les commentaires des intervenants, le taux de rémunération hypothétique est de 58 $/heure pour les ingénieurs chimistes en Alberta et en Saskatchewan, et de 35 $/heure dans le reste du Canada.

7.2 Coûts permanents

À chaque installation, un ingénieur chimiste ou un employé ayant reçu une formation en sciences naturelles ou appliquées (dont le taux de rémunération hypothétique est le même que celui indiqué ci-dessus) aurait besoin, sur un an, en moyenne, du nombre d’heures suivant :

8 Lentille des petites entreprises

Aucune petite entreprise (voir référence 27) ne serait touchée par le projet de règlement, car toutes les installations qui seraient visées sont considérées comme de grandes entreprises qui comptent plus de 100 employés ou dont les revenus bruts annuels dépassent les 5 millions de dollars. La lentille des petites entreprises ne s’applique donc pas.

9 Consultation

Depuis de nombreuses années, les intervenants, les gouvernements fédéral et provinciaux et les administrations municipales participent activement à l’élaboration de mesures visant à réduire les rejets fugitifs de COV, et ils ont contribué à l’évaluation des GPR dans le cadre du Plan de gestion des produits chimiques (PGPC).

9.1 Consultations préliminaires — 2003 à 2015

En 2003, on a entrepris une consultation détaillée visant à examiner et à mettre à jour le Code du CCME. De vastes programmes de consultation ont mobilisé des représentants des gouvernements fédéral et provinciaux, d’associations industrielles, d’installations pétrolières et pétrochimiques et d’organisations non gouvernementales. Ils ont permis de suggérer des améliorations du Code du CCME visant à réduire davantage les rejets fugitifs de COV et à mieux harmoniser le Code avec les mesures de réglementation de l’EPA des États-Unis. Le CCME n’a cependant pas révisé le Code en fonction de ces recommandations.

De janvier 2011 à mars 2012, un groupe de travail multi-intervenant a travaillé intensivement à l’élaboration d’un ensemble d’exigences visant à réduire les rejets de COV des secteurs pétrolier et pétrochimique. Ces travaux s’inscrivaient dans le processus des exigences de base relatives aux émissions industrielles (EBEI) du système de gestion de la qualité de l’air (SGQA) pour les grands émetteurs industriels. En octobre 2012, les ministres fédéral, provinciaux et territoriaux de l’environnement, à l’exception de celui du Québec, ont convenu de mettre en œuvre le SGQA.

En mars 2011, le Ministère et Santé Canada ont publié une ébauche d’évaluation préalable et un document sur le cadre de gestion des risques pour les GPR restreints aux installations. Deux organisations non gouvernementales (ONG) y ont réagi en demandant la surveillance et la déclaration obligatoires des émissions à proximité des installations émettrices de GPR. En juin 2013, le rapport final d’évaluation préalable et un document d’approche de gestion des risques (voir référence 28) pour les GPR restreints aux installations ont été publiés. Les commentaires écrits qui ont été reçus préconisaient une approche sans complexité administrative.

Au printemps de 2015, le Ministère a consulté les intervenants de l’industrie au sujet d’une version antérieure des exigences proposées pour les COV. En général, les associations de l’industrie ont appuyé l’idée d’instaurer un programme de DERF « intelligent » qui autorise l’utilisation d’instruments optiques de visualisation des gaz pour détecter les fuites. Deux remarques majeures ont été faites :

En réaction à ces commentaires, le Ministère a modifié deux éléments de la réglementation proposée : la fréquence des inspections, qui passe de quatre fois par année (trimestrielle) à trois fois par année (c’est-à-dire qu’aucune inspection ne sera exigée l’hiver), et le seuil de fuite importante, qui passe de 500 ppmv à 1 000 ppmv.

Au printemps de 2015, le Ministère a également consulté les intervenants de l’industrie au sujet des hypothèses et données de l’AAC. Il leur a demandé de commenter un document qui présentait diverses hypothèses en matière de coûts de conformité et d’administration, ainsi que des données importantes (par exemple l’inventaire des pièces d’équipement, la proportion de fuite et le taux d’émission). Le Ministère leur a distribué un questionnaire pour obtenir des renseignements sur leurs installations, notamment l’inventaire des pièces d’équipement et une description détaillée de leurs programmes actuels de DERF. Le Ministère a ainsi reçu des commentaires et des données sur les inventaires des pièces d’équipement pour certaines installations. Après un examen approfondi, le Ministère a intégré à son analyse les commentaires pertinents (par exemple le taux de rémunération et le temps consacré aux activités administratives et les coûts liés aux instruments optiques de visualisation des gaz). Le Ministère a reconnu le besoin d’obtenir plus de renseignements concernant les inventaires des pièces d’équipement. Il a aussi commencé à examiner la méthodologie d’estimation des proportions de fuite et des taux d’émission.

9.2 Consultations préalables à la publication — 2016

Le Ministère a tenu des consultations préalables à la publication durant les mois d’avril à septembre 2016 pour achever le projet de règlement. En avril 2016, le Ministère a distribué un document de travail à environ 120 personnes représentant 70 organisations. Cette consultation visait à les renseigner sur le projet de règlement et à obtenir les commentaires de peuples autochtones, de gouvernements provinciaux, d’administrations municipales et d’autres intervenants. Le Ministère a également distribué un document d’AAC qui présente les hypothèses relatives aux exigences (par exemple la surveillance au périmètre des installations, la tenue des registres, la déclaration et la vérification par des tiers) élaborées après les consultations du printemps 2015, ainsi que des données importantes comme les estimations révisées des proportions de fuite et des taux d’émission. Pour améliorer ses estimations, le Ministère a envoyé un questionnaire aux intervenants de l’industrie, aux gouvernements provinciaux et à des administrations municipales afin d’obtenir des précisions quant aux inventaires de pièces d’équipement, aux proportions de fuite et aux taux d’émission pour les trois dernières années.

En avril 2016, le Ministère a tenu des séances d’information, auxquelles ont participé une cinquantaine de personnes (peuples autochtones, gouvernements provinciaux, administrations municipales et autres intervenants), pour leur donner un aperçu du projet de règlement et de la documentation de l’AAC, et recueillir leurs commentaires. Le Ministère a ainsi reçu des commentaires d’une Première Nation, de gouvernements provinciaux, d’administrations municipales, de l’industrie et d’associations — 9 des réponses reçues ont porté sur le projet de règlement, et 10 sur l’AAC. Le Ministère a également reçu trois questionnaires dûment remplis par des intervenants de l’industrie. Aucun commentaire écrit n’a été reçu des ONG.

À la demande de l’industrie, le Ministère s’est engagé à tenir compte des commentaires écrits soumis après l’échéance initialement fixée. Le Ministère a également tenu d’autres téléconférences avec l’industrie et des peuples autochtones, à leur demande.

Les aspects importants suivants ont nécessité une discussion et un examen approfondis : la portée du projet de règlement, la fixation du seuil de fuite importante, la surveillance du périmètre, l’harmonisation fédérale et provinciale, la sécurité du travail d’inspection et les programmes d’incitation au rendement.

Le Ministère a modifié certains éléments du projet de règlement en tenant compte des commentaires reçus et de ses réponses qui sont présentés plus bas.

9.3 Commentaires reçus et réponses du Ministère

Les gouvernements provinciaux et les administrations municipales ont appuyé le cadre réglementaire. Certains intervenants de l’industrie étaient en faveur de la mise en œuvre d’un règlement national par le Ministère, tandis que d’autres ont été plus critiques et ont demandé des changements. L’industrie a également présenté des paramètres techniques (par exemple des dossiers d’inspection des programmes de DERF existants) pour que le Ministère les examine. Une Première Nation a souligné l’importance du projet de règlement pour régler les problèmes environnementaux auxquels elle fait face et a présenté des commentaires précis sur les exigences techniques proposées.

Les modifications présentées ci-dessous, ainsi que d’autres, ont été intégrées au projet de règlement.

9.3.1 Projet de règlement

Commentaire no 1 : Installations et sources visées

Une Première Nation, quelques provinces et l’industrie ont demandé pourquoi certaines installations (par exemple des usines de fabrication de produits chimiques) n’étaient pas visées par le projet de règlement. La Première Nation, une ONG et l’industrie ont aussi demandé comment seraient réglementées les sources de rejets de COV autres que les pièces d’équipement qui fuient.

