ÉDITION SPÉCIALE vol. 152, n^o 1

Gazette du Canada

Partie Ⅱ

OTTAWA, LE JEUDI 26 AVRIL 2018

Enregistrement

DORS/2018-66 Le 4 avril 2018

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

C.P. 2018-396 Le 3 avril 2018

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)^référencea de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)^référenceb, la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 27 mai 2017, le projet de règlement intitulé Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6^référencec de celle-ci;

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

À ces causes, sur recommandation de la ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1), de l’article 286.1^référenced et du paragraphe 330(3.2)^référencee de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)^référenceb, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), ci-après.

Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)

Objet et aperçu

Protection de l’environnement et réduction des effets nocifs

1 Afin de protéger l’environnement essentiel à la vie et de réduire, immédiatement ou à long terme, les effets nocifs des émissions de méthane et de certains composés organiques volatils sur l’environnement ou sur sa diversité biologique, le présent règlement :

• a) impose au secteur du pétrole et du gaz des exigences pour réduire les émissions de méthane et de certains composés organiques volatils;
• b) désigne la contravention à certaines de ses dispositions comme étant des infractions graves en ajoutant ces dispositions à l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

• a) Dans le cas où l’exploitant est une personne physique, celle-ci ou un individu autorisé à agir en son nom;
• b) dans le cas où il est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;
• c) dans le cas où il est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)

appareil à combustion Appareil servant à la combustion du carburant gazeux afin de produire de la chaleur ou de l’énergie utiles. (combustion device)

complétion Processus de préparation d’un puits pour la production, notamment tout processus qui fait appel à la fracturation hydraulique. (completion)

composant d’équipement Élément faisant partie de la composition de l’équipement d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui est en contact avec des hydrocarbures et qui est susceptible d’émettre des émissions fugitives de gaz d’hydrocarbures. (equipment component)

conditions normalisées S’entend d’une température de 15 °C et d’une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)

détruire Convertir en dioxyde de carbone et en d’autres molécules les hydrocarbures contenus dans des gaz d’hydrocarbures à des fins autres que la production de chaleur ou énergie utiles. La présente définition vise également le torchage de gaz d’hydrocarbures. (destroy)

équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures Équipement utilisé pour récupérer les gaz d’hydrocarbures en vue soit de les utiliser comme carburant, soit de les livrer, soit de les injecter dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets. (hydrocarbon gas conservation equipment)

évacuation Le fait d’émettre de manière contrôlée à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont des émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf celles provenant de la combustion, qui résultent :

• a) soit de la conception de l’équipement ou des modes opératoires dans l’installation;
• b) soit d’un évènement à l’origine d’une pression supérieure à la capacité de rétention des gaz de l’équipement dans l’installation. (venting)

exploitant Personne ayant toute autorité à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (operator)

fracturation hydraulique Procédé consistant à injecter sous pression des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides dans un puits afin de provoquer des fractures dans un réservoir géologique souterrain par lesquelles des hydrocarbures et d’autres fluides peuvent migrer vers le puits. La présente définition vise notamment la refracturation hydraulique d’un puits ayant déjà fait l’objet d’une fracturation hydraulique. (hydraulic fracturing)

fugitive Se dit de l’émission de gaz d’hydrocarbures non intentionnelle provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive)

hydrocarbure Méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, ou composé organique volatil visé à l’article 65 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (hydrocarbon)

installation de pétrole et de gaz en amont Ensemble des bâtiments, des autres structures et des équipements fixes qui sont situés soit sur un site unique, soit sur des sites contigus ou adjacents, soit sur des sites formant un réseau dans lequel un site central de traitement est relié par des conduites de collecte à un ou plusieurs sites sur lesquels se trouve un puits et qui servent :

• a) à l’extraction d’hydrocarbures d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain;
• b) au traitement primaire de ces hydrocarbures;
• c) au transport d’hydrocarbures, y compris le stockage qui se rapporte à leur transport, autre que pour la distribution locale.

La présente définition vise également les conduites de collecte, les pipelines de transport, les stations de collecte et de surpression de gaz naturel, les stations de compression de gaz naturel et les usines de traitement de gaz naturel. (upstream oil and gas facility)

livrer Transporter des gaz d’hydrocarbures à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont à des fins autres que leur élimination comme déchets. (deliver)

m³ normalisé Mètre cube de fluide dans des conditions normalisées. (standard m³)

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)

pompe pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de pomper des liquides. (pneumatic pump)

ppmv Parties par million en volume. (ppmv)

produire S’agissant de gaz d’hydrocarbures ou d’hydrocarbures liquides, le fait de les extraire d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain. (produce)

puits Vise notamment le puits foré pour l’injection de fluides ou de fluides mélangés avec des particules solides. (well)

rapport gaz-pétrole Rapport entre le volume de gaz d’hydrocarbures produit, exprimé en m³ normalisés, et le volume d’hydrocarbures liquides produit, exprimé en m³ normalisés. (gas-to-oil ratio)

recevoir S’agissant de gaz d’hydrocarbures à l’état brut ou qui ont fait l’objet d’un traitement primaire mais d’aucun autre traitement, le fait de les recevoir dans une installation de pétrole et de gaz en amont d’une source autre qu’une source naturelle. (receive)

reflux Procédé de récupération des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides qui ont été injectés dans un puits durant la fracturation hydraulique pour, selon le cas :

• a) préparer d’autres fracturations hydrauliques;
• b) préparer le nettoyage du puits;
• c) mettre ou remettre le puits en production. (flowback )

régulateur pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de contrôler ou de maintenir les paramètres d’un procédé. (pneumatic controller)

station de collecte et de surpression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport de gaz naturel vers une usine de traitement ou un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas gathering and boosting station)

station de compression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport du gaz naturel par un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas transmission compressor station)

subdivision officielle Unité de territoire d’une superficie d’environ 16 ha ou 400 m x 400 m représentant le quart d’un quart de section et dont la description figure dans le système d’arpentage des terres fédérales. (legal subdivision)

système d’arpentage des terres fédérales Système d’arpentage des terres publiques visé aux articles 54 à 70 de la Loi des terres fédérales, chapitre 55 des Statuts révisés du Canada de 1906, et utilisé au Manitoba, en Saskatchewan et en Alberta sous le nom de Dominion Lands Survey system. (Dominion Lands Survey system)

taux de purge nominal Débit des émissions de gaz continu, exprimé en m³ normalisés/h, prévu par le fabricant d’un régulateur pneumatique lorsque celui-ci fonctionne en conformité avec un ensemble donné de conditions de fonctionnement précisées par le fabricant. (design bleed rate)

traitement primaire Traitement d’hydrocarbures dont le but principal est de retirer l’un ou plusieurs des éléments suivants :

• a) l’eau;
• b) les hydrocarbures liquides;
• c) les composés sulfurés;
• d) les contaminants. (primary processing)

usine de traitement de gaz naturel Usine où sont séparés :

• a) les liquides de gaz naturel ou le gaz autre que le méthane du gaz naturel produit;
• b) les liquides de gaz naturel en deux ou plusieurs mélanges composés uniquement de ces mêmes liquides. (natural gas processing plant)

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, sauf indication contraire du contexte, le mot « should » ainsi que toute recommandation ou suggestion doivent être interprétés comme exprimant une obligation. Il est entendu que l’indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la répétabilité d’une mesure.

Dispositions incompatibles

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

Documents incorporés par renvoi

(4) Dans le présent règlement, tout renvoi à un document s’entend de sa version éventuellement modifiée.

Responsabilité

Exploitant

3 Tout exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont veille au respect des exigences prévues par le présent règlement à l’égard de l’installation ou de l’équipement s’y trouvant, y compris les exigences relatives à la consignation des renseignements, à la conservation des documents et à la transmission des rapports.

PARTIE 1

Installations terrestres de pétrole et de gaz en amont

Application

Installations terrestres

4 La présente partie s’applique aux installations de pétrole et de gaz en amont autres que les installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont.

Exigences générales

Équipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures

Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures

5 (1) Tout équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit :

• a) fonctionner de manière qu’au moins 95 % des gaz d’hydrocarbures, fondé sur le calcul des débits volumiques dans des conditions normalisées, dirigés vers l’équipement soient captés et conservés;
• b) fonctionner de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;
• c) fonctionner et être entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.

Exception à l’alinéa (1)c)

(2) Les recommandations applicables du fabricant visées à l’alinéa 1c) n’ont pas à être respectées si l’exploitant de l’installation a des renseignements consignés établissant que malgré cette non-conformité, l’exigence prévue à l’alinéa (1)a) est respectée.

Renseignements à consigner — équipement de conservation

6 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) pour chaque mois au cours duquel l’équipement est utilisé, le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures dirigés vers l’équipement qui ont été captés et conservés ainsi que le calcul, documents à l’appui, des débits volumiques sur lequel ce pourcentage se fonde;
• b) son fonctionnement et son entretien ainsi que, le cas échéant, une indication précisant les recommandations du fabricant à cet égard, documents à l’appui.
  

Gaz conservé – utilisation

7 Les gaz d’hydrocarbures qui ont été captés et conservés dans un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures doivent y être conservés jusqu’au moment où ils sont :

• a) soit utilisés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont comme carburant dans un appareil à combustion qui rejette dans l’atmosphère au plus 5 % des gaz d’hydrocarbures brûlés;
• b) soit vendus;
• c) soit injectés dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets.

Renseignements à consigner — utilisation du gaz conservé comme carburant

8 Pour chaque mois au cours duquel un appareil à combustion visé à l’alinéa 7a) est utilisé, doit être consigné le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures rejetés dans l’atmosphère, documents à l’appui, lequel est fondé sur l’un ou l’autre des éléments suivants :

• a) les essais effectués dans les conditions recommandées par le fabricant pour déterminer ce pourcentage;
• b) les mesures prises lorsque l’appareil fonctionne dans ces conditions.
  

Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

9 Tout équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit satisfaire aux exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées :

• a) aux articles 3.6 et 7 de la version 4.5 de la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016, si l’installation est située en Colombie-Britannique;
• b) à l’article 3 de la directive intitulée Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements, publiée par le gouvernement de la Saskatchewan le 1^er novembre 2015, si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;
• c) aux articles 3.6 et 7 de la directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016, dans tout autre cas.

Renseignements à consigner — équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

10 Pour chaque équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont, doivent être consignés, documents à l’appui, des renseignements qui démontrent que les exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées dans le document applicable visé à l’article 9 sont remplies.

Complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique

Champ d’application

11 (1) Le présent article s’applique à l’égard de toute installation de pétrole et de gaz en amont qui comprend un puits où a lieu la fracturation hydraulique et dont la production a un rapport gaz-pétrole d’au moins 53:1, fondé sur la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique.

Interdiction d’évacuer

(2) Les gaz d’hydrocarbures liés au reflux d’un puits ne peuvent, pendant le reflux, être évacués, mais doivent être captés et dirigés vers un équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.

Exception

(3) Le paragraphe (2) ne s’applique pas si tous les gaz liés au reflux du puits n’ont pas un pouvoir calorifique suffisant pour entretenir la combustion.

Renseignements à consigner — fracturation hydraulique

12 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque puits d’une installation de pétrole et de gaz en amont où a lieu la fracturation hydraulique :

• a) le rapport gaz-pétrole, fondé sur le résultat de la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique;
• b) dans le cas où ce rapport est d’au moins 53:1, les éléments, documents à l’appui, qui démontrent que les gaz d’hydrocarbures liés au reflux ont été captés et dirigés vers l’équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures;
• c) dans le cas où les gaz d’hydrocarbures liés au reflux du puits sont évacués, le pouvoir calorifique de ces gaz.

Non-application — Colombie-Britannique et Alberta

13 Les articles 11 et 12 ne s’appliquent pas à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont située :

• a) en Colombie-Britannique, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016;
• b) en Alberta, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016.

Compresseurs

Capture ou évacuation d’émissions

14 Les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif dont la puissance au frein nominale est de 75 kW ou plus dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent :

• a) soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;
• b) soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.

Mesure du débit

15 Le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b) doit être mesuré :

• a) soit au moyen d’un débitmètre, autre qu’un sac étalonné, conformément à l’article 16;
• b) soit au moyen d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 17.

Débitmètre

16 (1) Le débitmètre doit être étalonné conformément aux recommandations du fabricant de sorte que les mesures ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.

Mesures par débitmètre

(2) Ces mesures doivent être prises :

• a) conformément aux recommandations précisées dans le manuel du fabricant, le cas échéant;
• b) dans le cas où elles sont prises en l’absence de pression négative ou de vide absolu, pendant qu’un joint étanche recouvre l’évent;
• c) dans le cas où elles sont prises sur un compresseur centrifuge, au moment où le compresseur est exploité dans des conditions représentatives des conditions des sept derniers jours;
• d) dans le cas où elles sont prises sur un compresseur alternatif, au moment où le compresseur est sous pression.

Mesures initiale et subséquentes

(3) Le débit doit être mesuré :

• a) pour la première fois : 
  • (i) au plus tard le 1^er janvier 2021, si le compresseur est installé dans l’installation avant le 1^er janvier 2020,
  • (ii) au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de l’installation du compresseur dans l’installation, dans les autres cas;
• b) par la suite, au plus tard le trois cent soixantecinquième jour suivant la date de la dernière prise de mesure.

Mesures — valeur maximale ou moyenne

(4) La mesure initiale ou chaque mesure subséquente du débit est fondé sur des mesures prises par le débitmètre sur une période continue d’au moins cinq minutes et correspond :

• a) à la valeur maximale des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins cinq minutes mais de moins quinze minutes;
• b) à la valeur moyenne des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins quinze minutes.

Prolongation — pour non mise en service ou non sous pression

(5) Malgré le paragraphe (3), si aucune mesure n’est prise au plus tard le dernier jour du délai visé à ce paragraphe, mais que le compresseur n’est pas en service ce jour-là, dans le cas d’un compresseur centrifuge, ou n’est pas sous pression, dans le cas d’un compresseur alternatif, la mesure doit être prise au plus tard le trentième jour suivant la date à laquelle le compresseur est à nouveau en service ou sous pression, selon le cas.

Prolongation — sous-pression < 1 314 heures par 3 ans

(6) Le délai visé au paragraphe (3) est prolongée de trois cents soixante-cinq jours si l’exploitant de l’installation consigne des renseignements démontrant que, pendant les trois années civiles précédant immédiatement la fin du délai, le compresseur a été mis sous pression moins de 1 314 heures, le nombre d’heures étant déterminé au moyen d’un compteur horaire ou à partir d’un registre des opérations.

Dispositif de surveillance continue

17 Le dispositif de surveillance continue doit satisfaire aux exigences suivantes :

• a) il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;
• b) il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;
• c) il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue aux paragraphes 18(2) ou (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.
  

Mesures correctives

18 (1) Si le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par des évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), mesuré conformément au paragraphe 16(2), est supérieur à la limite du débit applicable visée aux paragraphes (2) ou (3), ou si l’alarme visée à l’alinéa 17c) se déclenche, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans cette limite comme en témoigne :

• a) d’après le résultat d’une nouvelle lecture, si le débitmètre a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure;
• b) l’absence de déclenchement de l’alarme une fois le compresseur remis en service, dans le cas où un dispositif de surveillance continue a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure.

Limite du débit — compresseur centrifuge

(2) Lorsque les émissions proviennent des joints d’un compresseur centrifuge, la limite du débit est :

• a) si le compresseur est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, 0,14 m³ normalisé/min;
• b) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023 et si sa puissance au frein nominale :
  • (i) est supérieure ou égale à 5 MW, 0,68 m³ normalisé/min,
  • (ii) est inférieure à 5 MW, de 0,34 m³ normalisé/min.

Limite du débit — compresseur alternatif

(3) Lorsque les émissions proviennent des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif, la limite du débit est :

• a) s’il est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, le produit de 0,001 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur;
• b) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023, le produit de 0,023 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur.
  

Nouvelle mesure

(4) La nouvelle mesure visée aux alinéas (1)a) ou b) doit être prise conformément à l’article 15 au plus tard à celle des dates ci-aprèss qui est postérieure à l’autre :

• a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise en vertu du paragraphe 16(3) ou la date à laquelle l’alarme visée à l’alinéa 17c) s’est déclenchée;
• b) si le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, calculé à partir du jour applicable visé à l’alinéa a) si aucune mesure corrective n’était prise est égal ou inférieur au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, en conséquence de la purge de gaz d’hyrocarbures qui doit être effectuée pour prendre les mesures correctives :
  • (i) la date de redémarrage du compresseur après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur centrifuge,
  • (ii) la date de sa première mise sous pression après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur alternatif.

Détermination du volume estimé

(5) Le volume estimé de gaz d’hydrocarbures est fondé sur le plus récent débit des émissions rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), lequel débit est déterminé au moyen d’un débitmètre ou d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 15.

Renseignements à consigner – compresseur et évent

19 (1) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque compresseur visé à l’article 14 :

• a) son numéro de série;
• b) sa marque et son modèle;
• c) sa puissance au frein nominale;
• d) sa date d’installation à l’installation s’il a été installé le 1^er janvier 2020 ou après cette date ou les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, qu’il a été installé avant le 1^er janvier 2020;
• e) le cas échéant, une indication du type d’équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures vers lequel les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de ses joints ou de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement, selon le cas, sont captées et dirigées parmi les suivants :
  • (i) une unité de récupération des vapeurs,
  • (ii) un système de captage des gaz évacués,
  • (iii) une torche,
  • (iv) une chambre de combustion encloisonnée,
  • (v) tout autre type et, le cas échéant, la description de celui-ci;
• f) pour chaque compresseur centrifuge, lorsque les émissions provenant de ses joints sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, une indication précisant s’il s’agit de joints secs ou humides;
• g) pour chaque compresseur alternatif, lorsque les émissions provenant de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, le nombre de ces garnitures de tiges;
• h) pour chaque compresseur pour lequel une période prévue pour la prise d’une mesure a été prolongée en vertu du paragraphe 16(6), le nombre d’heures pendant lesquelles il a été mis sous pression pendant une période de trois années civiles visée à ce paragraphe.

Renseignements à consigner — débitmètre

(2) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du débitmètre visé à l’alinéa 15a) :

• a) la marque et le modèle du débitmètre;
• b) la valeur maximale du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)a) ou la valeur moyenne du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)b);
• c) la date de la prise de la mesure;
• d) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du débitmètre visé au paragraphe 16(1) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;
• e) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour la prise de la mesure, le cas échéant, documents à l’appui;
• f) la durée de la période continue visée aux alinéas 16(4)a) ou b), selon le cas;
• g) le nom de la personne ayant pris la mesure et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant pris la mesure.

Renseignements à consigner — dispositif de surveillance contenue

(3) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 15b) :

• a) une description du dispositif;
• b) le cas échéant, son numéro de série, sa marque et son modèle;
• c) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 17a) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.

Renseignements à consigner — mesure corrective

(4) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure corrective prise :

• a) la description de la mesure corrective, y compris celle de chaque démarche entreprise en vue de la prise de la mesure corrective;
• b) les dates auxquelles la mesure corrective a été prise, y compris celles auxquelles les démarches ont été entreprises en vue de la prise de la mesure corrective;
• c) pour chaque nouvelle mesure prise en application de l’alinéa 18(4)b), le volume et le volume estimé de gaz d’hydrocarbures, déterminés en application de cet alinéa, calculs à l’appui;
• d) si elle est prise à la suite d’une mesure prise au moyen d’un dispositif de surveillance continue, la date de déclenchement de l’alarme.

Exigences conditionnelles

Conditions

Application des articles 26 à 45

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

• a) si l’installation a été exploitée au moins douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, produit ou reçu d’après les renseignements consignés, pendant les douze mois les plus récents de ces mois d’exploitation;
• b) si l’installation a été exploitée au moins un mois mais moins de douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir au cours d’une période de douze mois déterminée au prorata du volume combiné, d’après les renseignements consignés, durant ces mois d’exploitation;
• c) dans tout autre cas, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir pendant les douze mois suivant la fin de son premier mois d’exploitation, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.

Complétion d’un puits

(2) Pour l’application du paragraphe (1), si un puits dans une installation fait l’objet d’une complétion au cours d’un mois donné, la portion du volume combiné visé à ce paragraphe qui correspond au volume de gaz d’hydrocarbures produit par ce puits est fondée sur le volume que ce puits devrait produire au cours des douze mois suivant ce mois, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.

Renseignements à consigner — non-application

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

• a) le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou qui devrait être produit, exprimé en m³normalisés, au cours de ce mois;
• b) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, produit et reçu au cours de ce mois;
• c) dans le cas où un puits dans une installation a fait l’objet d’une complétion au cours de ce mois donné, le volume visé au paragraphe 18(2) qui devrait être produit par ce puits.

Renseignements à consigner

22 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour le premier mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures de plus de 60 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures déterminé conformément au paragraphe 20 (1) :

• a) ce premier mois et l’année civile qui comprend ce mois;
• b) le volume combiné ainsi qu’une mention précisant lequel des alinéas 20(1)a) à c) a été utilisé pour déterminer ce volume.

Détermination du volume de gaz

Méthodes applicables

23 (1) Pour l’application des articles 20 et 26, le volume de gaz d’hydrocarbures produit, reçu, évacué ou détruit dans l’installation de pétrole et de gaz en amont ou livré à partir de cette installation est établi conformément à la méthode applicable prévue dans l’un ou l’autre des documents suivants :

• a) le document intitulé Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique le 1^er mars 2017, si l’installation est située en Colombie-Britannique;
• b) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive PNG017, publié par le gouvernement de la Saskatchewan le 1^er août 2017 (version 2.1), si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;
• c) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive 017 de l’AER, publié par l’Alberta Energy Regulator le 31 mars 2016, dans tout autre cas.

Directives PNG017 et 017 de l’AER

(2) Malgré les alinéas (1)b) et c), pour l’application des articles 12.2.2.1 et 12.2.2.2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan et de la directive 017 de l’AER, le volume de gaz d’hydrocarbures produit par le puits par jour est déterminé de la façon suivante :

• a) dans le cas où la production de gaz estimée est de plus 2 000 m³ normalisés par jour, par la prise d’une mesure directe;
• b) dans tout autre cas :
  • (i) soit par la prise d’une mesure directe,
  • (ii) soit par une estimation fondée sur le rapport gaz-pétrole déterminé :
    • (A) soit en conformité avec l’article 24,
    • (B) soit par la formule suivante :

−0,5P_p + 150

• où :
• P_p représente le volume de pétrole produit par le puits par jour pendant le mois de production le plus récent, exprimé en m³.

Détermination du rapport gaz-pétrole

24 (1) La détermination du rapport gaz-pétrole pour l’application de la division 23(2)b)(ii)(A) est effectuée au moyen de la formule suivante :

G/P

où :

G représente le volume moyen de gaz produit par le puits, exprimé en m³ normalisés, mesuré sur une période continue soit d’au moins 72 heures conformément au paragraphe (2), soit d’au moins 24 heures conformément au paragraphe (3), dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent,

P le volume moyen de pétrole, exprimé en m³ normalisés, produit par le puits durant la même période utilisée pour déterminer G, fondé sur les mesures prises conformément au paragraphe (4) au prorata de cette période dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent.

Détermination de la valeur de l’élément G

(2) La mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G doit être prise sur une période continue d’au moins 72 heures au moyen d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes.

Exception

(3) Malgré le paragraphe (2), la mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G peut être prise sur une période continue d’au moins 24 heures si, à la fois :

• a) le débit du gaz provenant d’un puits est supérieur à 100 m³ normalisés par jour;
• b) la mesure est prise :
  • (i) soit au moyen d’un dispositif de mesure en continu lorsque la variation du débit est telle que le débit moyen mesuré aux vingt minutes au cours de cette période continue est compris entre ±5 % du débit moyen mesuré,
  • (ii) soit au moyen d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes au cours de cette période continue lorsque la variation du débit est telle que 95 % des mesures de débit prises sont comprises entre ±5 % du débit moyen.

Détermination de la valeur de l’élément P

(4) La mesure visant à déterminer la valeur de l’élément P doit être prise après que l’eau ait été séparée des liquides produits par le puits et :

• a) au cours de la période utilisée pour déterminer G, au moyen d’un dispositif de mesure en continu ayant une marge d’erreur maximale de ±0,1 m³ normalisé;
• b) au cours d’une période continue d’au moins dix jours qui comprend la période continue utilisée pour la détermination de la valeur de l’élément G au moyen d’un dispositif de mesure en continu avec une marge d’erreur maximale de ±1 m³ normalisé lorsque la variation du débit au cours de cette période continue est telle que le volume de pétrole produit et mesuré pour une journée est compris entre ±5 % du volume de pétrole produit et mesuré pour n’importe quelle autre journée est comprise dans cette période continue.

État stable

(5) Les mesures prises en vertu des paragraphes (2) à (4) ne peuvent être prises que lorsque le puits est exploité dans un état stable, c’est-à-dire qu’aucun ajustement qui pourrait entraîner des changements dans le taux de production de pétrole ou de gaz ne peut être effectué aux paramètres de production dans les 48 heures précédant la prise de ces mesures.

Équipements de mesure — directives

(6) Le dispositif de mesure en continu ou le débitmètre utilisé pour la détermination du rapport gaz-pétrole doit satisfaire aux exigences prévues à l’article 2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan ou à l’article 2 de la directive 017 de l’AER.

Fréquence de la détermination

(7) La détermination du rapport gaz-pétrole est effectuée :

• a) au moins une fois par année et au moins quatre-vingt-dix-jours après la dernière détermination si :
  • (i) le débit de gaz prévu est d’au plus 500 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,
  • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était au plus 500 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas;
• b) au moins une fois tous les six mois et au moins quarante-cinq jours après la dernière détermination si :
  • (i) le débit de gaz prévu est plus de 500 m³ normalisés par jour et d’au plus 1 000 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,
  • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 500 m ³ normalisés et d’au plus 1 000 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas;
• c) au moins une fois par mois et au moins sept jours après la dernière détermination si :
  • (i) le débit de gaz prévu est plus de 1 000 m³ normalisés par jour et d’au plus 2 000 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,
  • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 1 000 m³ normalisés et d’au plus 2 000 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas.
    

Renseignements à consigner

25 Les renseignements suivants doivent être consignés :

• a) toutes les lectures prises au moyen d’un dispositif de mesure en continu et chaque lecture prise au moyen d’un débitmètre;
• b) le débit pour chaque période au cours de laquelle les mesures ont été prises pour chaque détermination de la valeur de l’élément G et de l’élément P;
• c) les date, heure et durée de ces périodes;
• d) les paramètres de production durant chacune de ces périodes et durant les 48 heures précédant chacune de ces périodes;
• e) une indication précisant le type d’équipement utilisé, selon qu’il s’agit d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre ainsi que sa marque et son modèle.

Limite d’évacuation

15 000 m³ normalisés par année

26 (1) L’installation de pétrole et de gaz en amont ne peut évacuer, au cours d’une année, plus de 15 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures.

Volumes exclus

(2) Les volumes de gaz d’hydrocarbures évacués découlant des activités ci-après ne sont pas pris en compte pour la détermination du volume évacué pour l’application du paragraphe (1) :

• a) le déchargement de liquides, qui consiste au retrait de liquides accumulés d’un puits de gaz;
• b) la purge, qui consiste en la dépressurisation temporaire des équipements et des pipelines;
• c) la déshydratation de glycol, qui est un système de dessiccation liquide utilisé pour l’élimination de l’eau du gaz naturel ou de l’eau des liquides de gaz naturel;
• d) l’utilisation d’un régulateur pneumatique, d’une pompe pneumatique ou d’un compresseur;
• e) le démarrage et l’arrêt de l’équipement;
• f) la complétion de puits;
• g) l’évacuation en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.

Non-application du paragraphe (1)

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’égard d’une installation, à compter d’un mois donné, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est inférieur à 40 000 m³ normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.

Ré-application du paragraphe (1)

(4) Malgré le paragraphe (3), le paragraphe (1) s’applique à l’égard d’une installation visée au paragraphe (3) à compter d’un mois subséquent, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est égal ou supérieur à 40 000 m³ normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.

Renseignements à consigner — volume de gaz d’hydrocarbures

27 Les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui, pour chaque mois au cours duquel une installation de pétrole et de gaz en amont est exploitée :

• a) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué à l’installation, déterminé, exprimé en m³ normalisés;
• b) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant des activités visées à chacun des alinéas 26(2)a) à g);
• c) le volume de gaz d’hydrocarbures détruit à l’installation, exprimé en m³ normalisés;
• d) le volume de gaz d’hydrocarbures livré à partir de l’installation, exprimé en m³ normalisés.

Programme de détection et de réparation des fuites

Établissement d’un programme

Non-application — certains composants d’équipements

28 (1) Les articles 29 à 36 ne s’appliquent pas à l’égard :

• a) d’un composant d’équipement utilisé sur une tête de puits à un site où aucune autre tête de puits ou aucun autre équipement ne se trouve exception faite des conduites de collecte ou du compteur connectés à cette tête de puits;
• b) d’une paire de vannes d’isolement installée sur un pipeline de transport si aucun autre équipement ne se trouve sur la partie du pipeline qui peut être isolée par la fermeture des vannes;
• c) d’un composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont si son inspection pourrait causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes.

Renseignement à consigner

(2) Si un composant d’équipement est visé aux alinéas 1a) à c), une mention à cet effet doit être consignée.

Programme réglementaire ou alternatif

29 (1) Afin de limiter les émissions fugitives qui contiennent des gaz d’hydrocarbures provenant d’une fuite des composants d’équipement d’une installation, l’ exploitant établit et met en œuvre à l’installation l’un des programmes suivants :

• a) un programme réglementaire de détection des fuites et de réparation qui satisfait aux exigences prévues aux articles 30 à 33;
• b) un programme alternatif de détection des fuites et de réparation visé au paragraphe 35(1) qui résulte au plus en la même quantité d’émissions fugitives que celle qui résulterait d’un programme réglementaire visé à l’alinéa a), d’après les renseignements consignés, documents à l’appui, par l’exploitant avant l’établissement du programme et, au moins une fois par’année et à au moins quatre-vingt-dix jours d’intervalle, pendant toute la durée du programme.

Avis au ministre

(2) L’exploitant d’une installation qui établit le programme alternatif de détection et de réparation des fuites visé à l’alinéa (1)b) en avise sans délai le ministre.

Programme réglementaire

Obligation d’effectuer des inspections

30 (1) Tout composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit être inspecté dans les périodes visées au paragraphe (3) pour les rejets d’hydrocarbures au moyen d’instruments de détection des fuites admissibles.

Instruments de détection des fuites admissibles

(2) Les instruments de détection des fuites admissibles sont les suivants :

• a) un instrument de surveillance portatif qui remplit les exigences suivantes :
  • (i) il est conforme aux exigences énoncées à l’article 6 de la méthode 21 de l’EPA,
  • (ii) il est utilisé conformément aux exigences de l’article 8.3 de la méthode 21 de l’EPA, pour autant qu’elles soient compatibles avec les recommandations du fabricant,
  • (iii) il est étalonné conformément aux articles 7, 8.1, 8.2 et 10 de la méthode 21 de l’EPA, avant son utilisation, chaque jour où il est utilisé,
  • (iv) après sa dernière utilisation chaque jour où il est utilisé, il fait l’objet d’une évaluation de la dérive de l’étalonnage conformément aux exigences énoncées à l’article 60.485a(b)(2) de la sous-partie VVa, intitulée Standards of Performance for Equipment Leaks of VOC in the Synthetic Organic Chemicals Manufacturing Industry for which Construction, Reconstruction, or Modification Commenced After November 7, 2006, figurant à la partie 60, chapitre 1, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;
• b) un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :
  • (i) à l’intérieur de la plage spectrale pour le composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,
  • (ii) composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale d’au plus 500 ppmv et à un débit supérieur ou égal à 60 g/h, s’échappant d’un orifice de 0,635 cm de diamètre,
  • (iii) à la distance d’observation établie conformément aux exigences des pratiques de travail alternatives de l’Environmental Protection Agency des États-Unis énoncées aux articles 60.18(h)(7)(i)(2)(i) à (v) de l’article 60.18, intitulé General control device and work practice requirements, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis.

Inspections

(3) L’inspection doit être effectuée :

• a) pour la première fois, au plus tard, soit le 1^er mai 2020, soit si elle est postérieure, à la date qui tombe soixante jours après le démarrage de la production;
• b) par la suite, au moins trois fois par année et à au moins soixante jours d’intervalle.

Utilisation et entretien

(4) L’instrument de détection des fuites admissible doit être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, si de telles recommandations existent.

Formation requise

(5) L’inspection est effectuée par un individu ayant suivi, dans les cinq années précédentes, une formation portant sur les éléments suivants :

• a) le fonctionnement et l’entretien des instruments de détection des fuites admissibles conformément au paragraphe (4);
• b) les exigences relatives à l’étalonnage visées aux sous-alinéas (2)a)(iii) et (iv) si un instrument de surveillance portatif admissible est utilisé.

Fuites

31 (1) Le rejet d’hydrocarbures provenant d’un composant d’équipement est une fuite dans les cas suivants :

• a) il est supérieur ou égal à 500 ppmv d’hydrocarbures, tel que déterminé au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;
• b) il est détecté :
  • (i) au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz admissible,
  • (ii) au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.

Rejet non considéré comme une fuite

(2) Le rejet détecté en application l’alinéa (1)b) n’est plus considéré comme une fuite si le composant d’équipement est inspecté au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 et s’il est établi qu’il est inférieur à 500 ppmv d’hydrocarbures.

Calendrier de réparations

32 (1) La fuite d’un composant d’équipement détectée au cours d’une inspection ou d’une autre façon doit être réparée :

• a) dans les trente jours suivant la date de sa détection, si la fuite peut être réparée pendant que le composant d’équipement est en fonctionnement;
• b) au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé, à moins que ce délai ne soit prolongé en vertu de l’article 33, dans tout autre cas.

Prochain arrêt programmé

(2) Le prochain arrêt doit être fixé au plus tard à la date à laquelle le volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, calculé à partir de la date de détection de la fuite, si le composant d’équipement qui fuit et tous les autres composants d’équipements qui fuient depuis cette date n’étaient pas réparés, est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, en conséquence de gaz d’hydrocarbures qui doivent être purgés de composants d’équipement pour effectuer la réparation.