Réponse no 1

Le projet de règlement vise certaines installations (celles qui devraient rejeter des GPR, selon les évaluations préalables du PGPC) et certaines sources de rejet (pièces d’équipement qui fuient). Un des objectifs du projet de règlement consiste à réduire les risques que présentent les GPR, plus précisément le 1,3-butadiène, pour les Canadiens qui se trouvent près de ces installations. Les installations de traitement du gaz naturel émettent aussi des GPR, mais comme on ne s’attend pas à ce qu’ils comprennent du 1,3-butadiène, le projet de règlement ne vise pas ces installations.

Les mesures que le Canada prévoit prendre pour réduire les rejets de méthane, conformément à ses engagements en matière de changements climatiques, devraient également réduire les rejets de COV nocifs d’autres installations du secteur pétrolier (non visées par le projet de règlement) puisqu’elles rejettent habituellement des COV en même temps que le méthane.

De futures initiatives réglementaires pourraient être prises dans le cadre du champ d’application du projet de règlement visant d’autres installations et sources d’émission, afin de traiter des rejets de COV additionnels. Par exemple, les évaluations préalables d’autres substances pétrolières (comme les condensats de gaz naturel) (voir référence 29), effectuées dans le cadre du PGPC, ont identifié d’autres sources de COV, notamment les réservoirs de stockage et certaines activités de chargement et de déchargement. Le document sur le cadre de gestion des risques liés aux condensats de gaz naturel propose un règlement d’application de la LCPE pour réduire les émissions atmosphériques fugitives et par évaporation des installations pétrolières (voir référence 30).

Commentaire no 2 : La portée des pièces d’équipement visées par le projet de règlement, la fréquence d’inspection et le seuil de fuite importante

Des intervenants de l’industrie et une Première Nation ont proposé que les pièces d’équipement en contact avec un liquide contenant 2 % ou plus de benzène soient inspectées trois fois par année, selon un seuil de fuite fixé à 1 000 ppmv, mais que toutes les autres pièces d’équipement ne soient inspectées qu’une fois par année, selon un seuil de fuite fixé à 10 000 ppmv. Après d’autres discussions avec le Ministère, les intervenants de l’industrie ont proposé que toutes les pièces d’équipement soient inspectées trois fois par année, selon un seuil de fuite importante fixé à 1 000 ppmv pour les pièces d’équipement en contact avec un liquide contenant 2 % ou plus de benzène, et fixé à 10 000 ppmv pour toutes les autres pièces d’équipement. La Première Nation a suggéré que la fréquence de trois inspections par année était appropriée, mais elle a recommandé d’éliminer la flexibilité pour les mois d’hiver (soit aucune obligation d’inspection en hiver).

Réponse no 2

Le Ministère a révisé le projet de règlement pour que celui-ci prévoie trois inspections par année pour toutes les pièces d’équipement et que le seuil de fuite importante soit d’abord fixé à 10 000 ppmv pour la plupart des pièces d’équipement. Au bout de 5,5 ans, ce seuil serait abaissé à 1 000 ppmv pour encourager des améliorations constantes et l’utilisation de pièces d’équipement à faibles émissions. Cette approche viserait un grand pourcentage des rejets fugitifs provenant des pièces d’équipement qui fuient et donnerait aux installations plus de temps pour se préparer à respecter le seuil de 1 000 ppmv en apportant des améliorations au matériel, aux procédures opérationnelles, etc.

Commentaire no 3 : Surveillance du périmètre

Les intervenants de l’industrie ont proposé comme solution de rechange de remplacer l’exigence de surveillance du périmètre par un projet pilote d’application volontaire. Ils ont fait valoir que cette surveillance ne décrira pas fidèlement les rejets des installations en raison des rejets provenant de la circulation locale et d’installations voisines, de COV biogéniques, des effets du vent, etc. En outre, l’industrie s’est opposée à la surveillance du périmètre de COV autres que le benzène, parce que l’EPA des États-Unis n’exige que la surveillance du benzène. Certains ont indiqué que les instruments de surveillance ne mesurent pas efficacement tous les COV autres que le benzène. Des intervenants de l’industrie ont également fait valoir que le Ministère ne devrait pas exiger la surveillance du périmètre l’hiver en raison de l’exactitude douteuse des appareils de surveillance et de la difficulté d’obtenir des résultats durant cette période.

Réponse no 3

Des peuples autochtones et des ONG souhaitent la pleine transparence quant aux émissions de substances toxiques près des zones habitées. La surveillance du périmètre au moyen de tubes à diffusion passive est une technologie éprouvée qui est déjà appliquée à titre d’approche réglementée aux États-Unis et en Ontario et dans le cadre du permis d’exploitation de la raffinerie du NouveauBrunswick. Cette technologie permet de mesurer le benzène, le 1,3-butadiène et le total des COV conservables, qui figurent tous sur la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la LCPE. Bien qu’elle ne vise pas que le benzène, l’approche de surveillance proposée par le Ministère concorderait généralement avec les exigences aux États-Unis, en Ontario et au Nouveau-Brunswick.

Le Ministère a consulté des responsables et des experts de laboratoire de l’EPA des États-Unis, qui ont indiqué que la technologie de surveillance avait été validée pour la plage de température de −15 oC à 40 oC. En réponse aux préoccupations de l’industrie quant à l’effet de l’hiver, le Ministère a révisé le projet de règlement de façon à réduire la période de surveillance obligatoire au périmètre des installations de 12 à 9 mois de l’année (avril à décembre). Du même coup, le Ministère mène présentement des recherches supplémentaires sur l’impact des conditions météorologiques extrêmes sur le programme de surveillance du périmètre.

Commentaire no 4 : Harmonisation fédérale-provinciale

Certaines provinces et une municipalité ont indiqué qu’elles appuient le projet de règlement et qu’elles souhaitent l’harmonisation des exigences fédérales et provinciales et une collaboration visant à réduire le plus possible le fardeau administratif.

Réponse no 4

Les rejets fugitifs de COV des raffineries de pétrole, des usines de valorisation et de certaines installations pétrochimiques sont actuellement régis par divers règlements provinciaux et municipaux, en plus de faire l’objet de mesures d’application volontaire par l’industrie (voir la section 1.4). Le projet de règlement vise à harmoniser le cadre réglementaire du Canada avec les meilleures pratiques appliquées au Canada et aux États-Unis. Par exemple, le programme proposé de surveillance du périmètre concorderait généralement avec les exigences actuelles en Ontario et aux États-Unis. Le Ministère continuera de collaborer avec les provinces et les municipalités pour assurer la coordination avec les exigences actuelles, dans la mesure du possible. Pour réduire les dédoublements, le Ministère considérera des accords d’équivalence avec les provinces et la méthode de déclaration à guichet unique, le cas échéant.

Commentaire no 5 : Sécurité des inspections

Des intervenants de l’industrie ont fait valoir que certaines pièces d’équipement devraient être exemptées des inspections de DERF pour des raisons de sécurité ou d’accessibilité (par exemple il peut être difficile d’approcher un instrument de surveillance portatif de certaines pièces d’équipement). De plus, une Première Nation a d’ailleurs fait référence aux normes sectorielles de l’Ontario qui excluent les pièces d’équipement dont la surveillance n’est pas sécuritaire.

Réponse no 5

Le Ministère a révisé le projet de règlement de façon à prévoir une marge de manœuvre pour répondre aux préoccupations de l’industrie et d’autres intervenants en matière de sécurité. Ainsi, des pièces d’équipement pourront être exemptées des inspections si l’exploitant de l’installation juge que leur inspection au moyen d’un instrument de surveillance portatif et d’un instrument optique de visualisation des gaz n’est pas sécuritaire. On s’attend toutefois à ce que, pour la plupart des pièces d’équipement, les instruments optiques de visualisation des gaz puissent être utilisés à partir de divers points d’observation sécuritaires.

Commentaire no 6 : Programme d’incitation au rendement

Les intervenants de l’industrie ont demandé que le Ministère établisse un programme d’incitation au rendement qui permettrait de réduire (à une par année) la fréquence d’inspection des installations qui présentent systématiquement de faibles taux de fuite. Ils ont également demandé que les parties réglementées soient exemptées de la surveillance du périmètre quand cette surveillance montre que les concentrations de COV sont faibles à plusieurs reprises.

Réponse no 6

Le Ministère a modifié le seuil de fuite importante afin d’accroître la marge de manœuvre des installations. L’analyse du Ministère montre que la réduction de la fréquence des inspections de trois à une par année réduirait considérablement l’efficacité du programme de DERF et pourrait permettre aux fuites de continuer durant une période allant jusqu’à un an. Le Ministère reste prêt à envisager des incitatifs bien conçus qui n’augmenteraient pas le risque de fuites non détectées.

En réponse aux commentaires de l’industrie sur la surveillance du périmètre, le Ministère a révisé le projet de règlement de façon à pouvoir réduire la fréquence de surveillance du 1,3-butadiène pour la faire passer d’une fois aux 14 jours à une fois aux 6 mois si l’on obtient de façon répétée des résultats en dessous de la limite de détection applicable.

9.3.2 Analyse avantages-coûts

Commentaire no 7 : Proportions de fuite et taux d’émission

Selon des intervenants de l’industrie, les proportions de fuite (le nombre de pièces d’équipement qui fuit, divisé par le nombre total des pièces d’équipements de même type) estimées par le Ministère sont beaucoup plus élevées que ce à quoi ils se seraient attendus d’après leur expérience.

Plusieurs intervenants ont également demandé plus de précisions sur les taux d’émission estimés par le Ministère. Selon les estimations pour certaines pièces d’équipement, faire passer le seuil de fuite importante de 10 000 à 1 000 ppmv ou accroître la fréquence des inspections de une à trois par année ne donnerait que peu ou pas de réduction des émissions.

Réponse no 7

Le Ministère a réalisé un examen approfondi des données de proportion de fuite présentées par trois installations. Il a conclu que, pour les mêmes programmes de DERF, les proportions estimées par le Ministère ne variaient pas de plus de 10 % par rapport aux données présentées pour la plupart des types de pièces d’équipement et qu’il serait donc raisonnable d’appliquer les estimations du Ministère à toutes les installations visées par l’analyse.

Pour évaluer les effets différentiels du projet de règlement, il a fallu estimer les taux d’émission pour les deux programmes de DERF qu’établirait le projet de règlement : un programme qui fixerait le seuil de fuite importante à 10 000 ppmv et l’autre qui le fixerait à 1 000 ppmv. Pour chacun des programmes, le Ministère a estimé les taux d’émission pour chaque type de pièces d’équipement selon le Protocol for Equipment Leak Emission Estimates de l’EPA des États-Unis. Des modifications ont été apportées à des paramètres importants (par exemple le taux d’occurrence et le taux de récurrence) présentés dans ce protocole de l’EPA des États-Unis afin de les rendre applicables aux installations canadiennes. Les taux d’émission ainsi calculés sont présentés dans le document de consultation sur l’AAC de 2016.

Pour quelques types de pièces d’équipement, la méthode d’estimation n’a pas suggéré de différence entre les taux d’émission des programmes de DERF. Toutefois, les taux d’émission de la plupart des types de pièces d’équipement sont plus faibles pour le programme de DERF plus strict (seuil de 1 000 ppmv) que pour l’autre (seuil de 10 000 ppmv). Lors de la consultation de 2016, le Ministère a demandé aux intervenants de l’industrie de présenter les taux d’émission mesurés dans le contexte des pratiques de DERF actuelles. Or, comme le Ministère n’a pas obtenu suffisamment de données pour préciser ses estimations, il s’est appuyé sur les taux d’émission estimés selon le protocole de l’EPA des États-Unis dans son analyse.

Commentaire no 8 : Coûts de conformité et d’administration

Selon plusieurs intervenants, certains coûts de conformité et d’administration n’ont pas été pris en considération, comme le temps pour effectuer le suivi des pièces d’équipement qui fuient afin de les réparer, les coûts de l’achat d’un instrument optique de visualisation des gaz, ainsi que de la formation et de l’entretien connexes, et les coûts de gestion et de coordination des programmes de DERF.

Réponse no 8

Lors des consultations avec les intervenants de l’industrie au printemps 2015, le Ministère a présenté diverses hypothèses en matière de coûts de conformité et d’administration et a reçu des commentaires à cet égard. Le Ministère n’a pas cherché à obtenir d’autres commentaires sur certains de ces coûts dans le document de consultation du printemps 2016, mais ces coûts ont été intégrés à l’analyse et sont présentés dans l’AAC plus haut.

Commentaire no 9 : Coûts de la surveillance du périmètre

Selon plusieurs intervenants, les coûts estimés de la surveillance du périmètre sont faibles. Par exemple, par rapport aux estimations du Ministère, une installation consacrerait plus de temps à la collecte d’échantillons, et l’analyse des échantillons en laboratoire lui coûterait plus cher.

Réponse no 9

À l’été 2016, le Ministère a reçu un rapport du ministère de l’Environnement et de l’Action en matière de changement climatique de l’Ontario (MEACCO) intitulé Collaborative Project, Property Line Monitoring Implementation Plan (daté du 30 septembre 2016) pour les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques qui seraient visées par les normes sectorielles de l’Ontario. Le rapport comprend des estimations des coûts de surveillance du périmètre. La province d’Ontario a rédigé le rapport en se fondant sur les discussions d’un groupe de travail composé d’experts et de représentants d’installations et d’associations industrielles, de laboratoires, du Ministère, du MEACCO, de peuples autochtones et de l’EPA des États-Unis. Le Ministère a intégré ces estimations de coûts à l’analyse.

10 Coopération en matière de réglementation

Comme il est décrit dans les sections 1.4 et 1.5, la gestion des rejets fugitifs de COV au Canada relève actuellement d’un ensemble disparate de codes de pratique non contraignants, de permis relatifs aux installations et de règlements municipaux et provinciaux. Le projet de règlement moderniserait le régime canadien et s’harmoniserait mieux avec la réglementation actuelle aux États-Unis. L’EPA des États-Unis a été consultée sur divers aspects du projet de règlement, dans le contexte du plan de travail Canada–États-Unis sur les émissions du secteur pétrolier et gazier dans le cadre de l’Accord Canada–États-Unis sur la qualité de l’air (voir référence 31).

La structure du projet de règlement est similaire à celle du régime de réglementation de l’EPA des États-Unis, mais elle présente des différences pour tenir compte du contexte canadien (notamment les exigences actuelles des diverses autorités concernées au Canada) et des commentaires des intervenants. Certains aspects importants du projet de règlement sont présentés dans les sections suivantes. En plus d’établir des exigences harmonisées, le Ministère considérerait des accords d’équivalence et l’établissement d’un guichet unique de déclaration, le cas échéant.

Fréquence d’inspection

L’EPA des États-Unis exige des inspections mensuelles ou trimestrielles pour de nombreuses pièces d’équipement, mais les autorités au Canada exigent généralement trois inspections par année (Ontario, Québec) ou une seule inspection annuelle (Vancouver, Code du CCME, code de l’ACC). Le projet de règlement prévoit trois inspections par année, ce qui éviterait d’imposer des inspections l’hiver tout en assurant des inspections régulières le reste de l’année.

Établissement du seuil de fuite importante

Aux États-Unis, les seuils de fuite importante varient de 500 à 10 000 ppmv. Au Canada, les diverses autorités concernées ont établi des seuils allant de 1 000 ppmv (Vancouver, Ontario, Québec) à 10 000 ppmv (Code du CCME, code de l’ACC). Le projet de règlement établirait le seuil de fuite importante pour la plupart des pièces d’équipement à 10 000 ppmv jusqu’au 31 décembre 2024 et l’abaisserait à 1 000 ppmv par la suite. Cette approche reconnaît l’importance de combattre les petites et les grosses fuites de GPR, tout en donnant aux installations le temps de se préparer à respecter le seuil de 1 000 ppmv en apportant des améliorations aux pièces d’équipement et aux procédures opérationnelles.