Réparations

(3) La fuite d’un composant d’équipement est considérée réparée s’il est établi que le rejet est inférieur à 500 ppmv à la suite d’une inspection du composant d’équipement effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 pouvant mesurer la concentration d’hydrocarbures en ppmv.

Réparations — prolongation d’au plus six mois

33 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui doit effectuer des réparations dans le délai prévu à l’alinéa 32(1)b) peut, au plus tard quarante-cinq jours avant la fin de ce délai, demander au ministre de lui accorder une prolongation ne pouvant dépasser six mois pour effectuer ces réparations.

Prolongation accordée

(2) Le ministre agrée la demande et accorde la prolongation pour une période d’au plus six mois si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :

• a) les documents établissant que, au moment du dépôt de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques le demandeur n’est pas en mesure de réparer la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé;
• b) les documents établissant que le demandeur a un plan pour réparer le composant d’équipement, lequel comporte :
  • (i) la date prévue pour la réalisation de ce plan,
  • (ii) les mesures qui seront prises pour assurer la complétion des réparations au plus tard à cette date,
  • (iii) une justification, documents à l’appui, que cette date est la première date à laquelle les réparations peuvent être effectuées,
  • (iv) les démarches à prendre pour minimiser ou éliminer complètement tout effet nocif que les émissions d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement et la santé humaine avant la complétion des réparations;
• c) un énoncé portant que le processus de mise en place du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation a été accordée.

Renouvellement

(3) La période accordée en vertu du paragraphe (2) peut être prolongée, au plus deux fois, à la suite d’une demande présentée en vertu du paragraphe (1).

Rejet de la demande

(4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Révocation de la prolongation

34 (1) Le ministre révoque la prolongation accordée en vertu du paragraphe 33(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

Conditions de révocation

(2) Il ne peut toutefois révoquer la prolongation que si, à la fois :

• a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;
• b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

Programme alternatif

Exigences du programme

35 (1) Le programme alternatif de détection et de réparation des fuites doit comporter des mesures visant :

• a) les inspections pour la détection des fuites;
• b) l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage de l’instrument de détection des fuites, le cas échéant;
• c) la réparation des fuites détectées.

Retour au programme réglementaire

(2) L’exploitant d’une installation qui n’a pas démontré que son programme alternatif satisfait aux exigences prévues à l’alinéa 29(1)b) établit et met en œuvre un programme réglementaire.

Renseignements à consigner

Programme réglementaire

36 (1) Les renseignements ci-après relatifs à la mise en œuvre d’un programme de détection et de réparation des fuites réglementaire doivent être consignés, documents à l’appui :

• a) pour chaque étalonnage d’un instrument de détection des fuites admissible :
  • (i) les dates d’étalonnage,
  • (ii) les résultats de chaque évaluation de la dérive de l’étalonnage,
  • (iii) le nom, le cas échéant, le titre du poste et l’adresse de l’individu qui a réalisé l’étalonnage;
• b) pour chaque inspection d’un composant d’équipement :
  • (i) la date de l’inspection ainsi que le nom de l’individu l’ayant effectuée,
  • (ii) le type de composant d’équipement,
  • (iii) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent millième près,
  • (iv) le type d’instrument de détection des fuites utilisé pour l’inspection, y compris, le cas échéant, sa marque et son modèle,
  • (v) dans le cas où un instrument optique de visualisation des gaz visé au sous-alinéa 31(1)b)(i) a été utilisé pour l’inspection, les images enregistrées avec indication intégrée de l’heure et de la date de leur prise ainsi que l’emplacement dans l’installation où ces images ont été enregistrées ou les coordonnées GPS de cet emplacement, au cent millième près,
  • (vi) si une fuite a été détectée, une indication précisant le moyen utilisé parmi ceux visés au paragraphe 31(1) pour la détection et, dans le cas d’une fuite détectée par l’un des moyens visés à l’alinéa 31(1)b), une indication précisant si la fuite a été déterminée conformément au paragraphe 31(2), si le rejet est inférieur à 500 ppmv et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date à laquelle ce résultat a été obtenu et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;
• c) pour chaque fuite détectée au moyen d’une des méthodes visées à l’alinéa 31(1)b) et non à la suite d’une inspection :
  • (i) une indication précisant si la méthode de détection utilisée était auditive, olfactive ou visuelle,
  • (ii) la date de la détection ainsi que le nom de l’individu l’ayant détectée,
  • (iii) le type de composant d’équipement,
  • (iv) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près,
  • (v) une indication précisant s’il a été déterminé conformément au paragraphe 31(2) que le rejet est inférieur à 500 ppmv, et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date de cette détermination et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;
• d) pour chaque individu qui effectue une inspection et qui a suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien ou l’étalonnage des instruments de détection des fuites :
  • (i) son nom ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur, si ce dernier n’est pas l’exploitant,
  • (ii) le nom et l’adresse d’affaires de l’entité qui a donné la formation ainsi que les noms et titres des individus qui ont donné la formation,
  • (iii) les dates auxquelles la formation a été donnée et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,
  • (iv) une description de la formation;
• e) pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :
  • (i) la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,
  • (ii) le résultat, exprimé en ppmv, obtenu après les réparations, de l’inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 ainsi que la date à laquelle le résultat a été obtenu;
• f) pour chaque réparations qui n’a pas été effectuée dans les trente jours suivant la détection d’une fuite :
  • (i) les raisons pour lesquelles il n’était pas possible de les effectuer alors que le composant d’équipement était en fonctionnement,
  • (ii) le cas échéant, la date déterminée conformément au paragraphe 32(2) ainsi que les données et les calculs ayant mené à cette détermination.
    

Programme alternatif

(2) Les renseignements ci-après relatifs à la mise en œuvre d’un programme alternatif de détection et de réparation des fuites doivent être consignés, documents à l’appui :

• a) la date de l’inspection et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;
• b) le type de composant d’équipement qui a été inspecté ainsi que l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près;
• c) une description de la manière par laquelle la fuite a été détectée;
• d) le cas échéant, pour chaque instrument de détection utilisé, la description des mesures visant son utilisation, son entretien et son étalonnage, les dates d’entretien et d’étalonnage ainsi que les noms des personnes ayant effectué son entretien et son étalonnage;
• e) pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :
  • (i) la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,
  • (ii) le résultat obtenu après les réparations, de l’inspection ainsi qu’une description de la manière dont l’inspection a été effectuée, y compris la date et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;
• f) les renseignements consignés en vertu de l’alinéa 29(1)b).

Conservation des documents

(3) Une copie de chaque recommandation du fabricant sur l’utilisation et l’entretien de tout instrument de détection des fuites admissible utilisé doit être conservée, le cas échéant.

Régulateurs pneumatiques et pompes pneumatiques

Régulateur pneumatique

37 (1) Aucun régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane, sauf si :

• a) il est utilisé conformément à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est inférieur ou égal à 0,17 m³ normalisé/h, selon le manuel de fonctionnement du fabricant ou selon la démonstration écrite, documents à l’appui, de l’exploitant de l’installation;
• b) ses émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.

Exception — contrôle de procédés de production

(2) Malgré l’alinéa (1)a), un régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est supérieur à 0,17 m³ normalisé/h, si l’exploitant de l’installation consigne, documents à l’appui, les renseignements qui démontrent qu’il est nécessaire de fonctionner à cet ensemble de conditions pour que le régulateur pneumatique ait un temps de réponse suffisant pour contrôler un procédé faisant partie des activités de production de l’installation.

Renseignements à consigner — régulateur pneumatique

38 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque régulateur pneumatique utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures :

• a) l’identifiant du régulateur pneumatique;
• b) une indication précisant si le régulateur pneumatique est utilisé :
  • (i) pour contrôler la pression ou le débit,
  • (ii) pour contrôler le niveau de liquide,
  • (iii) pour contrôler la température,
  • (iv) comme transducteur,
  • (v) comme positionneur,
  • (vi) comme dispositif d’urgence,
  • (vii) pour toute autre fin ou comme toute autre dispositif et, dans l’affirmative, la fin ou le type de dispositif.
• c) le taux de purge nominal correspondant à l’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ou son taux de purge selon la démonstration écrite de l’exploitant de l’installation où le régulateur pneumatique est utilisé, documents à l’appui.

Pompe pneumatique

39 (1) La pompe pneumatique ou le groupe de pompes pneumatiques utilisé dans l’installation qui pompe du méthanol dans un débit commun ou dans un composant d’équipement ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures si cette pompe ou ce groupe de pompes pompe en moyenne plus de 20 L de méthanol par jour au cours d’un mois donné, à moins que l’exploitant de l’installation de pétrole et de gaz en amont ne soit titulaire d’un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2).

Démonstration — quantité de liquide pompé

(2) L’exploitant de l’installation démontre, pour chaque pompe ou groupe de pompes visé au paragraphe (1) utilisé à l’installation durant un mois donné, la quantité de liquide que la pompe ou le groupe de pompes a pompé en moyenne par jour au cours de ce mois selon l’une des méthodes suivantes :

• a) en consignant la quantité de liquide pompé durant ce mois;
• b) au moyen des documents établissant que cette pompe ou groupe de pompe n’a pas pu pomper en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours de ce mois.

Cessation d’application du paragraphe (2)

(3) Le paragraphe (2) cesse de s’appliquer à l’égard d’une pompe ou à l’égard d’un groupe de pompes à compter de la fin d’un mois au cours duquel la pompe ou le groupe de pompes a été utilisé dans une installation, s’il est établi, au moyen des renseignements consignés ou d’autres documents, que la pompe ou le groupe de pompes a pompé ou aurait pu pomper plus de 20 L de liquide par jour en moyenne au cours de ce mois.

Non-application des paragraphes (1) et (2)

(4) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas à l’égard de toute pompe pneumatique dont les émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.

Permis — pompe pneumatique

40 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut, le 30 juin 2022 ou avant cette date, présenter au ministre une demande de permis en vue d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions d’hydrocarbures ne sont pas captées et dirigées vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.

Délivrance de permis

(2) Le ministre délivre le permis si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 2 ainsi que les documents établissant que :

• a) il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques ou économiques, le demandeur n’est pas en mesure d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique ne fonctionnant pas au moyen de gaz d’hydrocarbures ou une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions de gaz d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures, notamment :
  • (i) les coûts en capital et les dépenses d’exploitation et d’entretien de toute modification à l’installation pour atteindre cet objectif,
  • (ii) les coûts évités et les avantages économiques qui découleraient de l’engagement de ces coûts en capital et dépenses d’exploitation et d’entretien;
• b) le demandeur a un plan :
  • (i) qui comporte les démarches entreprises afin de minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique, notamment des mesures de réglage de sa capacité ou de l’ensemble de ses conditions de fonctionnement afin d’obtenir le moins d’émissions possible pour le taux d’injection de produits chimiques souhaité, accompagné d’un échéancier pour la réalisation de ce plan,
  • (ii) qui peut être considéré comme permettant à l’installation de se conformer au paragraphe 39(1) au plus tard le 1^er janvier 2026.

Durée du permis

(3) Le permis prend effet le 1^er janvier 2023 et expire selon la première des éventualités suivantes à survenir :

• a) la date à laquelle la pompe pneumatique cesse de fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures;
• b) le premier jour où les émissions d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;
• c) le 31 décembre 2025.

Rejet de la demande

(4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

Étiquetage

41 (1) Le régulateur pneumatique visé aux paragraphe 37(2) ou la pompe pneumatique visée par un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) doivent être étiquetés de manière à signaler qu’ils ne sont pas assujettis aux paragraphes 37(1) ou 39(1) ou une mention à cet effet doit être inscrite dans un système de suivi électronique.

Identifiant

(2) L’étiquette ou la mention doivent également comporter un identifiant du régulateur pneumatique ou de la pompe pneumatique.

Autres équipements

Conduite et trappe d’accès

42 La trappe d’accès et l’extrémité ouverte d’une conduite dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être fermées de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf si leur ouverture est requise pour des raisons opérationnelles.

Système d’échantillonnage et limiteur de pression

43 Le système d’échantillonnage et le limiteur de pression utilisés dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être installés et utilisés de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures.

Renseignements à consigner — conduite, trappe, système et limiteur

44 Lorsque l’installation de pétrole et de gaz en amont qui comporte une conduite avec une trappe d’accès, une extrémité ouverte, un système d’échantillonnage ou un limiteur de pression, une indication à cet effet doit être consignée.

Révocation de permis

Paragraphe 40(2)

45 (1) Le ministre révoque le permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

Conditions de révocation

(2) Il ne peut toutefois révoquer le permis que si, à la fois :

• a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;
• b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

PARTIE 2

Installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont

Application

Installations extracôtières

46 (1) La présente partie s’applique à l’égard des installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont.

Non-application

(2) Malgré le paragraphe (1), la présente partie ne s’applique pas à l’égard d’une installation extracôtière si, à la fois  :

• a) un règlement pris en vertu de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador ou de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers qui comporte des exigences au moins aussi sévères que celles prévues aux articles 47 à 53 s’applique à cette installation;
• b) le titre de ce règlement est publié dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) pour l’application du présent paragraphe.

Limite d’évacuation

15 000 m³ normalisés par année

47 (1) L’ installation extracôtière ne peut évacuer, au cours d’une année, plus de 15 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures.

Volumes exclus — santé ou sécurité

(2) Pour l’application du paragraphe (1), dans la détermination du volume de gaz d’hydrocarbures, il n’est pas pris en compte le volume de gaz d’hydrocarbures évacué d’une installation extracôtière en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.

Renseignements à consigner — volume évacué par année

48 (1) Pour chaque année où une installation extracôtière a été exploitée, doit être consigné, documents à l’appui, le volume, exprimé en m³ normalisés, de gaz d’hydrocarbures évacué.

Renseignements à consigner — situation d’urgence

(2) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant d’une situation d’urgence visée au paragraphe 47(2) :

• a) le nom de l’installation extracôtière;
• b) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué, exprimé en m³ normalisés;
• c) une description de la situation d’urgence.

Compresseurs

Capture ou évacuation d’émissions

49 Les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge dans une installation extracôtière doivent :

• a) soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;
• b) soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.

Dispositif de surveillance continue

50 (1) Le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des évents visés à l’alinéa 49b) doit être mesuré au moyen d’un dispositif de surveillance continue.

Exigences

(2) Le dispositif de surveillance continue doit satisfaire aux exigences suivantes :

• a) il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;
• b) il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;
• c) il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue au paragraphe (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.

Limite du débit

(3) La limite du débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des évents d’un compresseur est :

• a) pour un compresseur installé avant le 1^er janvier 2023 :
  • (i) de 0,68 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est supérieure ou égale à 5 MW,
  • (ii) de 0,34 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est inférieure à 5 MW;
• b) pour un compresseur installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, de 0,14 m³ normalisé/min.
  

Mesures correctives

(4) Si l’alarme se déclenche, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans la limite applicable de sorte que l’alarme ne se déclenche pas une fois le compresseur remis en service.

Renseignements à consigner

51 Les renseignements ci-après concernant les compresseurs centrifuges doivent être consignés :

• a) pour chaque compresseur visé à l’article 49 :
  • (i) son numéro de série,
  • (ii) sa marque et son modèle,
  • (iii) une indication précisant s’il a été installé avant le 1^er janvier 2023 ou le 1^er janvier 2023 ou après cette date,
  • (iv) s’il a été installé avant le 1^er janvier 2023, sa puissance au frein nominale,
  • (v) une mention des recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;
• b) pour chaque compresseur pour lequel l’alarme visée au paragraphe 50(4) a été déclenchée :
  • (i) son numéro de série, sa marque et son modèle,
  • (ii) la date à laquelle l’alarme a été déclenchée,
  • (iii) le débit indiqué par le dispositif de surveillance continue lorsque l’alarme s’est déclenchée,
  • (iv) une description des mesures correctives prises ainsi que les dates de prise.
    

Système de détection des gaz et réparation des fuites

Exigences

52 (1) L’installation extracôtière doit être pourvue d’un système de détection de gaz qui satisfait aux exigences prévues à l’article 32 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de Terre-Neuve et à l’article 32 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse.

Réparation

(2) Toute fuite doit être réparée dans les sept cent trente jours suivant la date de sa détection soit au moyen d’un système de détection de gaz, soit au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.

Renseignements à consigner

53 Les renseignements ci-après concernant la détection et la réparation des fuites doivent être consignés :

• a) la date de la détection de chaque fuite;
• b) le type d’équipement sur lequel la fuite a été détectée ainsi qu’une indication de son emplacement dans l’installation ou son identifiant;
• c) une description de la manière dont la fuite a été détectée;
• d) une description des démarches entreprises pour réparer chaque fuite détectée ainsi que les dates auxquelles ces démarches ont été entreprises.

PARTIE 3

Administration

Enregistrement

Rapport d’enregistrement

54 (1) Toute installation de pétrole et de gaz en amont à l’égard de laquelle s’applique l’un des articles 5, 9, 11, 14 et 15 ou les articles 26 à 45 et toute installation extracôtière à l’égard de laquelle s’applique l’article 46 doit être enregistrée en faisant parvenir au ministre le rapport d’enregistrement de l’installation qui comporte les renseignements visés à l’annexe 3.