Technologie de détection des fuites

Les États-Unis et l’Ontario permettent l’utilisation d’instruments optiques de visualisation des gaz pour la plupart des inspections, mais ils exigent que chaque pièce d’équipement soit inspectée au moyen d’un instrument de surveillance portatif une fois par année. Les autres autorités canadiennes s’appuient généralement sur le Code du CCME, qui recommande l’utilisation d’un instrument de surveillance portatif, mais n’exclut pas d’autres technologies (les instruments optiques de visualisation des gaz n’étaient pas couramment utilisés au moment de la publication du Code du CCME en 1993). Selon le projet de règlement, la plupart des inspections pourront être effectuées au moyen d’un instrument de surveillance portatif ou d’un instrument optique de visualisation des gaz. Cette approche reconnaît le perfectionnement constant de la technologie des instruments optiques de visualisation des gaz, lequel a été souligné dans des commentaires de l’industrie et d’autres intervenants. La rapidité des inspections effectuées au moyen d’instruments optiques de visualisation des gaz permet d’inclure un plus grand nombre de pièces d’équipement dans le programme de DERF.

Surveillance du périmètre

Les États-Unis, l’Ontario et le Nouveau-Brunswick exigent des raffineries qu’elles effectuent toute l’année une surveillance du benzène le long de leur périmètre selon les méthodes 325A et 325B de l’EPA des États-Unis (voir référence 32). Selon le projet de règlement, les mêmes méthodes seraient utilisées, mais la surveillance ne serait exigée que pendant les mois d’avril à décembre. Cette approche n’exigerait donc pas de collecte d’échantillons l’hiver et répondrait ainsi aux préoccupations que des intervenants ont exprimées au sujet de l’exactitude de la technologie de surveillance à très basse température. Le projet de règlement obligerait toutes les installations visées à surveiller non seulement le benzène, mais aussi le 1,3-butadiène et le total des COV conservables. Ces mesures supplémentaires permettraient au Ministère de mieux évaluer l’efficacité du règlement final au fil du temps et d’informer les collectivités voisines des concentrations de ces substances toxiques dans l’air.

11 Justification

Les composés organiques volatils sont des polluants précurseurs de la formation d’ozone troposphérique et de particules, les principaux constituants du smog. L’exposition à l’ozone troposphérique et aux particules dans l’air a des effets néfastes sur la santé humaine, car elle peut causer des symptômes respiratoires et cardiaques qui entraînent parfois la mort prématurée. En concentration élevée, l’ozone troposphérique peut également réduire la productivité des cultures agricoles. Les rejets de COV par les pièces d’équipement qui fuient des installations pétrolières et pétrochimiques comprennent des GPR. Ces mélanges de gaz peuvent contenir des composés cancérigènes (par exemple du 1,3-butadiène, du benzène et de l’isoprène) qui présentent des risques pour les Canadiens près de ces installations.

Un programme de DERF est reconnu comme la meilleure pratique pour réduire les rejets fugitifs de COV de ces installations. La plupart des installations appliquent volontairement des programmes de DERF fondés sur le Code du CCME dans le but de réduire les rejets de fortes concentrations de COV de leur pièce d’équipement. Il a cependant été déterminé qu’il leur reste d’importants points à améliorer. En outre, les GPR comprennent des composés cancérigènes qui peuvent nuire à la santé humaine même en faibles concentrations.

Le Ministère a élaboré le projet de règlement pour s’attaquer à ces problèmes. Le projet de règlement obligerait les exploitants d’installations à faire des inspections plus fréquentes d’un éventail élargi de pièces d’équipement et à réparer les pièces d’équipement d’où s’échappent de faibles concentrations de COV. De plus, certaines pièces d’équipement devront être conçues et utilisées de façon à réduire au minimum les rejets de COV. Ces mesures permettraient de réduire davantage les rejets de COV, y compris les GPR. Le projet de règlement obligerait aussi les exploitants à recueillir des échantillons aux emplacements d’échantillonnage répartis le long du périmètre de leur installation et à les analyser pour déterminer les concentrations de benzène et de 1,3-butadiène ainsi que les concentrations totales des COV conservables.

Le projet de règlement devrait permettre de réduire les émissions de COV de 102 kt et les émissions de GES de 43 kt d’éq. CO2 pour les années 2017 à 2035. Les réductions aboutiraient à des améliorations de la santé humaine et de la qualité de l’environnement, ainsi qu’à des avantages pour les entreprises qui vendront des produits récupérés. Ces avantages du projet de règlement sont estimés à 313 millions de dollars, et les coûts sont estimés à 253 millions de dollars pour l’industrie et à 1 million de dollars pour le gouvernement. Les coûts pour les entreprises ne devraient pas nuire à leur compétitivité sur les marchés du pétrole et de la pétrochimie.

Le projet de règlement est destiné à s’harmoniser, dans la mesure du possible, avec les exigences réglementaires d’autres autorités, notamment les provinces et les États-Unis. Le projet de règlement prévoit une approche de déclaration à guichet unique qui serait retenue, dans la mesure du possible, afin de réduire au minimum le fardeau administratif pour les installations.

11.1 Évaluation environnementale stratégique

Une évaluation environnementale stratégique (EES) du PGPC a été réalisée (voir référence 33). L’EES a permis de conclure que les activités menées dans le cadre du PGPC aideraient à atteindre l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) de réduire au minimum les menaces pour la qualité de l’air afin que la population canadienne puisse respirer de l’air pur, objectif qui appuiera également des écosystèmes sains. Une EES du projet de règlement a été réalisée et confirme que ce dernier appuie l’atteinte de l’objectif de la SFDD.

12 Mise en œuvre, application et normes de service

12.1 Promotion de la conformité

Les activités de promotion de la conformité visent à encourager la communauté réglementée, composée de grandes entreprises uniquement, à atteindre la conformité. Immédiatement après la publication finale du Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier), qui imposera de nouvelles exigences à compter de 2018 (surveillance du périmètre), de 2019 (DERF et exigences préventives concernant les pièces d’équipement) et de 2021 (vérification par des tierces parties), les activités de promotion de la conformité comprendraient les éléments suivants :

Par la suite, les activités de promotion de la conformité pourraient se limiter à répondre aux demandes de renseignements et à en assurer le suivi. D’autres activités de promotion pourraient être nécessaires si une évaluation des activités promotionnelles montrait une faible conformité au règlement final.

12.2 Application du règlement final

Comme le projet de règlement serait pris en vertu de la LCPE, les agents d’application de la loi suivraient la Politique d’observation et d’application de la LCPE pour vérifier la conformité au règlement final lorsqu’il sera en vigueur (voir référence 34). Cette politique décrit les mesures qui peuvent être prises en cas d’infraction présumée : avertissement, ordre, ordre d’exécution en matière de protection de l’environnement, amende, ordre ministériel, injonction, poursuite criminelle et mesure de rechange en matière de protection de l’environnement (qui peut remplacer une poursuite criminelle après le dépôt d’une accusation d’infraction à la LCPE). En outre, la Politique explique dans quelles circonstances le Ministère aurait recours à une poursuite au civil par la Couronne pour le recouvrement des coûts.

Pour vérifier la conformité, les agents d’application de la loi peuvent effectuer une inspection. L’inspection peut révéler une infraction présumée; une infraction présumée peut également être déterminée par le personnel technique du Ministère ou à la suite de plaintes reçues du public. Les agents d’application de la loi peuvent mener une enquête en cas d’infraction présumée aux règlements.

Si, à la suite d’une inspection ou d’une enquête, un agent d’application de la loi constate une infraction présumée, il se fondera sur les facteurs suivants pour décider de la mesure à prendre :

Le projet de règlement nécessiterait des modifications connexes au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Le Règlement désigne les diverses dispositions réglementaires de divers règlements pris en vertu de la LCPE qui renvoient à un régime d’amendes accrues après une condamnation pour une infraction qui cause ou risque de causer des dommages à l’environnement, ou qui constitue une entrave à l’exercice d’un pouvoir.

12.3 Normes de service

Pour appliquer le projet de règlement, le Ministère répondra aux présentations et aux demandes de renseignements de la communauté réglementée. Il le fera rapidement selon la complexité et l’exhaustivité de la demande.

Le Ministère prévoit également rédiger des fiches de renseignements ou un guide technique qui préciseront les renseignements et le format requis pour la présentation des plans et des rapports.