Date d’enregistrement

(2) L’enregistrement doit se faire au plus tard :

• a) soit le cent vingtième jour suivant le 1^er janvier 2020;
• b) soit, si elle est postérieure, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
  • (i) le cent vingtième jour suivant le premier jour où l’un des articles 5, 9, 11, 14, 15 et 46 s’applique à l’égard de l’installation,
  • (ii) le cent vingtième jour suivant le premier jour du mois visé au paragraphe 20(1) à compter duquel l’installation devient assujettie aux articles 26 à 45.

Mise à jour des renseignements

(3) S’il y a un changement de sorte qu’un renseignement fourni dans le rapport d’enregistrement n’est plus exact, un avis à cet effet qui comporte les renseignements à jour, ainsi que ceux visés à l’article 4 de l’annexe 3, doit être fourni au ministre au plus tard le quatre-vingt-dixième jour suivant ce changement.

Fourniture des renseignements

55 (1) Les renseignements requis en vertu de l’article 54 pour les fins du rapport d’enregistrement peuvent être fournis au ministre par l’entremise de toute entité approuvée par lui.

Rapport d’enregistrement réputé fourni

(2) Si tous les renseignements requis pour les fins du rapport d’enregistrement ont été fournis au ministre par l’entremise de l’entité approuvée, l’exploitant de cette installation en avise le ministre. Le rapport d’enregistrement est réputé avoir été fourni au ministre à la date de la réception de l’avis.

Approbation de l’entité

(3) Le ministre peut approuver l’entité pour l’application du paragraphe (1), s’il a conclu avec cette entité un arrangement aux termes duquel les renseignements visés à l’article 54 qui sont fournis à cette entité sont accessibles au ministre.

Publication — liste des entités approuvées

(4) Le ministre publie la liste des entités approuvées dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Retrait de l’approbation

(5) Le ministre peut retirer l’approbation à une entité. Il publie alors un avis à cet effet dans le Registre de la protection de l’environnement.

Consignation, mise à jour et conservation des documents

Délai de consignation et de mise à jour

56 (1) Les renseignements à consigner en vertu du présent règlement doivent l’être dans les trente jours suivant la date à laquelle ils deviennent disponibles. En outre, ils doivent être mis à jour dans les trente jours suivant la date à laquelle les renseignements deviennent disponibles.

Période de conservation — indéfiniment

(2) Tout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique de manière continue et qui ne requiert pas une mise à jour doit être conservé indéfiniment.

Période de conservation — cinq ans

(3) Toutefois, si ce renseignement requiert une mise à jour, sa version avant sa mise à jour doit être conservée pour une période de cinq ans après la mise à jour.

Période de conservation — cinq ans

(4) Tout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique seulement à l’égard d’un jour donné, doit être conservé pour une période de cinq ans suivant ce jour donné.

Conservation des documents

(5) Tout document à conserver en vertu du présent règlement est conservé pour une période de cinq ans.

Lieu de conservation

(6) Ces renseignements et documents sont conservés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause ou dans un autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés.

Fourniture

(7) Sur demande du ministre, l’exploitant lui fournit, dans les soixante jours suivant la date de la demande, tout renseignement et document conservés.

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

57 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^référence1 est modifié par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Règlement	Colonne 2 Dispositions
30	Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)	a) paragraphe 5(1) b) article 6 c) article 7 d) article 8 e) article 9 f) article 10(2) g) paragraphe 11(2) h) article 12 i) article 14 j) article 15 k) alinéas 19 (1)a) c), d), f), g) et h), paragraphe 19(2) et alinéas 19(4)b) l) article 20 m) article 21 n) article 22 o) article 25 p) paragraphe 26(1) q) article 27 r) paragraphes 30(1) et (3) s) paragraphe 32(1) t) paragraphe 35(1) u) article 36 v) paragraphes 37 (1) et (2) w) article 38 x) paragraphes 39 (1) et (2) y) article 42 z) article 43 z.1) paragraphe 47(1) z.2) article 48(1) z.3) article 49 z.4) paragraphe 50(3) z.5) article 51(3) z.6) article 52 z.7) article 53

Entrée en vigueur

1^er janvier 2020

58 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur le 1^er janvier 2020.

1^er janvier 2023

(2) Les articles 26, 27 et 37 à 41 du présent règlement et les alinéas 30p), q), v), w) et x) de l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), édictés par l’article 57 du présent règlement, entrent en vigueur le 1^er janvier 2023.

ANNEXE 1

(paragraphes 2(1) et 33(2))

Renseignements en vue d’obtenir une prolongation pour effectuer des réparations sur un composant d’équipement

• 1 Le nom et l’adresse municipale de l’exploitant.
• 2 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.
• 3 Le nom, le poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.
• 4 Le nom de l’installation, ses numéros d’identification provincial et fédéral, le cas échéant, et son adresse municipale ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :
  • a) ses latitude et longitude, au millième près;
  • b) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;
  • c) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.
• 5 La date de fin du prochain arrêt programmé.
• 6 Les renseignements ci-après sur le composant d’équipement pour lequel la période de prolongation en vue d’effectuer des réparation s’applique :
  • a) le cas échéant, l’identifiant du composant d’équipement ainsi que ses marque et modèle;
  • b) le nom de son fabricant et le lieu de sa fabrication;
  • c) la description du composant d’équipement, y compris une explication sur ses fonctions dans le processus de production dans l’installation et comment ceux-ci sont effectués;
  • d) tout autre renseignement pertinent pour décider si la réparation de la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé est faisable techniquement.

ANNEXE 2

(paragraphe 40(2))

Renseignements visant l’obtention d’un permis pour une pompe pneumatique

• 1 Le nom et l’adresse municipale de l’exploitant.
• 2 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone ainsi que l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.
• 3 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.
• 4 Le nom de l’installation, ses numéros d’identification provincial et fédéral, le cas échéant, et son adresse municipale ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :
  • a) ses latitude et longitude, au millième près;
  • b) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;
  • c) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.
• 5 Le cas échéant, l’identifiant de la pompe pneumatique ainsi que ses marque et modèle et le nom du fabricant.

ANNEXE 3

(paragraphes 54(1) et (3)

Renseignements visant l’enregistrement de l’installation

• 1 Le nom et l’adresse municipale de l’exploitant de l’installation.
• 2 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone ainsi que l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.
• 3 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.
• 4 Le nom de l’installation, tous les numéros d’identification provinciaux visant cette installation qui sont utilisés à des fins de rapports, et l’adresse municipale de l’installation ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :
  • a) ses latitude et longitude, au millième près;
  • b) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;
  • c) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.
• 5 Pour tout renseignement consigné ainsi que les documents à l’appui à conserver en vertu du présent règlement qui ne sont pas conservés à l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause, l’adresse municipale du lieu où ils sont conservés ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :
  • a) ses latitude et longitude, au millième près;
  • b) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;
  • c) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.
• 6 Pour chaque installation qui fournit le rapport d’enregistrement au ministre par l’entremise d’une entité approuvée, les type et sous-type utilisés par l’entité pour la classification de l’installation.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Contexte

Le méthane (CH₄) est un gaz d’hydrocarbure qui est le principal composant du gaz naturel. À l’état pur, il est incolore, inodore et inflammable, et il est considéré comme une substance toxique inscrite à l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE]. C’est un gaz à effet de serre (GES) dont le potentiel de réchauffement planétaire est 25 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone (CO₂) sur une période de 100 ans. Les installations pétrolières et gazières produisent 26 % des émissions totales de GES au Canada et constituent la principale source industrielle de méthane au pays^référence3. La plus grande partie de ces émissions est rejetée par des sources d’émissions fugitives (rejets involontaires) et par l’évacuation des gaz (rejets intentionnels).

Les émissions de GES contribuent à une tendance au réchauffement planétaire qui est associée aux changements climatiques qui, selon les projections, modifieront les conditions climatiques moyennes et les phénomènes météorologiques extrêmes. Les répercussions des changements climatiques devraient s’aggraver au fur et à mesure que les températures moyennes de surface à l’échelle mondiale augmentent. Elles sont une préoccupation majeure pour la société, car les changements des régimes de températures et de précipitations peuvent avoir des impacts sur les habitats naturels, l’agriculture et l’approvisionnement alimentaire, et la hausse du niveau de la mer peut menacer les communautés côtières.

Le méthane est un polluant climatique de courte durée de vie, qui persiste relativement peu longtemps dans l’atmosphère comparativement au CO₂ et à d’autres GES de longue durée. Considéré sur une période de 20 ans, le méthane a un potentiel de réchauffement planétaire de plus de 70 fois celui du CO₂ (comparé à 25 fois sur une période de 100 ans). Les concentrations atmosphériques de méthane réagissent donc relativement vite aux variations des émissions étant donné qu’elles sont éliminées rapidement de l’atmosphère. En raison du potentiel de réchauffement planétaire du méthane et de sa courte durée de vie, la réduction des émissions est susceptible d’apporter des avantages importants pour le climat à très court terme.

Engagements nationaux et internationaux

À la conférence de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) tenue en décembre 2015, la communauté internationale, et notamment le Canada, a conclu l’Accord de Paris, qui vise à réduire les émissions de GES dans le monde afin de limiter à long terme la hausse de la température moyenne de la planète bien en deçà de deux degrés Celsius (2 ^oC) au-dessus des niveaux préindustriels et de limiter l’augmentation de la température à 1,5 ^oC. Dans le cadre de son engagement à titre de contribution déterminée au niveau national aux termes de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire d’ici 2030 les émissions nationales de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005.

Le 9 décembre 2016, le premier ministre Trudeau ainsi que la plupart des premiers ministres du Canada ont convenu d’un Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques (le Cadre pancanadien)^référence4. Ce cadre a été conçu dans le but d’établir une voie à suivre pour respecter les engagements du Canada aux termes de l’Accord de Paris. Le gouvernement du Canada s’est engagé dans le Cadre pancanadien à prendre diverses mesures relatives au climat, dont des mesures réglementaires à l’endroit des polluants climatiques de courte durée de vie, comme le méthane. Afin de complémenter le Cadre pancanadien, le gouvernement du Canada a développé la Stratégie de lutte contre les polluants climatiques de courte durée de vie (PCCDV) en 2017, qui vise à réduire les émissions de PCCDV de l’ensemble des sources importantes de PCCDV (par exemple le méthane, les hydrofluorocarbures et le carbone noir), y compris le méthane provenant du pétrole et du gaz, et à coordonner les mesures d’atténuation du gouvernement^référence5.

En mars 2016, le Canada s’est fixé comme cible de ramener, d’ici 2025, les émissions de méthane de son secteur pétrolier et gazier de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2012^référence6. Pour atteindre cette cible, le Canada s’est engagé à introduire un règlement afin de réduire les émissions de méthane des installations pétrolières et gazières^référence7. Cet engagement a été réitéré dans le Cadre pancanadien.

Hydrocarbures, gaz naturel et pétrole brut

Le gaz naturel et le pétrole brut sont des mélanges de divers hydrocarbures extraits de dépôts ou de réservoirs qui se trouvent sous la surface de la terre et des planchers océaniques. Les hydrocarbures sont des molécules dans diverses combinaisons de carbone et d’hydrogène. Les hydrocarbures peuvent être gazeux ou liquides selon leurs propriétés physiques. Les installations de pétrole brut extraient des hydrocarbures liquides qui peuvent ensuite être raffinés pour donner de l’essence, du carburant diesel, du mazout, du kérosène, du carburéacteur et autres carburants ainsi que de l’asphalte et du bitume routier. Le gaz naturel est un mélange formé surtout de méthane qui est souvent utilisé comme carburant ou pour la fabrication de matériaux et de produits chimiques. Les installations productrices de gaz naturel extraient, traitent et transportent les gaz d’hydrocarbures. Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés l’un à l’autre dans le même réservoir. Il s’ensuit que les installations produisant du pétrole brut peuvent aussi produire une certaine quantité de gaz naturel, et que les installations de gaz naturel peuvent aussi extraire certains hydrocarbures liquides.

Sources d’émissions dans le secteur pétrolier et gazier

L’industrie pétrolière et gazière comprend de nombreuses activités, depuis les activités « en amont » comme l’exploration, le forage, la production et le traitement sur le terrain, aux activités « en aval », comme le raffinage du pétrole et le stockage en vrac et la distribution des produits pétroliers raffinés. En 2014, près de 90 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier provenaient d’activités en amont. Les principales sources d’émissions de gaz d’hydrocarbures du secteur pétrolier et gazier en amont sont décrites ci-après.

Évacuation des gaz de production des installations : Les émissions générales d’évacuation des installations pétrolières et gazières se produisent pendant le procédé de production. Cela inclut les émissions provenant du tubage des têtes de puits, de l’équipement utilisé pour le traitement et des réservoirs. Le rejet direct de méthane dans l’atmosphère a des conséquences significatives sur le changement climatique comparativement au torchage (brûlage à la torche) de méthane, étant donné le potentiel de réchauffement planétaire élevé du méthane. Le torchage transforme les rejets de méthane en dioxyde de carbone, qui a un potentiel de réchauffement planétaire beaucoup moins élevé.

Fuites fugitives de l’équipement : L’entretien inadéquat de l’équipement ou son usure normale peuvent donner lieu à des émissions fugitives à tous les stades de production et de traitement du pétrole et du gaz. Des fuites de gaz ou de vapeur peuvent provenir de composants d’équipement de conduites, comme les vannes, les brides et les raccords.

Complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique : La complétion de puits est le processus qui consiste à préparer un nouveau puits pour le mettre en production ou à stimuler un puits existant pour en améliorer la production, souvent en utilisant des techniques de fracturation (ou de refracturation) hydraulique. En impliquant la fracturation hydraulique, le puits de forage et la formation doivent être nettoyés des débris et des fluides de fracturation, un processus qui consiste à envoyer le reflux du puits dans une fosse ouverte ou un réservoir pour élimination. Le gaz naturel extrait, ainsi que les matériaux du reflux, sont parfois évacués directement dans l’atmosphère durant ce processus.

Régulateurs et pompes pneumatiques : Des régulateurs pneumatiques sont utilisés dans l’industrie du pétrole et du gaz pour maintenir et contrôler des paramètres du procédé d’exploitation, comme la température, la pression, le débit ou le niveau de liquide, tandis que des pompes pneumatiques sont utilisées pour pomper des produits chimiques. Il est d’usage courant d’utiliser du gaz à haute pression provenant du sol^référence8pour faire fonctionner ces dispositifs pneumatiques. Chaque fois qu’un dispositif pneumatique fonctionnant au gaz naturel est mis en marche, ou pendant son fonctionnement, du gaz peut être rejeté dans l’atmosphère.

Compresseurs : Les compresseurs sont des dispositifs mécaniques qui augmentent la pression du gaz naturel et permettent de le transporter depuis le puits de production, par un réseau de conduites de faible diamètre et d’installations de traitement sur le terrain, jusqu’à un réseau de pipelines de plus gros diamètre pour livraison éventuelle au consommateur. Les compresseurs peuvent évacuer du gaz au cours de leur utilisation régulière et l’évacuation des gaz augmente à mesure que les composants internes s’usent.

Mesures nationales de réduction des émissions

Il n’existe pas à l’heure actuelle de règlement fédéral régissant les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier en amont. Les outils provinciaux existants, soit en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, où se déroule la majorité des activités pétrolières et gazières en mer, ont pour effet de limiter en partie les émissions de méthane. La Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador ont mis en place des mesures conjointes fédérales et provinciales pour réglementer le secteur extracôtier du pétrole et du gaz. L’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) a aussi des lignes directrices sur le torchage. Cependant, ces outils provinciaux ne sont pas cohérents d’une province à l’autre et ne couvrent pas toutes les sources d’émissions fugitives et d’évacuation.

En Colombie-Britannique, les lignes directrices sur la réduction du torchage et de l’évacuation (Flaring and Venting Reduction Guideline) s’appliquent au torchage, à l’incinération et à l’évacuation du gaz naturel aux puits, dans les installations et dans les pipelines. D’autres exigences existent au sujet de la déclaration des émissions de GES par l’industrie. À ce jour, les sources d’émissions fugitives et d’évacuation du secteur pétrolier et gazier en Colombie-Britannique ne sont pas assujetties à la taxe sur le carbone dans la province.

La Directive 060 de l’Alberta impose des exigences en matière de conversion de gaz en établissant des restrictions à l’endroit de l’incinération et de l’évacuation à toutes les installations et à tous les puits de l’industrie pétrolière en Alberta. La réduction des émissions d’évacuation par la conservation du gaz naturel dissous^référence9ou le torchage est basée sur les émissions d’évacuation déclarées pour l’ensemble de l’installation. Les volumes évacués déclarés incluent les volumes des évents du procédé, des évents des réservoirs et des évents du tubage de surface, mais non les émissions d’évacuation provenant des pompes et instruments pneumatiques. De plus, l’Alberta a adopté une réglementation prévoyant des mesures incitatives pour la réduction des émissions de carbone et des répercussions sur la compétitivité des entreprises (Carbon Competitiveness Incentive Regulation) qui remplace le règlement sur les émetteurs de gaz désignés (Specified Gas Emitters Regulation) et son système d’allocations fondées sur la production et destinées aux grands émetteurs. Le nouveau Règlement entrera en vigueur progressivement au cours d’une période de trois ans, à compter de 2018.

La Directive S-10 de la Saskatchewan énonce les exigences relatives à la réduction du brûlage et à l’évacuation du gaz associé et s’applique aux puits de pétrole, aux usines de traitement du gaz associé et à tous les puits qui évacuent, brûlent ou incinèrent du gaz associé. De même, la Directive S-20 prévoit les exigences en matière de rendement et les spécifications ayant trait à l’espacement de l’équipement et à la distance de retrait pour l’incinération et le brûlage du pétrole et du gaz qui s’appliquent aux installations et aux puits ayant une licence. La Directive S-10 et la Directive S-20 sont les principales exigences provinciales régissant les émissions d’évacuation et de torchage.

Dans les régions extracôtières du Canada, les émissions d’évacuation et de torchage sont réglementées par le Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada pris au titre de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada ainsi que les Lois d’Accord suivantes : la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador et la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers. Les limites applicables aux émissions d’évacuation, aux émissions de torchage et aux émissions totales ainsi que les mesures d’atténuation connexes sont déterminées pour chaque projet, et décrites dans le plan de gestion des ressources et le plan de protection de l’environnement du projet. Ces limites sont approuvées par l’organisme de réglementation concerné en matière de projets extracôtiers dans le cadre du processus d’autorisation des projets.

L’association canadienne de normalisation (ACN) élabore des codes volontaires, et certaines de ces normes s’appliquent au secteur pétrolier et gazier. Le code des émissions fugitives et d’évacuation spécifie des critères pour traiter les émissions fugitives et évacuées provenant de sources ponctuelles des pipelines, des puits et des installations dans le secteur pétrolier et gazier en amont. Ces normes précisent des critères pour élaborer des pratiques et des programmes de réduction des émissions.

Enjeux

Les GES, notamment le méthane et le CO₂, contribuent à la tendance au réchauffement planétaire associé au changement climatique. La source la plus importante d’émissions de GES au Canada est l’extraction et la transformation des combustibles fossiles. Les données les plus récentes sur les émissions disponibles indiquent que les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier au Canada ont atteint 189 Mt d’éq. CO₂ en 2015, et représentent 26 % des émissions totales de GES^{référence10}. Le secteur pétrolier et gazier est également le plus important contributeur aux émissions de méthane au Canada. Les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier représentent environ 6 % des émissions de GES totales du Canada. Le méthane est également un polluant climatique de courte durée de vie dont l’impact sur le réchauffement climatique est plus de 70 fois supérieur au CO₂ sur une période de 20 ans, ce qui fait des émissions de méthane un facteur important du réchauffement climatique à court terme.

Les mesures actuelles ne permettent pas d’assurer un contrôle suffisant des émissions fugitives et d’évacuation du secteur pétrolier et gazier. À défaut d’une intervention immédiate, les émissions fugitives et d’évacuation de méthane continueront d’augmenter pour atteindre environ 45 Mt d’éq. CO₂ par année au Canada entre 2018 et 2035^{référence11}.

Objectifs

Le Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) [le Règlement] vise à respecter l’engagement du Canada de réduire les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % sous les niveaux de 2012 d’ici 2025. En atteignant cet objectif, le Règlement vise à réduire considérablement les émissions de GES en réduisant les émissions fugitives et d’évacuation de gaz d’hydrocarbures du secteur pétrolier et gazier en amont et, par le fait même, les éventuels rejets de méthane dans l’environnement. Cette mesure réduira les émissions de GES du Canada et aidera à limiter la hausse des températures moyennes dans le monde, contribuant ainsi aux obligations internationales du Canada sur le plan de la lutte contre les changements climatiques. De plus, comme le méthane est un polluant climatique à courte durée de vie qui a d’importants impacts climatiques à court terme, ces réductions contribueront à ralentir le réchauffement planétaire à court terme.

Description

Le Règlement imposera à la fois des normes générales relatives aux installations et des normes qui dépendent d’une installation produisant et recevant (potentiel d’émission) au moins 60 000 m³ de gaz d’hydrocarbures au cours d’une année. Les normes concernent les procédés et l’équipement de production et permettront de réduire les émissions de méthane et les émissions de COV ciblés du secteur pétrolier et gazier en amont. Ces dispositions auront des conséquences directes sur les installations pétrolières et gazières dotées des équipements visés par le Règlement, comme :

• Les puits de pétrole et de gaz : sites où un trou a été foré dans le sol à des fins de production de pétrole brut ou de gaz naturel dans le cadre d’activités d’extraction.
• Les batteries pétrolières et gazières : réseau ou groupe de réservoirs ou d’autre équipement de surface qui reçoit du pétrole ou du gaz d’un ou de plusieurs puits.
• Les installations de traitement du gaz naturel : installation où le gaz produit est traité au moyen d’un procédé séparant les divers hydrocarbures et fluides du gaz naturel pur à des fins de production de gaz prêt à la vente.
• Les stations de compression : stations dotées d’équipements utilisés pour augmenter la pression du gaz provenant d’un puits, d’une batterie, d’un système de collecte ou d’un pipeline de transport à des fins de livraison, de traitement, d’entreposage ou de commercialisation du gaz naturel.
• Les pipelines : réseau de conduites servant au transport de gaz et de liquides pour des besoins autres que la distribution locale.

Normes s’appliquant aux installations ayant un potentiel d’émission au-delà de 60 000 m³ :

• Évacuation des gaz de production des installations : À compter du 1^er janvier 2023, les installations pétrolières et gazières en amont qui dépasseront le seuil de potentiel d’émission au cours des 12 derniers mois devront satisfaire aux exigences d’évacuation des gaz. Ces exigences ne s’appliquent pas aux activités inhabituelles telles que les urgences ou les purges; cependant, des renseignements doivent être consignés pour cette évacuation non routinière. Dans les situations où la quantité totale de gaz évacués, torchés et vendus dans une installation (excluant les gaz utilisés sur le site comme combustible) est inférieure à 40 000 m³ par année (nommé le seuil de gaz excédentaire), l’installation ne sera pas tenue d’instaurer des mesures de réduction d’évacuation des gaz. Cependant, si le seuil de gaz excédentaire de 40 000 m³ par an est dépassé, l’évacuation des gaz d’hydrocarbures est limitée à une moyenne de 1 250 m³ par mois. Les installations soumises à la limite d’évacuation seront tenues de capter le gaz et soit de l’utiliser sur place, de le réinjecter dans le sol, de l’envoyer à un pipeline marchand, soit de l’acheminer vers un dispositif d’élimination comme une torchère. Les exploitants d’installations de production classique de pétrole lourd qui estiment, plutôt que de mesurer directement, leurs volumes de production de gaz devront se conformer à un protocole d’estimation des gaz plus approfondi.
• Détection et réparation des fuites : les installations pétrolières et gazières en amont, sauf les têtes de puits uniques (à la fois celles avec et sans dispositif de mesure) et les vannes le long des pipelines de transport devront mettre en œuvre un programme de détection et de réparation des fuites (DRF) à compter du 1^er janvier 2020. Des inspections devront être effectuées trois fois par année et des mesures correctives seront nécessaires si des fuites étaient découvertes. Les fuites devront être réparées dans les 30 jours (si des réparations sont possibles sans arrêter l’équipement). S’il est impossible d’effectuer les réparations sans arrêter l’équipement, l’exploitant de l’installation devra programmer une coupure pour prendre des mesures correctives avant que le volume de gaz de toutes les fuites soit plus grand que le volume de gaz qui sera libéré en fermant l’équipement. Si l’installation est située au large des côtes et que l’équipement ne peut être réparé pendant son exploitation, des mesures correctives devront être prises dans les 730 jours. Un permis renouvelable peut être accordé par le ministre de l’Environnement (le ministre) pour allouer plus de temps pour terminer les réparations.
• Régulateurs pneumatiques : les installations devront utiliser des régulateurs pneumatiques dont les émissions sont inférieures à 0,17 m³ par heure, sauf dans le cas où le régulateur est muni d’un dispositif de contrôle des émissions ou si la nécessité d’un régulateur à émissions élevées est prouvée, à compter du 1^er janvier 2023.
• Pompes pneumatiques : les pompes ne seront pas autorisées à émettre des gaz d’hydrocarbures à des sites où plus de 20 L de liquide sont pompés par jour à compter du 1^er janvier 2023.

Normes s’appliquant à l’ensemble des installations :

• Complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique : À compter du 1^er janvier 2020, ces sites seront tenus de conserver ou de détruire le gaz au lieu de l’évacuer. Cette norme ne s’appliquera pas à la Colombie-Britannique et à l’Alberta, où des mesures provinciales couvrent ces activités, et ne s’appliquera pas non plus dans le cas où le pouvoir calorifique du gaz ne lui permet pas d’assurer la combustion.
• Compresseurs : Tous les compresseurs ayant une puissance au frein nominale de plus de 75 kW devront conserver, détruire ou respecter les limites applicables. Les émissions provenant des évents d’un compresseur nécessiteront soit des mesures au moins une fois par année, ou une surveillance continue du débit des émissions de gaz d’hydrocarbures sera exigée des systèmes d’étanchéité, à compter du 1^er janvier 2020. Des mesures correctives seront nécessaires si ces émissions dépassent la limite applicable au compresseur, qui dépend de la date de l’installation, le type de compresseur et la puissance au frein nominale.

Toutes les installations pétrolières et gazières en amont seront tenues de s’enregistrer et de consigner les renseignements démontrant leur conformité au Règlement. De plus, les installations devront présenter des rapports à la demande du ministre.

Le Ministère a apporté d’importantes modifications au projet de règlement après avoir mené une vaste consultation auprès d’intervenants et analysé les commentaires recueillis. Le résumé de ces modifications est présenté au tableau 1. D’autres informations et une analyse de ces modifications sont présentées dans la section Consultation ci-dessous.

Tableau 1 : Résumé des modifications du projet de règlement

Norme	Modifications apportées au projet de règlement
Évacuation des gaz de production des installations	La limite d’évacuation d’une installation a été augmentée de 250 m³ à 1 250 m³ par mois. Une méthode a été ajoutée permettant d’améliorer la quantification des volumes estimés de gaz.
Détection et réparation des fuites (DRF)	Il est maintenant possible d’utiliser d’autres méthodes et instruments de détection et de réparation des fuites si ceux-ci permettent de réaliser des réductions d’émissions équivalentes à celles qui seraient obtenues avec le programme d’inspection requis. Des exemptions ont été ajoutées pour les stations de vannes sur les pipelines et les têtes de puits uniques avec débitmètre. Il est maintenant possible de demander un permis pour obtenir plus de temps pour effectuer des réparations. Une exigence a été ajoutée en ce qui concerne la détection et la réparation de fuites à des puits abandonnés s’ils font partie d’une installation visée par le Règlement.
Complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	Il est maintenant possible d’évacuer dans les cas où le gaz ne peut maintenir la combustion.
Régulateurs et pompes pneumatiques	Une exemption a été ajoutée lorsque du propane utilisé dans les dispositifs pneumatiques est transporté sur place. Les installations ne sont plus tenues de se doter de régulateurs à émissions nulles. Elles peuvent dorénavant utiliser des régulateurs dont les émissions ne dépassent pas 0,17 m³ par heure. Le seuil d’utilisation de produits chimiques dans les pompes est maintenant établi en fonction du site et non de la pompe.
Compresseurs	Une exemption a été ajoutée pour les compresseurs dont la puissance nominale au frein est inférieure à 75 kW. La limite de temps imposée pour la réparation des compresseurs alternatifs est passée de 30 jours à 90 jours. La limite d’évacuation pour les grands compresseurs centrifuges ayant une puissance nominale supérieure à 5 MW est passée de 0,34 m³ par minute à 0,68 m³ par minute par compresseur. Une limite d’évacuation de 0,001 m3 par minute est maintenant imposée aux nouveaux compresseurs alternatifs, plutôt que des exigences de conservation.
Généralités	L’échéancier prévu pour les calculs relatifs au potentiel d’émission a été modifié passant d’une période couvrant les cinq dernières années les plus importantes à l’année civile précédente.
Activités extracôtières	Le Règlement comprend maintenant une nouvelle partie qui énonce des exigences propres aux activités extracôtières. Un permis peut désormais être délivré lorsque des réparations effectuées dans un milieu extracôtier nécessitent plus de temps.
Enregistrement	Les exigences d’enregistrement ont été modifiées et réduites pour exiger des enregistrements au niveau de l’installation uniquement lorsqu’une installation n’est pas déjà enregistrée auprès d’une entité approuvée. Le délai de soumission de l’enregistrement a été prolongé à 120 jours à partir du premier jour de production.

Le Règlement s’accompagne de modifications corrélatives au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées]. Le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées désigne les diverses dispositions des règlements d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE] qui sont liées à un régime d’amendes après une poursuite qui donne lieu à une condamnation pour une infraction qui cause, ou risque de causer, du tort à l’environnement, ou constitue une entrave à l’exercice d’un pouvoir. Le Règlement fera partie du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées, qui devra être modifié.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Le Ministère a envisagé cinq options pour régler cet enjeu de politique publique : le maintien du statu quo, l’utilisation volontaire d’instruments pour la migration du méthane, l’utilisation volontaire d’une approche fondée sur le marché, l’imposition de mesures de réduction des émissions étroitement alignées avec les normes de rendement des nouvelles sources (New Source Performance Standards [NSPS]) des États-Unis, ou l’imposition de mesures de réduction des émissions spécifiques au Canada.

Le statu quo

Bien que la Colombie-Britannique, l’Alberta et la Saskatchewan aient pris des mesures au sujet des émissions d’évacuation de méthane, il n’existe aucune exigence fédérale qui oblige à réduire les émissions de GES provenant des installations pétrolières et gazières existantes en amont. Ces provinces possèdent des outils en place à l’heure actuelle pour certains aspects du secteur pétrolier et gazier en amont, comme les lignes directrices de la Colombie-Britannique sur la réduction du torchage et de l’évacuation, la Directive 060 de l’Alberta et les Directives S-10 et S-20 de la Saskatchewan, mais ces outils ne sont pas cohérents d’une compétence à l’autre et ne portent pas sur toutes les sources d’émissions.

Par conséquent, les mesures provinciales courantes à elles seules ne seront pas suffisantes pour réduire de façon significative et réalisable les émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier, et peuvent compromettre la capacité du Canada à respecter ses engagements sur la scène internationale. Le maintien du statu quo n’était par conséquent pas une option acceptable.

Approche volontaire

Les instruments volontaires, comme les plans de prévention de la pollution, les lignes directrices sur les rejets dans l’environnement et les codes de pratique, ont été considérés comme des options pour l’atténuation des émissions de méthane. Les instruments volontaires offrent de la souplesse aux intervenants; cependant, ils exigent un grand degré de participation et de soutien de leur part pour que les objectifs de la politique soient atteints.

En raison du grand nombre d’installations dans le secteur pétrolier et gazier en amont, et de leur diversité, il est difficile de concevoir des instruments volontaires capables d’atteindre des réductions d’émissions importantes. L’incertitude concernant la collaboration des concurrents dans le cadre d’une mesure volontaire peut provoquer une réticence des entreprises à participer. Bien qu’un programme volontaire puisse entraîner une certaine réduction des émissions, compte tenu du fait qu’il n’est pas contraignant, il ne permettra vraisemblablement pas au Canada de réaliser les réductions d’émissions nécessaires pour atteindre ses cibles. Les approches volontaires ont finalement été rejetées pour ces raisons.

Approche fondée sur le marché

À la fin de 2016, le gouvernement du Canada a annoncé un plan de tarification de la pollution par le carbone (et d’autres gaz à effet de serre) dans l’ensemble du Canada en vertu du Cadre pancanadien. L’approche fédérale proposée en matière de tarification du carbone ne couvrirait pas les émissions fugitives et d’évacuation de méthane dans le secteur pétrolier et gazier. Ces émissions proviennent souvent de sources dispersées provenant d’un grand nombre d’installations principalement de petite taille, et il est peu probable qu’elles aient des protocoles de quantification adéquats pour le suivi des émissions. Par conséquent, une approche réglementaire a été jugée nécessaire pour atteindre l’objectif de réduction des émissions.

Approche réglementaire — Alignement Canada–États-Unis (New Source Performance Standards [NSPS])

Une approche réglementaire, conçue pour s’aligner étroitement avec l’approche actuelle des États-Unis (NSPS) a été envisagée. Toutefois, une telle approche ne serait pas compatible avec les mesures provinciales existantes, et entraînerait un désalignement au Canada. Cette approche ne permettrait pas de capter des sources d’émissions canadiennes uniques comme le pétrole lourd et imposera une charge administrative substantielle et inutile aux parties réglementées, ce qui serait incompatible avec les engagements énoncés dans la Directive du Cabinet sur la gestion de la réglementation du Canada visant à contrôler le fardeau administratif de la réglementation sur les entreprises. Enfin, l’approche ne couvrirait pas initialement une partie importante des installations existantes, rendant difficile la réalisation des objectifs de réduction annoncés par le gouvernement du Canada en 2016. Pour ces raisons, bien qu’il y ait un alignement général, l’alignement précis avec la NSPS des États-Unis a été rejeté.