13 Mesures de rendement et évaluation

Les résultats escomptés du projet de règlement sont liés aux priorités nationales qui visent à réduire les rejets fugitifs de COV, y compris les GPR, provenant des raffineries de pétrole, des usines de valorisation et de certaines installations pétrochimiques. Le rendement du projet de règlement pour ce qui est d’obtenir ces résultats sera mesuré et évalué.

Des indicateurs de rendement clairs et chiffrés seront définis pour chaque résultat escompté. Ces indicateurs comprennent l’enregistrement des installations, leur conformité aux exigences réglementaires, la réparation ou le remplacement des pièces d’équipement qui fuient et les données d’émission déclarées (y compris les émissions calculées des pièces d’équipement qui fuient et les résultats de la surveillance du 1,3-butadiène, du benzène et du total des COV conservables le long du périmètre des installations). Le Ministère fera le suivi des indicateurs de rendement grâce aux exigences de déclaration annuelle ou sur demande, ainsi que par des activités d’application de la loi.

L’examen et l’évaluation périodiques des indicateurs de rendement permettront au Ministère de déterminer les effets du projet de règlement sur les installations visées et d’évaluer dans quelle mesure le projet de règlement permet d’atteindre les objectifs.

Personnes-ressources

M. Pierre Boucher
Gestionnaire
Section du pétrole et du gaz en aval
Division du pétrole, du gaz et des énergies de remplacement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.covsecteurpetrolier-vocpetroleumsector.ec@canada.ca

M. Matt Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de la valuation
Environnement et Changement climatique Canada
200, boulevard Sacré-Cœur
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.darv-ravd.ec@canada.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence d) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence e), que le gouverneur en conseil, en vertu du paragraphe 93(1) de cette loi, se propose de prendre le Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier), 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 Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à Helen Ryan, directrice générale, Direction de l’énergie et des transports, Direction générale de la protection de l’environnement, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (téléc. : 819-420-7410; courriel : ec.covsecteurpetrolier-vocpetroleumsector.ec@canada.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 13 avril 2017

Le greffier adjoint du Conseil privé
Jurica Čapkun

TABLE ANALYTIQUE

Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier)

Définitions et interprétation

1 Définitions

Champ d’application

2 Installations

Exigences relatives à la détection des fuites et à leur réparation

3 Programme de détection et de réparation des fuites

4 Contenu de l’inventaire

5 Instruments de surveillance portatifs

6 Inspection — pièces d’équipement

7 Formation exigée

8 Réparations

9 Tenue de registre

10 Durée de conservation

Exigences applicables à certaines pièces d’équipement

11 Responsabilité de l’exploitant

12 Conduites

13 Systèmes d’échantillonnage

14 Dispositifs de détente de pression

15 Compresseurs

16 Tenue de registre

Exigences relatives à la surveillance du périmètre

17 Établissement du programme de surveillance du périmètre

18 Choix du matériel et des fournitures d’échantillonnage

19 Emplacement des tubes d’échantillonnage

20 Échantillonnage et analyse

21 Collecte des tubes d’échantillonnage

22 Station météorologique

23 Procédures de contrôle de la qualité

24 Concentration totale des COV conservables

25 Tenue de registre

Exigences relatives aux rapports

26 Renseignements fournis sur demande

27 Renseignements à transmettre — installations existantes

28 Plan de surveillance du périmètre — installations existantes

29 Rapport de surveillance du périmètre à transmettre en 2019

30 Pièces d’équipement inspectées au titre des paragraphes 6(1) ou (2)

31 Pièces d’équipement dans l’inventaire

32 Raisons pour absence d’inspection

33 Fuite importante — absence de réparation dans les quinze jours

34 Données de surveillance du périmètre

35 Rapport du vérificateur

36 Plan de mesures correctives

37 Vérification par une personne physique ou une entreprise

38 Exigence d’un vérificateur différent

39 Forme des rapports et des plans

Entrée en vigueur

40 1er janvier 2018

ANNEXE 1

ANNEXE 2

Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier)

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

composé organique volatil ou COV Composé participant à des réactions photochimiques atmosphériques qui n’est pas exclu à l’article 65 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (volatile organic compound or VOC)

conduite Toute conduite, qu’elle soit rigide ou souple. (pipe)

COV conservable COV qui peut être collecté et conservé par l’adsorbant dans un tube d’échantillonnage. (retainable VOC)

dispositif de contrôle Appareil de combustion fermé, système de récupération des vapeurs ou autre dispositif qui sont utilisés pour contrôler les rejets de COV dans l’environnement. (control device)

exploitant Toute personne qui exploite une installation ou en a la charge, la gestion ou le contrôle. (operator)

garniture certifiée à faibles fuites Garniture à l’égard de laquelle le fabricant, sur la base de résultats d’essais effectués conformément aux pratiques d’ingénierie généralement reconnues, a fourni une garantie écrite qu’elle n’aura pas de fuite supérieure à 100 ppmv pendant les cinq premières années et qu’il la remplacera si elle a une fuite supérieure à ce niveau au cours de cette période. (certified low-leaking valve packing)

installation Les bâtiments, les autres structures et les équipements fixes situés sur un seul site ou sur des sites adjacents qui fonctionnent de façon intégrée. (facility)

instrument de détection des fuites Tout instrument de surveillance portatif ou tout instrument optique de visualisation des gaz. (leak detection instrument)

méthode 21 de l’EPA La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 21 — Determination of Volatile Organic Compound Leaks, qui figure à l’annexe A–7 de la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 21)

méthode 325A de l’EPA La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 325A — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources: Sampler Deployment and VOC Sample Collection, qui figure à l’annexe A de la partie 63, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 325A)

méthode 325B de l’EPA La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 325B — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources: Sampler Preparation and Analysis, qui figure à l’annexe A de la partie 63, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 325B)

pièce d’équipement Toute pièce d’équipement qui fait partie d’un système exposé à un fluide contenant des hydrocarbures. (equipment component)

ppmv Parties par million en volume. (ppmv)

produit pétrolier liquide

soupape certifiée à faibles fuites Soupape à l’égard de laquelle le fabricant, sur la base de résultats d’essais effectués conformément aux pratiques d’ingénierie généralement reconnues, a fourni une garantie écrite qu’elle n’aura pas de fuite supérieure à 100 ppmv pendant les cinq premières années et qu’il la remplacera si elle a une fuite supérieure à ce niveau au cours de cette période. (certified low-leaking valve)

tube d’échantillonnage Tube à diffusion passive contenant un adsorbant utilisé pour la collecte de COV. (sampling tube)

Incorporation par renvoi

(2) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme ou à une méthode s’entend de cette norme ou de cette méthode compte tenu de ses modifications successives.

Champ d’application

Installations

2 Le présent règlement s’applique à toute installation où est menée l’activité de production de produits pétroliers liquides par traitement, au moyen de la distillation, d’une des charges d’alimentation suivantes :

Exigences relatives à la détection des fuites et à leur réparation

Programme de détection et de réparation des fuites

3 L’exploitant d’une installation est tenu d’établir et de mettre en œuvre un programme de détection et de réparation des fuites pour contrôler le rejet de composés organiques volatils provenant des pièces d’équipement à cette installation. Pour l’application de ce programme, l’exploitant est tenu :

Contenu de l’inventaire

4 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’inventaire des pièces d’équipement comporte les renseignements ci-après, pour chaque pièce d’équipement :

Pièces d’équipement exclues

(2) Les pièces d’équipement ci-après ne sont pas incluses dans l’inventaire :

Établissement et mise à jour

(3) L’inventaire doit être établi et, annuellement, mis à jour au moyen de toute méthode qui permet d’obtenir un inventaire exact, notamment l’une ou l’autre des méthodes suivantes :

Instruments de surveillance portatifs

5 (1) Tout instrument de surveillance portatif doit satisfaire aux exigences suivantes :

Instruments optiques

(2) Tout instrument optique de visualisation des gaz doit satisfaire aux exigences suivantes :

Inspection — pièces d’équipement

6 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), toutes les pièces d’équipement d’une installation qui sont énumérées dans l’inventaire font l’objet d’une inspection pour détecter les fuites au moyen d’un instrument de détection des fuites satisfaisant aux exigences des paragraphes 5(1) ou (2) trois fois par année civile, mais au moins trois mois après l’inspection précédente.