Approche réglementaire — proposition de l’industrie

Dans les commentaires reçus de l’industrie pétrolière et gazière, y compris de l’ACPP, une autre approche à la réglementation des sources d’émissions fugitives et des émissions d’évacuation de méthane a été proposée. Cette approche éliminait le seuil relatif au potentiel d’émission, haussait la limite des émissions d’évacuation et ajoutait une approche fondée sur les risques pour la détection et la réparation des fuites. Le Ministère a examiné cette proposition. Toutefois, après avoir estimé les réductions d’émissions que la proposition permettrait d’atteindre, le Ministère a déterminé que la proposition ne contribuerait pas dans une mesure suffisante à atteindre la cible de réduction annoncée par le gouvernement du Canada. Par conséquent, cette approche a été rejetée.

Approche réglementaire fédérale

Le gouvernement du Canada est déterminé à réduire les émissions de GES, y compris celles de méthane, à la lumière des accords internationaux du Canada. Les règlements mis en œuvre en vertu de la LCPE sont efficaces pour réduire les émissions et sont parmi les principaux instruments pour atteindre cet objectif. Cette approche permet de s’assurer que les émissions de gaz d’hydrocarbures, y compris le méthane, sont contrôlées et réduites de manière uniforme dans l’ensemble du Canada à partir de sources similaires dans l’industrie pétrolière et gazière en amont.

Le Règlement établira des normes de rendement claires et cohérentes partout au pays. La LCPE donne la possibilité de conclure des accords d’équivalence avec les provinces et les territoires intéressés, tant que les exigences de la LCPE sont respectées. Ces accords d’équivalence permettent aux provinces et territoires de jouer le rôle d’entité de réglementation de première ligne là où il existe des régimes juridiquement contraignants qui produisent des résultats environnementaux équivalents ou meilleurs.

Le Règlement exemptera la Colombie-Britannique et l’Alberta des prescriptions relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique. Ces provinces ont déjà des mesures réglementaires qui exigent que les exploitants brûlent ou incinèrent le gaz pendant les activités temporaires et cherchent des possibilités de réduire leurs activités de brûlage et d’incinération. Les exigences ayant trait à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique du Règlement s’appliqueront au reste du Canada, où des exigences provinciales similaires n’existent pas.

Avantages et coûts

La réduction cumulative des émissions de GES attribuable au Règlement serait, selon les estimations, de quelque 232 Mt d’éq. CO₂ entre 2018 et 2035. Les dommages attribuables aux changements climatiques qui sont évités du fait de ces réductions sont évalués à 11,6 milliards de dollars. De plus, les réductions d’émissions cumulatives de COV sont estimées à 773 kt, et les avantages connexes pour l’environnement à 240 millions de dollars. Le coût total du Règlement est estimé à 3,9 milliards de dollars, qui sera compensé en partie par la récupération de 351 pétajoules (PJ)^{référence12}de gaz naturel, d’une valeur marchande de 1,0 milliard de dollars, ce qui donnerait des avantages nets prévus de 8,9 milliards de dollars.

Comme le montre la figure 1 ci-dessous, les dépenses les plus importantes seront engagées en 2022 et en 2023, puisque des entreprises font des investissements de capitaux importants pour se conformer aux exigences qui entreront en vigueur en 2023. Après cette année, il est attendu que les émissions de méthane diminuent de plus de 16 Mt (en éq. CO₂) chaque année. En 2025, le règlement exigera des mesures qui entraîneront des réductions totales de 20 Mt, dont 4 Mt ont été attribuées à des mesures volontaires de l’industrie. En 2030, il y aura des réductions nettes d’émissions de GES d’environ 16,5 Mt.

Figure 1 : Réductions des émissions de méthane et coûts annuels de conformité

Cadre d’analyse

Orientation du SCT : Les impacts du Règlement ont été évalués selon le Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT)^{référence13}. Les impacts de la réglementation ont été identifiés, quantifiés et, dans la mesure du possible, monétisés et les impacts différentiels ont été comparés à un scénario non réglementaire. L’analyse a estimé ces impacts sur une période suffisamment longue pour démontrer le gain net susceptible d’en découler.

Principaux impacts : Les principaux impacts prévus du Règlement sont illustrés dans le modèle logique (figure 2) ci-après : la conformité au Règlement entraînera des coûts en capital et des charges d’exploitation supplémentaires pour l’industrie, et des coûts administratifs supplémentaires pour l’industrie et le gouvernement. Elle permettra aussi de réduire les rejets de gaz naturel (un mélange formé surtout de méthane et de COV), ce qui réduira les rejets dans l’atmosphère de GES et des COV^{référence14}. Les réductions des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier en amont contribueront à atténuer les incidences des changements climatiques. Les réductions des émissions de COV amélioreront la qualité de l’air, ce qui aura des avantages à la fois sur le plan environnemental et celui de la santé. Le méthane qui aurait été perdu par les fuites d’émissions fugitives ou les émissions d’évacuation sera maintenant conservé comme source d’énergie potentielle ou brûlé par des torchères.

Figure 2 : Modèle logique pour l’analyse du Règlement

logique pour l’analyse du Règlement
Conformité au Règlement	→	Réduction des émissions de GES	→	Réduction des dommages liés au changement climatique	→	Avantages sur le plan social
	→	Réduction des émissions de COV	→	Amélioration de la qualité de l’air	→
	→	Gaz conservé	→	Conservation accrue	→
	→	Coûts de la conformité	→			Coûts sociaux
		Coûts administratifs	→

Scénario de référence : Le scénario de référence suppose que les émissions fugitives et les émissions d’évacuation de méthane et de COV demeureront les mêmes par rapport aux concentrations prévues en l’absence de mesures réglementaires. Afin d’assurer une évaluation prudente des avantages aux fins de l’analyse, les mesures indépendantes prises par l’industrie pour réduire les volumes d’émissions d’évacuation ont été incorporées au scénario de référence. Les mesures provinciales déjà en place pour limiter les émissions des installations pétrolières et gazières sont aussi incluses dans le scénario de référence.

Scénario réglementaire : L’analyse compare les impacts attendus du Règlement (le scénario réglementaire) à un scénario non réglementaire dans lequel ces mesures réglementaires ne sont pas mises en œuvre (le scénario de référence). Tous les avantages et les coûts présentés ci-après s’ajoutent au scénario de référence, à moins d’indication contraire.

Période visée par l’analyse : La période visée par cette analyse va de 2018 à 2035. Il est attendu à ce que, dans une certaine mesure, les nouvelles installations se conforment au Règlement dès 2018. Les coûts et les avantages supplémentaires estimés après 2023 sont estimés d’être corrélés aux prévisions de production de gaz et de pétrole de l’Office national de l’énergie (ONE), qui vont jusqu’en 2035. Les avantages sont supérieurs aux coûts chaque année après 2023. Par conséquent, la période de 2018 à 2035 a été jugée comme étant suffisante pour estimer si le Règlement donnera lieu à des avantages nets. Une plus longue période d’analyse présenterait un avantage net plus important, car la plupart des coûts du Règlement sont des coûts initiaux engagés en 2023, comme le montre la figure 1 ci-dessus.

Résultats monétaires : Tous les résultats monétaires sont indiqués en dollars canadiens de 2016, ce qui gonfle les prix autres que ceux de 2016 (en utilisant les données du déflateur du PIB obtenues de Finances Canada) et convertit les prix non canadiens (taux de change de 2016). Lorsqu’elles sont présentées en valeurs actuelles, les incidences des années futures ont été actualisées à un taux de 3 % par année jusqu’en 2017 (l’année de l’analyse), conformément aux lignes directrices du SCT.

Mises à jour de l’analyse à la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada (GC-I)

Mises à jour de l’analyse

À la suite de la publication du projet de règlement, des intervenants ont formulé des commentaires au sujet du Résumé de l’étude d’impact de la réglementation. En outre, à la suite de la publication dans la GC-I, le Ministère a mobilisé ses partenaires provinciaux, des intervenants de l’industrie et des organismes non gouvernementaux pour examiner les hypothèses en matière de modélisation qui ont été utilisées dans le cadre de l’analyse du projet de règlement. Les changements importants qui suivent ont ensuite été apportés à l’analyse :

• Les émissions de référence prévues ont été mises à jour de manière à s’accorder avec le scénario de référence ministériel de 2016; les projections en matière de prix et de production du pétrole et du gaz ont aussi été mises à jour^{référence15}.
• Les dernières données provinciales sur la production et l’évacuation, qui sont utilisées pour déterminer le nombre d’installations et les émissions d’évacuation de référence, ont été incorporées à l’analyse. L’analyse des dernières données sur l’évacuation a permis d’attribuer certaines réductions des émissions à des mesures prises par l’industrie. De plus, basée sur cette information, l’estimation du nombre d’installations a été revue à la hausse.
• Les hypothèses concernant le choix de la mesure de conformité pour se conformer aux exigences générales d’évacuation des gaz de l’installation ont été mises à jour. Ces mises à jour, combinées à des données mises à jour sur l’évacuation des gaz des installations, ont entraîné une réduction du gaz conservé attribuable à ces exigences.
• Plusieurs hypothèses en matière de coûts ont été mises à jour en fonction des commentaires des intervenants, comprenant : a) le temps prévu par inspection de DRF a été revu à la hausse; b) les coûts en capital pour la conformité aux exigences en matière d’évacuation des installations de production ont été revus à la baisse; c) les coûts de remplacement des garnitures de tige de piston ont été revus à la hausse.

En outre, les prix et les taux de change ont été actualisés de manière à s’accorder avec l’information la plus à jour, et l’année de référence utilisée pour actualiser les avantages et les coûts en valeurs actuelles a été remplacée par 2017. Au total, ces changements analytiques ont mené à une hausse des coûts estimés, qui sont passés de 3,3 milliards de dollars dans la GC-I à 4,4 milliards. Les réductions d’émissions attribuables au projet de règlement sont passées de 282 Mt à 245 Mt; 69 Mt sont maintenant attribuées aux mesures prises par l’industrie qui sont attendues en l’absence de mesures réglementaires.

Mises à jour de la réglementation

En fonction des commentaires reçus à la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, des modifications mineures ont été apportées au Règlement, comme l’indique la section Description ci-dessus. Il est attendu à ce que ces modifications feront baisser les coûts de 4,4 milliards de dollars à 3,9 milliards, tandis que les émissions devraient diminuer de 245 Mt à 232 Mt pour la période d’analyse.

Analyse de la portée du projet de règlement et de la conformité

Pour estimer les avantages et les coûts supplémentaires du Règlement, l’analyse a tenu compte de ceux qui seront touchés (portée du projet de règlement) et de leur réaction probable (leurs stratégies de conformité), comme expliqué ci-dessous.

Portée du Règlement

Le Règlement ciblera les émissions provenant du secteur du pétrole et du gaz en amont en appliquant des normes au niveau de l’équipement et des installations. Les exigences à l’échelle des installations comprendront des limites d’émission pour l’évacuation des gaz ainsi que des normes pour la détection et la réparation des fuites. En ce qui a trait à l’équipement, il y aura des exigences pour la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique ainsi que des limites aux émissions des dispositifs pneumatiques (régulateurs et pompes) et des compresseurs.

Le Règlement couvrira les installations qui dépassent le seuil potentiel d’émission, défini comme 60 000 m³ d’hydrocarbures produits et reçus au cours d’une période de  12 mois, celles qui disposent de compresseurs assujettis aux normes, et celles qui complètent des puits impliquant la fracturation hydraulique (installations visées). À l’heure actuelle, certaines installations devraient déjà satisfaire aux exigences du Règlement en raison des mesures provinciales établies ou par action volontaire. Les installations qui devront prendre des mesures additionnelles pour respecter le Règlement sont considérées comme des installations touchées. Pour estimer les répercussions supplémentaires du Règlement, l’analyse coûts-avantages porte sur les installations touchées.

Pour estimer combien d’installations seraient touchées et visées dans le secteur pétrolier et gazier, les dénombrements des installations pétrolières et gazières en amont de 2016 de Petrinex (Petroleum Information Network)^{référence16}pour l’Alberta et la Saskatchewan ont été utilisés et projetés en utilisant les prévisions sur la production de pétrole brut et de gaz naturel de l’Office national de l’énergie^{référence17}. L’information disponible étant limitée, le nombre d’installations dans le reste du Canada a été estimé à l’aide des profils de production de l’Alberta et de la Saskatchewan. La rétroaction des représentants de la Colombie-Britannique a permis d’ajuster le dénombrement estimé des installations pour cette province. Des efforts semblables ont été réalisés dans d’autres régions productrices.

Conformité au Règlement

Le Règlement ne prescrit pas de mesures uniques pour atteindre la conformité. Cependant, aux fins de la modélisation, des hypothèses ont été avancées au sujet de certaines mesures de conformité afin d’estimer les coûts et les avantages. Les mesures dont on présume qu’elles seront prises par l’industrie pétrolière et gazière en amont pour se conformer aux exigences de chaque norme découlant du Règlement sont décrites ci-dessous.

Exigences en matière de DRF

Le Règlement permettra d’utiliser différents instruments de détection des fuites aux installations visées. Dans le cas d’instruments de contrôle portables et de caméras d’imagerie optique des gaz (IOG), les inspections doivent avoir lieu trois fois par année. Dans le cas d’autres approches, celles-ci doivent permettre d’obtenir des réductions des émissions comparables à celles qui seraient obtenues au moyen d’instruments de contrôle portables ou de caméras IOG.

D’après les consultations menées auprès de l’industrie, Il est attendu à ce que, dans le cadre du scénario de référence, les installations non visées par des mesures réglementaires provinciales effectuent des activités de DRF environ tous les quatre ans. Pour ce qui est des installations visées par des mesures réglementaires provinciales, Il est attendu que les installations gazières réalisent des activités de DRF chaque année, tandis que toutes les autres installations devraient réaliser de telles activités aux deux ans dans le scénario de référence.

L’analyse suppose que, pour se conformer au Règlement, les installations visées réaliseront des activités de DRF au moyen d’une caméra IOG trois fois par année. Si une fuite est détectée, l’installation sera tenue de réparer la fuite et de procéder à une nouvelle inspection au moyen d’un instrument de contrôle portable.

Exigences en matière de compresseurs

Pour les compresseurs existants alternatifs et centrifuges dont les émissions évacuées ne sont pas captées ou détruites, le Règlement établira des limites d’émission. Des mesures correctives seront nécessaires si les émissions excèdent 0,023 m³ par minute par garniture de tige pour les compresseurs alternatifs ou 0,34 m³ par minute par compresseur pour les compresseurs centrifuges. Les gros compresseurs centrifuges dépassant ayant une puissance au frein nominale de plus de 5 MW seront quant à eux assujettis à une limite d’émission de 0,68 m³ par minute par compresseur. Après la mise en place de mesures correctives, le taux d’émission devra être mesuré de nouveau. De plus, tout compresseur installé après le 1^er janvier 2023 doit respecter une limite de 0,001 m³ par minute par garniture de tige pour les compresseurs alternatifs et de 0,14 m³ par minute pour les compresseurs centrifuges.

Il est prévu que les installations touchées ayant des compresseurs alternatifs remplaceront les garnitures de tige de piston de ces derniers tous les trois ans en moyenne dans le scénario réglementaire, plutôt que tous les quatre ans dans le scénario de référence. Il est attendu que les installations équipées de compresseurs nouvellement installés, lorsqu’aucune torchère n’est présente, installent un dispositif de captage et acheminent le gaz évacué vers le moteur sous forme de carburant ou vers une torchère existante.

Il est attendu que les installations touchées ayant des compresseurs centrifuges avec des joints d’étanchéité humides vont installer des systèmes de récupération sur leurs unités de dégazage à joints d’étanchéité humides pour récupérer et réacheminer le gaz évacué. Grâce à ce système de récupération, les installations ayant des joints d’étanchéité humides ne seront pas obligées de modifier leurs compresseurs et d’installer des joints secs, et parviendraient tout de même à atténuer les émissions de méthane sans temps d’arrêt très prolongé. Il est présumé que les nouveaux compresseurs centrifuges se conformeraient aux exigences même en l’absence du Règlement.

Exigences en matière de complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique

Le Règlement obligera les activités de fracturation hydraulique à conserver ou à détruire le gaz évacué, sauf en Colombie-Britannique et en Alberta (où existent des exigences provinciales équivalentes). Dans le scénario de référence, le pourcentage de puits visés qui brûlent à l’heure actuelle par torchage le gaz rejeté pendant ce procédé est estimé à 25 % environ, les autres évacuant plutôt le gaz. Pour le scénario réglementaire, il est supposé que toutes les complétions de puits impliquant la fracturation hydraulique vont brûler à la torche les gaz émis pour se conformer au Règlement, bien que la conservation demeure une option de conformité viable.

Exigences en matière d’évacuation des installations de production

Le Règlement exigera des installations visées qu’elles limitent le gaz évacué à 15 000 m³ par année. Les installations touchées se conformeront au Règlement soit en détruisant ou en conservant le gaz évacué. Il est présumé qu’il serait moins coûteux pour une installation de conserver ses gaz évacués si sa production de gaz, moins son utilisation de combustible sur place, est supérieure à 750 000 m³ par année. De plus, si l’installation vend déjà plus de 20 000 m³ de gaz par année, il est présumé qu’elle conservera le gaz évacué. Si aucune de ces conditions n’est remplie, il est présumé que l’installation brûlera le gaz. L’installation de l’équipement nécessaire pour respecter ces exigences aura lieu sur une période de deux ans à compter de 2022.

Exigences en matière de pompes et de régulateurs pneumatiques

Le Règlement obligera les installations touchées dotées de régulateurs pneumatiques à utiliser des régulateurs à faibles émissions, et celles qui ont des pompes pneumatiques pompant plus de 20 L de liquides par jour devront être non-émettrices.

Pour ce qui est des régulateurs pneumatiques non conformes, il est entendu que les installations existantes seront tenues soit de moderniser leurs régulateurs existants, soit de remplacer celles-ci par des régulateurs à faibles émissions. Les nouvelles installations achèteront et installeront des dispositifs à faibles émissions. Il est attendu à ce que les pompes pneumatiques aux batteries et aux sites de puits soient remplacées par des pompes solaires.

Pour ce qui est des installations existantes, il est tenu pour acquis que les appareils auront été remplacés sur une période de deux ans à compter de 2022. Il est également présumé que les nouvelles installations achèteront des régulateurs à faibles émissions ou des pompes solaires à compter de 2018.

Tableau 2 : Stratégies de conformité prévues, par norme

Norme	Année de l’entrée en vigueur	Mesure de conformité présumée
DRF	2020	La détection des fuites sera effectuée au moyen d’une caméra IOG trois fois par année. Les fuites réparées feront l’objet d’une nouvelle inspection au moyen d’un instrument de contrôle portable.
Exigences relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	2020	Le gaz émis par les puits de fracturation et de refracturation sera éliminé par torchage.
Compresseurs	2020	Les garnitures de tige des compresseurs alternatifs seront remplacées tous les trois ans plutôt que tous les quatre ans. Des dispositifs de captage des gaz seront installés sur les nouveaux compresseurs alternatifs, et les gaz seront acheminés vers un moteur ou une torche. Des unités de récupération seront installées sur les systèmes de dégazage à joints d’étanchéité humides des compresseurs centrifuges avec des joints d’étanchéité humides.
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	2023	Les installations affichant une production nette de gaz supérieure à 750 000 m3 par année, ou dont les ventes de gaz sont supérieures à 20 000 m3 par année, conserveront le gaz évacué. Les autres installations (dont la production ou les ventes sont moins élevées) détruiront le gaz.
Dispositifs pneumatiques	2023	Les régulateurs à émissions élevées seront remplacés par des régulateurs à faibles émissions ou modernisés aux installations existantes. Des régulateurs à faibles émissions seront installés aux nouvelles installations. Les pompes pneumatiques seront remplacées par des pompes électriques (solaires).

Nota : Ces hypothèses ne visent ni à représenter l’ensemble des mesures de conformité disponibles ni à prescrire des mesures précises pour se conformer au Règlement.

Coûts de la conformité pour l’industrie, par norme

Les installations visées par le Règlement devraient voir leurs coûts en capital et leurs charges d’exploitation augmenter pour se conformer à chacune des normes. L’industrie et le gouvernement fédéral devraient aussi assumer certains frais administratifs pour assurer la conformité réglementaire. En raison de l’incertitude qui caractérise à la fois les estimations des coûts et les mesures de conformité futures, ces coûts pourraient sous-estimer ou surestimer les coûts de la conformité à l’avenir. Cette incertitude est abordée dans la section sur l’analyse de sensibilité ci-dessous.

Coûts de la conformité en matière de DRF

Le Règlement imposera des coûts de conformité aux installations touchées en raison de l’augmentation de la fréquence des activités de détection des fuites par rapport au scénario de référence. Les coûts de conformité pour l’industrie comprendront les coûts en capital de mettre en place un système de collecte de données sur la DRF de 3 000 $ à 5 000 $ par installation^{référence18}. Des coûts seront également engagés pour les caméras IOG, à 133 000 $ par caméra, et les camions pour le transport des techniciens et du matériel jusqu’aux sites, à 50 000 $ par véhicule^{référence19}, ^{référence20}. De plus, des coûts seront associés à la détection de fuites au moyen de caméras IOG. Le nombre de composantes par installation est utilisé afin d’évaluer le temps nécessaire pour réaliser des activités de détection des fuites au moyen de caméras IOG, qui sont évaluées à 190 $/h et qui comprennent le transport des techniciens entre les sites et la DRF proprement dite^{référence21}. Une fois les réparations achevées, le Règlement exige que la fuite réparée fasse l’objet d’une nouvelle inspection au moyen d’un instrument de contrôle portable conformément à la méthode 21 de l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis. Le tableau 3 ci-dessous présente un sommaire des coûts de la DRF, par type d’installation. Il est attendu à ce que les exigences en matière de DRF entraîneront un coût de 1 204 millions de dollars pour l’industrie entre 2018 et 2035.

Tableau 3 : Coûts de la conformité aux exigences en matière de DRF

Type d’installation	Temps/inspection (heures) y compris le temps de déplacement	Coût annuel/ installation	Coût de départ/installationréférence22	Nombre d’installations touchées	Total (2018 à 2035; en millions)
Pétrole — batterie de puits uniques	2,5	1 425	3 400	12 600	195
Pétrole — batterie à puits multiples	2,7	1 540	3 400	6 020	98
Gaz — batterie de puits uniques	3,0	2 710	3 500	8 680	142
Gaz — batterie à puits multiples	5,7	3 250	4 000	7 830	234
Station de compression	11,5	5 990	5 000	7 290	427
Usine de gaz	19,0	9 690	7 700	780	66
Station de comptage	1,4	800	100	2 440	42
Total	-	-	-	45 640	1 204

Nota : Les totaux de la colonne des installations touchées représentent l’ensemble des installations nouvelles et existantes pour la période d’analyse. Les coûts totaux sont actualisés selon un taux de 3 %.

L’analyse suppose que les fuites sont des évènements aléatoires et indépendants et que de nouvelles fuites ne sont pas susceptibles de se reproduire dans la période de réinspection de base (de deux à quatre ans). Par conséquent, le nombre de fuites détectées et réparées dans le scénario de référence et le scénario réglementaire devrait être semblable. Dans le scénario réglementaire, les fuites seront détectées plus tôt que dans le scénario de référence, ce qui donnera lieu à une réduction des émissions. Comme il n’est pas attendu que le nombre de fuites détectées change considérablement, l’analyse n’a pas tenu compte des coûts supplémentaires des réparations.

Coûts de la conformité en matière de compresseurs

Il est attendu que les installations ayant des compresseurs alternatifs remplacent les garnitures de tige plus fréquemment pour se conformer au Règlement. Le remplacement des garnitures de tige devrait coûter 3 000 $ par cylindre, un compresseur typique contenant de deux à six cylindres. Dans le cadre du scénario de référence, il est présumé que le remplacement des garnitures a lieu tous les quatre ans, par rapport à tous les trois ans dans le scénario réglementaire. Le coût supplémentaire du remplacement plus fréquent des garnitures de tige est évalué à un coût annualisé de 250 $ par cylindre. En outre, un coût annuel de 200 $ par compresseur sera assumé par les installations pour mesurer les taux d’évacuation des joints des compresseurs alternatifs dont les émissions ne sont pas déjà captées.

Il est estimé qu’environ 3 790 compresseurs alternatifs nouvellement installés devront faire l’objet d’un captage ou de la destruction des gaz qu’ils rejettent^{référence23}. Dans la plupart des cas, les coûts proviendront de l’installation d’équipement de conservation, approximativement 37 000 $ par compresseur, et s’accompagneront de coûts d’exploitation annuels d’environ 800 $. Dans les cas où le captage des gaz évacués n’est pas réalisable, il est présumé que les installations achemineront les gaz rejetés vers une torche existante à un coût de départ de 45 000 $, combiné à un coût d’exploitation annuel de 5 000 $^{référence24}.

Il est attendu que les installations ayant des compresseurs centrifuges dotent leurs compresseurs d’une unité de récupération permettant de conserver les gaz évacués par le système de dégazage à joints humides. Le nombre de compresseurs centrifuges touchés serait d’environ 130, tandis que le coût d’installation d’un système de dégazage à joints humides serait approximativement de 45 000 $. On estime que la norme relative aux compresseurs entraînera des coûts de 279 millions de dollars pour l’industrie entre 2018 et 2035.

Tableau 4 : Coûts de la conformité aux exigences en matière de compresseurs

Mesure de conformité	Coût en capital/ compresseur (y compris l’installation)	Coût d’exploitation annuel/ compresseur	Nombre de compresseurs touchés	Coût total (2018 à 2035; en millions)
Compresseurs alternatifs existants – Remplacement des garnitures de tigeréférence25	-	750-1 500	7 610	132
Nouveaux compresseurs alternatifs – dispositif de captageréférence26	37 000	800	3 030	108
Nouveaux compresseurs alternatifs – acheminement du gaz à une torche existanteréférence27	45 000	5 000	760	34
Compresseurs centrifuges existants – Système de dégazage à joints humidesréférence28	45 000	-	130	5
Total			11 530	279

Nota : Les totaux de la colonne des compresseurs touchés représentent l’ensemble des compresseurs nouveaux et existants pour la période d’analyse. Les coûts totaux sont actualisés selon un taux de 3 %.

Coûts de la conformité aux exigences en matière de complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique

L’analyse suppose que, dans le scénario réglementaire, tous les puits de fracturation et de refracturation touchés à l’extérieur de l’Alberta et de la Colombie-Britannique (qui sont exemptées) brûleront le gaz émis par torchage durant le processus de complétion de puits. L’analyse estime à 24 000 environ le nombre de puits de pétrole et de gaz qui devront être munis d’une torche pendant la période visée par l’analyse. Les exigences en matière de torchage devraient coûter 6 200 $ par complétion (les torches nécessaires pour la complétion des puits sont généralement louées à titre temporaire et sont donc moins coûteuses que celles décrites ci-dessus). Selon les estimations, cette norme coûtera 123 millions de dollars à l’industrie entre 2018 et 2035

Tableau 5 : Coûts de la conformité pour la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique

Mesure de conformité	Coûts de location	Nombre de puits touchés	Coût total (2018 à 2035; en millions)
Torchageréférence29	6 200	24 140	123

Nota : Le coût total en millions est actualisé selon un taux de 3 %.

Coûts de la conformité aux exigences en matière d’évacuation du gaz de production des installations

Les installations touchées assumeront des coûts afin de conserver le gaz qu’elles évacuaient auparavant en installant une unité de récupération des vapeurs (URV), ou de le détruire en installant une torche. Il est estimé que quelque 760 installations conserveront le gaz, tandis qu’environ 6 830 installations le détruiront par torchage. Les coûts de la conformité engagés par l’industrie comprendront les charges d’exploitation associées au fonctionnement courant et à la gestion, et les coûts en capital pour les URV et les torches. Les coûts en capital seraient en moyenne de 130 000 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une URV, et de 130 000 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une torche ou d’un incinérateur^{référence30}. Les charges d’exploitation annuelles sont estimées à 7 500 $ par installation pour la conservation du gaz, et à 7 500 $ par installation pour le torchage. La norme relative à l’évacuation des gaz des installations de production entraînera des coûts de 1 273 millions de dollars entre 2018 et 2035.

Tableau 6 : Coûts de la conformité aux exigences en matière d’évacuation du gaz de production

Mesure de conformité	Coût en capital/ installation	Coût d’exploitation annuel/installation	Nombre d’installations touchées	Coût total (2018 à 2035; en millions)
URVréférence31	130 000	7 500	760	129
Torche/incinérateur/chambre de combustionréférence32	130 000	7 500	6 830	1 144
Total	-	-	7 590	1 273

Nota : Les totaux de la colonne du nombre d’installations touchées représentent l’ensemble des installations existantes et nouvelles pour la période d’analyse. Les coûts totaux sont actualisés selon un taux de 3 %.

Coûts de la conformité aux exigences en matière de régulateurs et de pompes pneumatiques

L’analyse calcule le nombre d’appareils pneumatiques touchés en multipliant le nombre d’installations touchées par le nombre estimé d’appareils par installation. Elle tient pour acquis que la différence entre un appareil qui émet beaucoup d’émissions et un appareil conforme représenterait un coût supplémentaire pour les nouvelles installations, alors que, pour les installations existant déjà, ce serait le coût total d’un nouvel appareil. Dans les cas où les régulateurs pneumatiques ne possèdent pas de spécifications d’exploitation du fabricant, une mesure annuelle du régulateur est requise.

Les coûts de conformité supplémentaires assumés par les installations existantes seraient de 1 150 $ par modernisation des régulateurs, et de 2 100 $ par remplacement des régulateurs. Pour les régulateurs existants sans spécifications d’exploitation du fabricant, soit environ 10 %, un coût additionnel de 200 $ par année devrait être nécessaire pour effectuer des mesures annuelles. Pour les nouvelles installations, les coûts supplémentaires d’installation de régulateurs à faibles émissions devraient être de 300 $. Il est supposé que les installations remplaceraient les pompes pneumatiques par des pompes solaires; le coût de ce remplacement est évalué à 7 500 $ pour les nouvelles installations et à 16 200 $ pour les installations existantes. La norme sur les régulateurs et les pompes pneumatiques coûtera 999 millions de dollars à l’industrie entre 2018 et 2035.

Tableau 7 : Coûts de la conformité aux exigences en matière de régulateurs et de pompes pneumatiques

Mesure de conformité	Coût en capital (y compris les coûts d’installation)	Coût annuel d’exploitationréférence33	Nombre de dispositifs touchés	Coût total (2018 à 2035; en millions)
Modernisation à faibles émissions des régulateurs à émissions élevéesréférence34	1 150	20	86 810	72
Remplacement des régulateurs à émissions élevées par des régulateurs à faibles émissions	2 100	20	68 850	107
Coûts supplémentaires des régulateurs à faibles émissions pour les nouvelles installations	300	-	101 260	25
Remplacement des pompes à émissions élevées par des pompes solairesréférence35	16 200		65 200	633
Coûts supplémentaires des pompes solaires pour les nouvelles installations	7 500		30 640	162
Total	-	-	352 750	999

Nota : Les totaux de la colonne du nombre de dispositifs touchés représentent l’ensemble des dispositifs nouveaux et existants pour la période d’analyse. Les coûts totaux sont actualisés selon un taux de 3 %.

Résumé des coûts de la conformité pour l’industrie

Les coûts de conformité associés au Règlement sont évalués à 3,9 milliards de dollars pour la période d’analyse. Presque la moitié des dépenses associées à la conformité devraient être engagées en 2022 et 2023 (1,7 milliard de dollars environ, comme le montre la figure 1, ci-dessus), années où les exigences relatives à l’évacuation et aux appareils et pompes pneumatiques entreront en vigueur. Les estimations des coûts de conformité totaux pour chaque norme sont présentées au tableau 8 ci-dessous.

Tableau 8 : Coûts de la conformité pour l’industrie, par norme (millions de dollars)

Norme	2018 à 2025	2026 à 2030	2031 à 2035	Total
Détection et réparation des fuites	554	351	300	1 205
Compresseurs	89	97	94	279
Exigences relatives à la complétion de puits	52	33	28	113
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	799	252	222	1 273
Régulateurs et pompes pneumatiques	910	47	41	999
Total	2 405	780	685	3 870

Nota : Les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre au total indiqué. Les valeurs monétaires sont actualisées selon un taux de 3 %.

Coûts administratifs du gouvernement et de l’industrie pour assurer la conformité

À l’heure actuelle, aucun Règlement fédéral ne régit les émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier. Le Règlement exigera que les installations s’enregistrent si elles ne font pas déjà rapport à une entité approuvée, et que les installations tiennent des documents et produisent des rapports sur demande. Ces coûts administratifs sont estimés à 42 millions de dollars pour la période allant de 2018 à 2035^{référence36}.

Le Ministère engagera lui aussi des frais pour faire respecter le Règlement, tenir des activités de promotion de la conformité et gérer le Règlement.

Pour ce qui est des coûts d’application du Règlement, le coût ponctuel pour la formation des agents d’application de la loi serait de 350 000 $ environ, auquel s’ajouteraient 1 700 $ pour satisfaire aux exigences de la gestion de l’information et 96 800 $ pour les travaux d’évaluation des données. Le coût annuel de l’application du Règlement est estimé à 390 600 $. Ce coût inclut 214 500 $ pour les inspections et les mesures en cas d’infraction présumée, environ 41 000 $ pour les enquêtes, environ 135 000 $ pour les poursuites, et environ 6 800 $ pour la formation récurrente. Au total, le coût de l’application du Règlement est évalué à quelque 6,3 millions de dollars pour la période de 2018 à 2035.

Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer à la réglementation. Les coûts associés aux activités de promotion de la conformité sont ceux de la diffusion électronique du Règlement, de la conception et la distribution de matériel promotionnel (comme des fiches de renseignements et de la documentation Web), de la publicité dans des revues spécialisées et professionnelles, et de la participation aux conférences d’associations professionnelles. Ce coût est estimé à 150 000 $ entre 2018 et 2022.

Le Règlement prévoit un permis d’exemption temporaire pour les installations lorsque certaines exigences seraient impossibles à mettre en œuvre pour des raisons techniques ou économiques. Ces permis devront être examinés et approuvés par le gouvernement du Canada. Selon les estimations, le coût total de l’examen des permis serait de 280 000 $ entre 2018 et 2035.

Le tableau 9 ci-dessous résume les coûts administratifs de l’industrie et du gouvernement pour assurer la conformité.