Inspection en 2019

(2) Sous réserve du paragraphe (3), toutes les pièces d’équipement d’une installation qui sont énumérées dans l’inventaire font l’objet d’une seule inspection pendant l’année 2019 pour détecter les fuites au moyen d’un instrument de détection des fuites satisfaisant aux exigences des paragraphes 5(1) ou (2).

Pompes — inspection visuelle

(4) Les pompes qui sont énumérées dans l’inventaire doivent également faire l’objet d’une inspection visuelle au moins une fois par semaine pour détecter les fuites.

Contrôle du capteur

(5) Tout capteur visé au sous-alinéa (3)a)(iii) doit être contrôlé quotidiennement pour identifier les défaillances du système à fluide de barrage, sauf s’il est équipé d’une alarme sonore destinée à signaler ces défaillances.

Formation exigée

7 (1) L’inspection visée aux paragraphes 6(1) et (2) est effectuée par une personne physique ayant, au plus douze mois avant de mener une inspection pour la première fois, suivi une formation sur les exigences relatives à l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments de détection des fuites prévues à l’article 5 et sur la façon d’effectuer des inspections pour détecter les fuites au moyen de ces instruments.

Tenue de registre sur la formation

(2) L’exploitant consigne les renseignements ci-après dans un registre sur la formation suivie par la personne physique qui effectue l’inspection  :

Durée de conservation

(3) L’exploitant conserve ces renseignements, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans. Les renseignements et les documents sont conservés à l’installation.

Réparations

8 (1) La pièce d’équipement qui a une fuite importante doit être réparée au plus tard quinze jours après la date de la détection de celle-ci, sauf si la fuite a fait l’objet d’un signalement aux termes du paragraphe (4).

Fuite importante présumée

(2) Est considérée comme étant une fuite importante toute fuite qui est détectée au moyen d’un instrument de détection des fuites ou de méthodes sensorielles, notamment des méthodes auditives, visuelles ou olfactives ou à la suite d’une défaillance du système à fluide de barrage d’une pièce d’équipement décelée par un capteur, sauf si :

Inspection avant réparation

(3) Si une fuite provenant d’une pièce d’équipement est détectée par un moyen autre qu’un instrument de surveillance portatif, la pièce d’équipement doit être inspectée au moyen d’un tel instrument satisfaisant aux exigences du paragraphe 5(1), avant toute réparation.

Signalement

(4) Si une pièce d’équipement ayant une fuite importante ne peut être réparée dans les quinze jours suivant la date de la détection de la fuite, celle-ci doit être signalée soit par l’apposition d’une étiquette portant que la pièce d’équipement doit être réparée dans les délais ci-après ou par l’inscription d’une mention à cet effet dans un système de suivi électronique :

Réparation — délai

(5) La pièce d’équipement ayant une fuite importante et signalée pour réparation aux termes du paragraphe (4) doit être réparée :

Pièce d’équipement ayant trois fuites importantes

(6) Sous réserve du paragraphe (7), la pièce d’équipement ayant trois fuites importantes au cours d’une période de vingt-quatre mois consécutifs doit être remplacée par une nouvelle pièce d’équipement dans le délai prévu au paragraphe (1).

Soupape autre que soupapes de régulation

(7) Sous réserve du paragraphe (8), si la pièce d’équipement visée au paragraphe (6) est une soupape autre qu’une soupape de régulation, elle doit être, dans les délais prévus au paragraphe (1), soit remplacée par une soupape certifiée à faibles fuites, soit réemballée avec une garniture certifiée à faibles fuites.

Exception

(8) Le paragraphe (7) ne s’applique pas à l’égard d’une soupape pour laquelle aucune soupape certifiée à faibles fuites ni aucune garniture certifiée à faibles fuites n’est disponible sur le marché.

Réparation ou remplacement effectués

(9) La pièce d’équipement est considérée comme étant réparée ou remplacée si une inspection au moyen d’un instrument de surveillance portatif satisfaisant aux exigences du paragraphe 5(1), faite après que la réparation ou le remplacement, selon le cas, a été effectué, indique qu’il n’y a plus de fuite importante.

Tenue de registre

9 (1) Pour chaque année civile, l’exploitant consigne dans un registre les renseignements suivants :

Conservation des enregistrements vidéos

(2) En plus des renseignements consignés au titre du paragraphe (1), l’exploitant conserve, pour chaque année civile :

Durée de conservation

10 L’exploitant d’une installation conserve l’inventaire des pièces d’équipement et les renseignements consignés dans un registre en application de l’article 9, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans après l’établissement ou la mise à jour de l’inventaire ou la consignation des renseignements. L’inventaire, les renseignements et les documents sont conservés à l’installation.

Exigences applicables à certaines pièces d’équipement

Responsabilité de l’exploitant

11 L’exploitant d’une installation veille à ce que les pièces d’équipement à l’installation soient conformes aux exigences prévues aux articles 12 à 15.

Conduites

12 Les extrémités des conduites doivent, en tout temps, être obturées pour réduire au minimum, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement, sauf au cours des opérations qui nécessitent qu’elles soient ouvertes.

Systèmes d’échantillonnage

13 Les systèmes d’échantillonnage raccordés à une conduite doivent être conçus et utilisés pour réduire au minimum, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement.

Dispositifs de détente de pression

14 (1) Les dispositifs de détente de pression doivent être conçus et utilisés pour réduire au minimum, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement.

Exception

(2) Si une détente de pression se produit, le dispositif de détente de pression doit, au plus tard six jours après la date de la détente de pression, être remis dans un état qui réduit au minimum, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement.

Compresseurs

15 (1) Les compresseurs doivent être munis d’un système de joint mécanique doté d’un système à fluide de barrage.

Système de joint

(2) Le système de joint mécanique du compresseur doit être :

Fluide de barrage

(3) Le fluide de barrage du système à fluide de barrage doit contenir moins de 10 % en poids de COV, valeur mesurée conformément à la norme E260-96 de l’ASTM International intitulée Standard Practice for Packed Column Gas Chromatography (approuvée de nouveau en 2011) ou à la norme E169-16 de l’ASTM International intitulée Standard Practices for General Techniques of Ultraviolet-Visible Quantitative Analysis.

Exigence d’un capteur

(4) Le système à fluide de barrage doit être équipé d’un capteur servant à déceler ses défaillances.

Contrôle du capteur

(5) Le capteur doit être contrôlé quotidiennement pour identifier les défaillances du système à fluide de barrage, sauf s’il est équipé d’une alarme sonore destinée à signaler ces défaillances.

Exception

(6) Le présent article ne vise pas les compresseurs dotés d’un système d’évent fermé conçu pour récupérer les fuites provenant de l’arbre d’entraînement du compresseur et les transporter à un système de gaz de procédé, à un système de gaz combustible ou à un dispositif de contrôle.

Tenue de registre

16 (1) Pour chaque année civile, l’exploitant consigne dans un registre les renseignements suivants :

Durée de conservation

(2) L’exploitant conserve les renseignements visés au paragraphe (1), ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans. Les renseignements et les documents sont conservés à l’installation.

Exigences relatives à la surveillance du périmètre

Établissement du programme de surveillance du périmètre

17 (1) Au plus tard le 1er juillet 2018, l’exploitant d’une installation établit et met en œuvre un programme de surveillance du périmètre pour cette installation qui comprend la collecte et l’analyse d’échantillons et qui est conforme aux exigences des articles 18 à 25 pour mesurer les concentrations de benzène et de 1,3-butadiène ainsi que la concentration totale de l’ensemble des COV conservables, dans le périmètre.

Choix du périmètre

(2) Pour l’application du programme de surveillance du périmètre, l’exploitant peut choisir comme périmètre soit les limites de la propriété de l’installation, soit un périmètre interne de surveillance. Dans le cas où l’exploitant choisit d’utiliser un périmètre interne de surveillance, celui-ci est établi conformément aux exigences des articles 8.2 à 8.2.3.2 de la méthode 325A de l’EPA.

Choix du matériel et des fournitures d’échantillonnage

18 (1) Le matériel et les fournitures d’échantillonnage doivent être choisis conformément aux articles 6.1 à 6.4 de la méthode 325A de l’EPA.

Tubes d’échantillonnage

(2) Les tubes d’échantillonnage doivent satisfaire aux exigences prévues à l’article 3.8 de la méthode 325A de l’EPA.

Adsorbant

(3) L’adsorbant utilisé dans les tubes d’échantillonnage doit être choisi conformément aux articles 7.1 à 7.1.6 de la méthode 325B de l’EPA.

Emplacement des tubes d’échantillonnage

19 (1) Le nombre de tubes d’échantillonnage et leur emplacement sur le périmètre doivent être déterminés conformément aux articles 8.1 à 8.2.3.2 de la méthode 325A de l’EPA.

Disposition des tubes d’échantillonnage

(2) La disposition des tubes d’échantillonnage et des blancs de terrain à l’installation doit être effectuée conformément aux articles 8.5 à 8.5.10 de la méthode 325A de l’EPA.

Échantillonnage et analyse

20 (1) L’échantillonnage et l’analyse des échantillons — y compris les blancs de terrain et les doubles échantillons — dans le cadre du programme de surveillance du périmètre doivent satisfaire aux exigences suivantes :

Exception — échantillonnage semestriel du 1,3-butadiène

(2) Dans le cas où dix-neuf échantillons consécutifs prélevés conformément au paragraphe (1) à un emplacement sur le périmètre mesurent une concentration de 1,3-butadiène inférieure à la limite de détection de la méthode prévue à l’alinéa (1)d), les échantillons ultérieurs prélevés à cet emplacement doivent être analysés pour cette substance une fois tous les six mois.

Retour à la fréquence d’échantillonnage normale

(3) Malgré le paragraphe (2), si un échantillon analysé pour le 1,3-butadiène à la fréquence prévue à ce paragraphe est d’une concentration supérieure à la limite de détection de cette substance, les échantillons prélevés ultérieurement au même emplacement doivent être analysés pour cette substance dans les délais visés à l’alinéa (1)a).

Collecte des tubes d’échantillonnage

21 (1) La collecte des tubes d’échantillonnage et des blancs de terrain utilisés sur le périmètre doit être effectuée conformément aux articles 8.6 à 8.6.5 de la méthode 325A de l’EPA.

Entreposage des tubes d’échantillonnage

(2) L’entreposage des tubes d’échantillonnage et des blancs de terrain doit être effectué conformément aux articles 6.4 à 6.4.2 de la méthode 325B de l’EPA.

Station météorologique

22 (1) L’installation doit être équipée d’une station météorologique qui est entretenue et qui fonctionne conformément aux articles 8.3 à 8.3.3 de la méthode 325A de l’EPA.

Données météorologiques

(2) Les données météorologique visées à l’article 8.3.4 de la méthode 325A de l’EPA doivent être recueillies à la station météorologique conformément à cet article.

Étalonnage des instruments

(3) Les instruments météorologiques de la station météorologique doivent être étalonnés conformément aux articles 2.5 à 2.5.2.6, 3.4 à 3.4.2 et 7.5 de la norme de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Quality Assurance Handbook for Air Pollution Measurement Systems, Volume IV: Meteorological Measurements, Version 2.0 (Final) (EPA-454/B-08-002).

Procédures de contrôle de la qualité

23 (1) Les procédures de contrôle de la qualité relativement à l’échantillonnage et à l’analyse doivent être conformes aux articles 9.0 à 9.5 et 9.12 à 9.17 de la méthode 325B de l’EPA.

Protocoles d’étalonnage et de normalisation

(2) Les protocoles d’étalonnage et de normalisation applicables à l’équipement utilisé pour la chromatographie en phase gazeuse et pour la spectrométrie de masse doivent être conformes aux articles 10.0 à 10.9.5.2 de la méthode 325B de l’EPA.

Blancs de terrain

(3) Au cours de chaque période d’échantillonnage, au moins deux blancs de terrain doivent être prélevés et traités conformément aux articles 9.3 à 9.3.2 de la méthode 325A de l’EPA.

Concentration totale des COV conservables

24 (1) La concentration totale des COV conservables doit être calculée en additionnant les concentrations de l’ensemble des COV conservables.

Analyse des données

(2) Les concentrations moyennes annuelles de benzène et de 1,3-butadiène ainsi que la concentration moyenne annuelle de l’ensemble des COV conservables, à chaque emplacement d’échantillonnage sur le périmètre, doivent être calculées en utilisant la méthodologie prévue aux articles 12.0 et 12.1 de la méthode 325A de l’EPA.

Tenue de registre

25 (1) Pour chaque année civile, l’exploitant consigne dans un registre les renseignements suivants :

Durée de conservation

(2) L’exploitant conserve les renseignements visés au paragraphe (1), ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans. Les renseignements et les documents sont conservés à l’installation.

Exigences relatives aux rapports

Renseignements fournis sur demande

26 Sur demande du ministre, l’exploitant lui transmet sans délai la copie de tout renseignement qu’il est tenu de consigner en application du présent règlement.

Renseignements à transmettre — installations existantes

27 (1) L’exploitant d’une installation qui était en activité avant le 1er janvier 2018 transmet au ministre, au plus tard le 31 janvier 2018, les renseignements suivants :

Renseignements à transmettre — nouvelles installations

(2) L’exploitant d’une installation qui commence ses activités le 1er janvier 2018 ou après cette date transmet au ministre les renseignements visés aux alinéas (1)a) à e) à l’égard de cette installation au plus tard trente jours après le début de ses activités.

Plan de surveillance du périmètre — installations existantes

28 (1) L’exploitant d’une installation qui était en activité avant le 1er janvier 2018 transmet au ministre, au plus tard le 30 avril 2018, un plan de surveillance du périmètre pour cette installation. Le plan comporte les renseignements suivants :

Plan de surveillance du périmètre — nouvelles installations

(2) L’exploitant d’une installation qui commence ses activités le 1er janvier 2018 ou après cette date transmet au ministre, au plus tard quatre mois après le début de ses activités, un plan de surveillance du périmètre pour cette installation qui comporte les renseignements prévus aux alinéas (1)a) et b) à l’égard de cette installation.

Rapport de surveillance du périmètre à transmettre en 2019

29 (1) L’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 avril 2019, un rapport de surveillance du périmètre comportant les renseignements prévus à l’article 34 à l’égard de cette installation et relatifs à la période commençant le 1er juillet 2018 et se terminant le 31 décembre 2018.

Rapport annuel à transmettre en 2020

(2) L’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin 2020, un rapport comportant les renseignements ci-après à l’égard de l’installation :

Rapport annuel — à compter de 2021

(3) À compter de l’année 2021, l’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport comportant les renseignements prévus aux articles 30 à 34 à l’égard de l’installation et relatifs à l’année civile précédente.

Renseignements fournis pour chaque inspection

(4) Lorsque les pièces d’équipement de l’installation doivent, au titre du paragraphe 6(1), faire l’objet d’une inspection trois fois par année civile, les renseignements visés au paragraphe (3) sont fournis dans le rapport annuel pour chacune de ces inspections.

Pièces d’équipement inspectées au titre des paragraphes 6(1) ou (2)

30 (1) À l’égard des pièces d’équipement qui doivent faire l’objet de l’inspection prévue aux paragraphes 6(1) ou (2) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chaque type de pièces d’équipement :

Nombre total de pièces d’équipement de chaque type

(2) Le rapport annuel comporte le nombre total de pièces d’équipement de chaque type visées au paragraphe (1).

Estimation de la quantité de COV rejetée

(3) Pour chaque type de pièces d’équipement visées au paragraphe (1), le rapport annuel comporte la quantité annuelle totale estimée de COV rejetée par le nombre total des pièces d’équipement de ce type au cours de l’année civile visée par le rapport, déterminée conformément à l’annexe 2 et exprimée en kilogrammes.

Pièces d’équipement dans l’inventaire

31 À l’égard des pièces d’équipement qui sont énumérées dans l’inventaire prévu au paragraphe 4(1) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chaque type de pièces d’équipement :

Raisons pour absence d’inspection

32 À l’égard des pièces d’équipement énumérées dans l’inventaire qui n’ont pas fait l’objet d’une inspection au moyen d’un instrument de détection des fuites au titre des paragraphes 6(1) ou (2), le rapport annuel comporte les raisons pour lesquelles elles n’ont pas fait l’objet d’une telle inspection.

Fuite importante — absence de réparation dans les quinze jours

33 À l’égard de chaque pièce d’équipement ayant une fuite importante qui n’a pas été réparée dans les quinze jours suivant la date de la détection de la fuite, le rapport annuel comporte les renseignements suivants :

Données de surveillance du périmètre

34 À l’égard du programme de surveillance du périmètre, le rapport de surveillance du périmètre et le rapport annuel comportent les renseignements suivants :

Rapport du vérificateur

35 (1) À compter de l’année 2021, l’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport préparé par un vérificateur ayant évalué si l’exploitant s’est conformé au présent règlement à l’égard de l’installation au cours de l’année civile précédente.

Vérification

(2) Le rapport indique si, de l’avis du vérificateur, l’exploitant utilise un équipement, suit des procédures et tient des registres qui lui permettent de se conformer au présent règlement.

Contenu

(3) Le rapport comporte les renseignements suivants :

Signature

(4) Le rapport du vérificateur est signé par un membre agréé d’une association professionnelle d’ingénieurs ou de scientifiques qui est :

Plan de mesures correctives

36 Si le rapport du vérificateur mentionne des exigences du présent règlement auxquelles l’exploitant ne s’est pas conformé à l’égard de l’installation, l’exploitant transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de chaque année, un plan de mesures correctives indiquant les mesures qu’il a prises ou qu’il prévoit prendre pour satisfaire à ces exigences.

Vérification par une personne physique ou une entreprise

37 (1) La vérification est effectuée par une personne physique ou une entreprise qui, à la fois :

Compétence du vérificateur — personne physique

(2) Lorsque la vérification est effectuée par une personne physique — y compris une personne physique qui est membre d’une entreprise — cette personne doit, à la fois :

Compétence du vérificateur — plusieurs membres d’une entreprise

(3) Lorsque la vérification est effectuée par plusieurs personnes physiques qui sont membres d’une entreprise, ces personnes doivent ensemble satisfaire aux exigences du paragraphe (2).

Exigence d’un vérificateur différent

38 L’exploitant d’une installation veille à ce que l’installation ne fasse l’objet d’une vérification au titre du présent règlement :

Forme des rapports et des plans

39 (1) Les rapports ou les plans exigés par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique d’un agent autorisé.

Forme non électronique des rapports et des plans

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances hors de son contrôle, il est difficile pour la personne qui transmet un rapport ou plan de le faire conformément à ce paragraphe, elle le transmet sur support papier, signé par un agent autorisé et en la forme précisée par le ministre ou autrement, si aucune forme n’est précisée.

Entrée en vigueur

ANNEXE 1

(alinéa 4(1)a), paragraphe 30(1) et article 31)

Types de pièces d’équipement visées par l’inventaire et par le rapport annuel

1 Soupapes de gaz

2 Soupapes de liquide léger

3 Soupapes de liquide lourd

4 Pompes à liquide léger

5 Pompes à liquide lourd

6 Brides de gaz

7 Brides de liquide léger

8 Brides de liquide lourd

9 Raccords de gaz (autres que des brides)

10 Raccords de liquide léger (autres que des brides)

11 Raccords de liquide lourd (autres que des brides)

12 Dispositifs de détente de pression à gaz

13 Dispositifs de détente de pression à liquide léger

14 Dispositifs de détente de pression à liquide lourd

15 Compresseurs

16 Conduites de gaz ouvertes

17 Conduites de liquide léger ouvertes

18 Conduites de liquide lourd ouvertes

19 Raccords d’échantillonnage de gaz

20 Raccords d’échantillonnage de liquide léger

21 Raccords d’échantillonnage de liquide lourd

22 Agitateurs de gaz

23 Agitateurs de liquide léger

24 Agitateurs de liquide lourd

25 Autres pièces d’équipement à gaz

26 Autres pièces d’équipement à liquide léger

27 Autres pièces d’équipement à liquide lourd

ANNEXE 2

(paragraphe 30(3))

Estimation des rejets de COV — Méthode de calcul

1 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente annexe.

arrimée Se dit de la lecture d’un instrument de surveillance portatif supérieure à la concentration maximale de COV pouvant être mesurée par cet instrument. (pegged)

concentration mesurée Concentration de COV mesurée lors de l’inspection d’une pièce d’équipement au moyen d’un instrument de surveillance portatif, exprimée en ppmv. (screening value)

2 (1) Le taux de fuite horaire d’une pièce d’équipement d’un type mentionné à la colonne 1 du tableau de la présente annexe, exprimé en kilogrammes par heure (kg/h), correspond :

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le type de pièces d’équipement est mentionné :

3 La quantité annuelle estimée de COV rejetée par une pièce d’équipement au cours de l’année civile visée par le rapport annuel, exprimée en kilogrammes, est déterminée par l’addition des taux de fuite horaires de cette pièce d’équipement visés à l’article 4 pour chaque heure de l’année en cause.

4 (1) Pour l’application de l’article 3, pour chaque heure de l’année civile visée à cet article, le taux de fuite horaire est celui qui est déterminé au titre des alinéas 2(1)a), b) ou c) à la suite de la plus proche inspection, que cette inspection ait été effectuée au cours de cette année civile ou de l’année civile suivante ou précédente.

(2) Dans le cas où le nombre d’heures entre l’heure en cause visée au paragraphe (1) et une inspection effectuée avant et après cette heure est le même, le taux de fuite horaire est celui qui a été déterminé à la suite de l’inspection effectuée avant cette heure.

(3) Malgré le paragraphe (1), si l’inspection indique que la pièce d’équipement a une fuite importante, le taux de fuite horaire pour chaque heure entre celle de l’inspection et celle des réparations de cette pièce d’équipement est celui qui est déterminé à la suite de cette inspection.

5 Pour l’application du paragraphe 30(3) du présent règlement, la quantité annuelle totale estimée de COV rejetée par le nombre total des pièces d’équipement de chaque type au cours de l’année civile visée par le rapport, exprimée en kilogrammes, est déterminée par l’addition des quantités annuelles estimées de COV rejetées par chaque pièce d’équipement de ce type et déterminées conformément à l’article 3.

Taux de fuite horaire des pièces d’équipement

  Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Colonne 4
Article Type de pièces d’équipement Taux de fuite horaire pour concentration mesurée de zéro (kg/h par pièce d’équipement) Taux de fuite horaire pour lecture arrimée (kg/h par pièce d’équipement) Taux de fuite horaire déterminé par formule de corrélation (kg/h par pièce d’équipement)

Taux de fuite horaire pour les installations dont l’activité principale est classifiée sous le code 325 du SCIAN

1

Soupapes de gaz

6,60E-07

0,11

1,87E-06 × CM0,873

2

Soupapes de liquide léger

4,90E-07

0,15

6,41E-06 × CM0,797

3

Soupapes de liquide lourd

4,90E-07

0,15

6,41E-06 × CM0,797

4

Pompes, compresseurs, dispositifs de détente de pression, agitateurs

7,50E-06

0,62

1,90E-05 × CM0,824

5

Raccords (autres que des brides)

6,10E-07

0,22

3,05E-06 × CM0,885

6

Brides

3,10E-07

0,084

4,61E-06 × CM0,703

7

Conduites ouvertes

2,00E-06

0,079

2,20E-06 × CM0,704

8

Pièces d’équipement autres que celles visées aux articles 1 à 7

4,00E-06

0,11

1,36E-05 × CM0,589

Taux de fuite horaire pour les autres installations

9

Soupapes

7,80E-06

0,14

2,29E-06 × CM0,746

10

Pompes

2,40E-05

0,16

5,03E-05 × CM0,610

11

Raccords (autres que des brides)

7,50E-06

0,03

1,53E-06 × CM0,735

12

Brides

3,10E-07

0,084

4,61E-06 × CM0,703

13

Conduites ouvertes

2,00E-06

0,079

2,20E-06 × CM0,704

14

Pièces d’équipement autres que celles visées aux articles 9 à 13

4,00E-06

0,11

1,36E-05 × CM0,589

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