Tableau 9 : Coûts administratifs de l’industrie et du gouvernement (en millions de dollars)

	2018 à 2025	2026 à 2030	2031 à 2035	Total
Coûts administratifs de l’industrie	18	13	11	42
Coûts administratifs du gouvernement	4	2	1	7
Total des coûts administratifs	22	14	12	49

Nota : Les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre au total indiqué. Les valeurs monétaires sont actualisées selon un taux de 3 %.

Les coûts administratifs nécessaires pour assurer la conformité sont estimés à 49 millions de dollars pour l’industrie et le gouvernement entre 2018 et 2035.

Avantages de la portée et du respect du Règlement

Le Règlement réduira les émissions fugitives et d’évacuation de méthane, un puissant gaz à effet de serre et polluant climatique de courte durée de vie, grâce aux exigences de conservation ou de destruction du gaz naturel fugitif et évacué. Cela signifie qu’une certaine quantité de gaz naturel qui aurait été perdue sera conservée comme source éventuelle d’énergie. Les émissions de COV diminueront en outre, ce qui améliorera la qualité de l’air et, donc, l’environnement et la santé de la population canadienne.

Pour connaître la valeur monétaire des avantages et celle des dommages évités liés au changement climatique associés à la réduction des émissions de GES, le coût social du carbone (CSC) a été appliqué aux émissions de CO₂ attendues et le coût social du méthane (CSCH₄) a été appliqué à la réduction des émissions de méthane (CH₄) attendue. Le prix du gaz naturel sur les marchés a été appliqué pour établir la valeur de la quantité de gaz conservé. Les avantages pour la santé et l’environnement attribuables aux réductions des émissions de COV ont été estimés d’après une analyse des scénarios réalisée en 2016.

Quantification des avantages

Dans l’analyse, le gaz conservé a été estimé et les réductions d’émissions ont été quantifiées en établissant d’abord des estimations techniques détaillées des émissions pour le scénario de référence et le scénario réglementaire, puis en les mettant à l’échelle des estimations globales des émissions du Ministère pour le secteur pétrolier et gazier afin que les émissions soient cohérentes.

Pour calculer les réductions des émissions évacuées et fugitives, les coefficients d’émission du scénario de référence et du scénario réglementaire pour les diverses normes et les divers types de produits ont été multipliés par le nombre total de dispositifs ou d’installations pour chacune des normes. Cette procédure permet de calculer la quantité totale de gaz qui sera rejetée avec ou sans le projet de règlement. La différence entre les émissions dans le scénario de référence et les émissions dans le scénario réglementaire ont permis d’estimer les réductions supplémentaires.

Les sources des facteurs d’émission diffèrent pour chacune des normes.

• — En ce qui concerne les exigences relatives à l’évacuation du gaz de production des installations, les données provinciales sur l’évacuation et les volumes de gaz brûlé par torchage ont permis d’estimer les émissions de référence et de les comparer aux réductions exigées conformément au Règlement.
• — Pour la DRF, les coefficients d’émission sont issus de l’étude sur les coefficients d’émission de Clearstone Engineering et modifiés au moyen d’une méthode décrite dans le Protocol for Equipment Leak Emission Estimates de l’EPA^{référence37,référence38}.
• — Pour les prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique, les facteurs d’émission ont été obtenus de l’EPA des États-Unis^{référence39}.
• — Pour les dispositifs pneumatiques, les coefficients d’émission ont été dérivés d’une évaluation technique des dispositifs pneumatiques entrepris en Colombie-Britannique en 2013^{référence40}.
• — En ce qui concerne les compresseurs, les coefficients d’émission pour les compresseurs alternatifs ont été estimés à l’aide un jeu de données de Target Emission Services. Pour les compresseurs centrifuges, les coefficients ont été issus d’une évaluation technique des compresseurs entreprise en 2014 par l’EPA des États-Unis ^{référence41}.

Pour déterminer les émissions des divers polluants contenus dans les gaz rejetés, la composition des flux de gaz a été déterminée à l’aide des estimations de la composition des gaz du rapport de Clearstone Engineering^{référence42}, à l’exception de l’évacuation des gaz de production des installations, ces ratios de compositions ayant été obtenus de divers rapports des provinces^{référence43}. Pour chiffrer les réductions de CO₂, de CH₄ ou de COV, les réductions de gaz naturel ont été multipliées par les ratios de compositions pour chacune des normes, qui sont présentés au tableau 10 ci-dessous.

Tableau 10 : Composition des gaz par norme et type de produit

Norme	Type de produit	CO2	CH4	COV
Évacuation	Pétrole léger	10 %	53 %	22 %
Évacuation	Pétrole lourd	6 %	89 %	2 %
Évacuation	Pétrole lourd à froid avec sables pétrolifères (CHOPS)	2 %	94 %	1 %
Toutes les autres	Pétrole léger	1 %	84 %	4 %
Toutes les autres	Pétrole lourd	1 %	84 %	4 %
Toutes les autres	Gaz non associé	2 %	88 %	5 %
Toutes les autres	Gaz de réservoir compact	>1 %	94 %	2 %
Toutes les autres	Gaz de schiste	>1 %	94 %	2 %
Toutes les autres	Méthane de houille	>1 %	96 %	1 %
Toutes les autres	Traitement du gaz	2 %	88 %	5 %

Les estimations techniques des émissions ont ensuite été mises à l’échelle des prévisions du Ministère pour les émissions de référence. Les projections du Ministère pour les émissions du scénario de référence du secteur pétrolier et gazier sont établies à partir des prévisions de la production du pétrole et du gaz de l’ONE, en combinaison avec le rapport d’inventaire national. Ces prévisions ministérielles sont établies dans le modèle énergie-émissions-économie (E3MC), un des modèles du Ministère pour le développement de projections d’émissions de GES et l’analyse des impacts politiques au Canada. Cette analyse est fondée sur les prévisions en matière d’émissions issues du Scénario de référence des émissions de gaz à effet de serre de 2016 pour le Canada ^{référence44}.

Les estimations techniques ont été utilisées pour obtenir une valeur de référence pour l’ensemble des émissions fugitives et évacuées, qui a été calculée pour cinq provinces (Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan, Manitoba et Ontario) et cinq secteurs (production de gaz naturel, traitement du gaz naturel, extraction de pétrole lourd, extraction de pétrole léger et gazoducs). La figure 3 ci-dessous présente la cartographie de ces secteurs entre le modèle E3MC et le modèle technique, ainsi que la façon dont les émissions sont caractérisées dans l’analyse ci-dessous.

Figure 3 : Cartographie des secteurs selon le modèle clé

E3MC		Modèle technique		Analyse du RÉIR
Production de gaz naturel	→	Gaz de réservoir étanche	→	Production de gaz naturel
		Gaz de schiste
		Gaz non associé
		Méthane de houille
		Stations de compression	→	Traitement du gaz naturel
Traitement du gaz naturel	→	Usine de traitement du gaz naturel
Extraction de pétrole lourd	→	Extraction de pétrole lourd (inclus la production du pétrole lourd à froid)	→	Extraction de pétrole lourd
Sables pétrolifères primaires
Extraction de pétrole léger	→	Extraction de pétrole léger	→	Extraction de pétrole léger
Pipelines de gaz naturel	→	Pipelines de gaz naturel	→	Pipelines de gaz naturel

Les estimations techniques de référence ont ensuite été comparées aux prévisions du Ministère pour les émissions de référence de ces provinces et secteurs afin d’obtenir un ensemble de coefficients ou de facteurs d’échelle, à savoir :

Ces facteurs d’échelle ont ensuite été appliqués aux estimations techniques de réduction des émissions pour chacun des polluants et aux estimations du gaz conservé afin d’obtenir des estimations finales supplémentaires pour le Règlement.

Les données sur la production et l’évacuation déclarées aux provinces en 2016 ont révélé une réduction importante des volumes évacués, due à une utilisation accrue du gaz comme combustible sur place, ce qui est compris comme étant le résultat de l’action de l’industrie. Comme les émissions de référence actuelle du Ministère reposent sur des données historiques remontant jusqu’à 2014, cette réduction des émissions n’a pas été incluse. Pour refléter les derniers changements des données rapportées, les estimations de référence ont été modifiées pour tenir compte de cette réduction. L’analyse a donc attribué cette réduction d’émissions à cette mesure de l’industrie, estimée à environ 4 Mt annuellement (voir la figure 4 ci-dessous).

Réduction des gaz à effet de serre (GES)

Le Règlement réduira les émissions de méthane qui, autrement, seraient rejetées dans l’atmosphère. Par ailleurs, il entraînera, selon les estimations, une faible augmentation des activités de torchage qui causera une légère hausse des émissions de CO₂. Le Règlement réduira les émissions de méthane de 9,9 Mt pendant la période visée par l’analyse. Si un facteur de potentiel de réchauffement de la planète de 25 est utilisé, la diminution des émissions de méthane est estimée à 247 Mt d’éq. CO₂ entre 2018 et 2035. L’augmentation du CO₂ consécutive à l’accroissement du torchage est estimée à 15 Mt au cours de la période visée par l’analyse. La figure 4 ci-dessous illustre les émissions du scénario de référence et du scénario réglementaire, la différence représentant la réduction des émissions attribuable au Règlement.

Figure 4 : Émissions de méthane selon le scénario de référence et le scénario réglementaire (2012-2035)

La réduction nette des émissions équivaut aux réductions combinées du CH₄ et du CO₂, ainsi qu’à l’augmentation des émissions de CO₂ causée par l’accroissement du torchage. La réduction nette des émissions de GES faisant suite à l’application du Règlement est estimée à 232 Mt d’éq. CO₂ entre 2018 et 2035, comme le montre tableau 11 ci-après.

Tableau 11: Réduction des émissions de gaz à effet de serre par norme (en Mt d’éq. CO₂)

	GES nets (CH4 + CO2)				CH4	CO2
Norme	2018-2025	2026-2030	2031-2035	2018-2035	2018-2035	2018-2035
Prescriptions relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	22	32	32	86	101	-15
Détection et réparations des fuites	19	16	16	52	52	0
Exigences relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	2	1	1	4	5	-1
Régulateurs et pompes pneumatiques	20	28	28	76	76	0
Compresseurs	4	5	5	14	14	0
Total	67	83	82	232	247	-15

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les émissions de CO₂ augmentent parce que les installations brûlent le gaz évacué à la torche. Les émissions de méthane (CH₄) sont présentées en Mt d’éq. CO₂ (réduction des émissions de méthane multipliée par un potentiel de réchauffement de la planète de 25).

Les impacts de la réduction des émissions de GES dans l’atmosphère ont été évalués à l’aide du CSCH₄ et du CSC du Ministère^{référence45}. Le CSCH₄ et le CSC sont des estimations de la valeur économique pour les générations actuelles et futures (d’aujourd’hui à 2300) des dommages causés par les changements climatiques que la réduction des émissions de CH₄ et de CO₂ permet d’éviter à l’échelle mondiale sur la période visée par l’analyse (2018 à 2035).

La valeur économique estimative du CSCH₄ varie de 1 288 $ en 2018 à 2 050 $ en 2035, et celle du CSC varie de 45 $ en 2018 à 62 $ en 2035. Pendant la période visée par l’analyse, le CSCH₄ est appliqué à 247 Mt de réductions de méthane et le CSC, à une augmentation du CO₂ de 15 Mt causée par le torchage. La valeur estimative actualisée de la réduction des GES avoisine 11,6 milliards de dollars.

Tableau 12 : Valeur actualisée totale de la réduction des émissions de GES (en millions de dollars)

Norme	2018-2025	2026-2030	2031-2035	Total
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	1 123	1 649	1 603	4 376
Détection et réparation des fuites	967	811	771	2 548
Prescriptions relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	97	60	48	205
Régulateurs et pompes pneumatiques	988	1 394	1 381	3 764
Compresseurs	221	234	240	695
Total	3 396	4 148	4 044	11 588

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %. Le CSCH₄ est appliqué à la réduction des émissions de méthane, alors que le CSC est appliqué à l’augmentation des émissions de CO₂.

Contribution à la cible nationale de réduction des émissions de méthane du pétrole et du gaz

En mars 2016, le Canada a adopté une cible de réduction des émissions de méthane des secteurs pétroliers et gaziers de 40 à 45 % sous les niveaux de 2012 d’ici 2025. Il est prévu que le règlement entraînera une réduction de 16,4 Mt des émissions de méthane en 2025, ce qui, combiné à la réduction estimée de 4 Mt attribuable à l’action de l’industrie aux fins de cette analyse, entraînerait une réduction de 40% par rapport aux niveaux de 2012. Il est important de noter qu’en l’absence de cette action estimée de l’industrie, des mesures équivalentes seront requises par le règlement, assurant ainsi les réductions d’environ 20 Mt nécessaires à l’atteinte de l’objectif.

Contribution à l’engagement pris dans le cadre de l’Accord de Paris (réduction des émissions en 2030)

En vertu de l’Accord de Paris, le Canada s’est engagé à réduire ses émissions de GES de 30 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. En décembre 2016, le Ministère a estimé que des réductions d’émissions annuelles de 219 Mt CO₂e seraient nécessaires en 2030 pour respecter cet engagement. Les réductions des émissions de GES découlant du Règlement (16,5 Mt) donneront lieu à une contribution de 8 % à la cible de réduction des émissions de GES (219 Mt) du Canada en vertu de l’Accord de Paris^{référence46}. Pour les besoins du Règlement, les réductions cumulatives des émissions de GES entre 2018 et 2030 sont estimées à 150 Mt d’éq. CO₂.

Contribution au Cadre pancanadien

Le Cadre pancanadien a été élaboré afin de définir un plan exhaustif pour que le Canada puisse honorer ses engagements en vertu de l’Accord de Paris. Dans le but de réduire les émissions de GES, il propose diverses mesures complémentaires de lutte contre les changements climatiques à l’appui d’une tarification de la pollution par le carbone. Le Règlement est une des mesures qui permettra de réduire les émissions de façon complémentaire aux systèmes de tarification du carbone à l’échelle du Canada.

Réduction des émissions de COV

Par le biais de la réduction des émissions fugitives et d’évacuation, le Règlement réduira également d’environ 773 kt la quantité de COV qui auraient pénétrés dans l’atmosphère au cours de la période visée par l’analyse (voir le tableau 13 ci-dessous). Les COV sont des polluants atmosphériques qui contribuent à la formation d’ozone troposphérique et de particules (PM_2,5), soit les principaux composants du smog. L’exposition au smog est associée à des effets nocifs pour la santé, incluant un risque accru de mort prématurée, des problèmes respiratoires et cardiaque chroniques et à court terme, de même qu’à des répercussions environnementales négatives sur la végétation, les édifices et la visibilité.

Tableau 13 : Estimation de la réduction des émissions de COV par norme (en kt)

Standard	2018-2025	2026-2030	2031-2035	Total
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	143	211	204	558
Détection et réparation des fuites	34	29	28	91
Exigences relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	4	2	2	8
Régulateurs et pompes pneumatiques	24	33	33	90
Compresseurs	9	9	10	28
Réduction totale des émissions de COV	213	284	276	773

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué.

Le Ministère et Santé Canada ont réalisé une analyse de scénarios afin d’évaluer les avantages possibles pour la santé et l’environnement attribuables aux changements dans les principales émissions de polluants atmosphériques qui devraient découler du Règlement. Cette analyse était fondée sur la modélisation préliminaire de la réduction des émissions de COV effectuée en 2016. Le tableau ci-dessous montre les résultats relatifs aux émissions du scénario modélisé de 2016 en comparaison avec les réductions attendues dans le scénario final, qui ne comprend pas de modélisation de la qualité de l’air. Le scénario modélisé de 2016 donne lieu à une réduction des émissions de COV moins élevée que le scénario final; il sous-estime donc sans doute les avantages pour la qualité de l’air attribuable au Règlement.

Tableau 14 : Estimation de la réduction des émissions de COV par scénario (en kt)

Réduction nationale des émissions de COV	Scénario préliminaire de 2016 (modélisé)	Scénario final de 2017 (non modélisé)
Réduction des émissions de COV en 2025	48	57
Réduction des émissions de COV en 2035	51	54

Les estimations de la réduction des émissions de COV ont été utilisées en tant qu’intrants et ont été appliquées aux émissions de référence pour 2025 et 2035 dans le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air (AURAMS). Le Ministère a ensuite utilisé l’AURAMS pour estimer les impacts sur la qualité de l’air ambiant découlant de l’interaction entre les changements dans les émissions de méthane et la qualité de l’air ambiant, les conditions météorologiques quotidiennes et les configurations des vents actuels.

Avantages pour la santé et l’environnement

Santé Canada a utilisé l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) pour estimer les répercussions sur la santé et l’économie associées aux prévisions sur la qualité de l’air générées par l’AURAMS pour 2025 et 2035. Les changements modélisés dans les niveaux de qualité de l’air ambiant ont été affectés à chaque division de recensement du Canada et ont servi d’intrants dans l’OEAQA. En se basant sur les changements de la qualité de l’air à l’échelle locale, l’OEAQA a estimé les réductions probables des risques moyens par habitant pour tout un éventail d’incidences sur la santé dont on sait qu’elles sont liées à l’exposition à la pollution atmosphérique. Ces changements des risques par habitant ont ensuite été multipliés par les populations touchées afin de calculer la réduction du nombre d’effets indésirables sur la santé chez la population canadienne. L’OEAQA a aussi utilisé des valeurs économiques tirées de la documentation disponible pour estimer les retombées économiques moyennes par habitant découlant d’une réduction des risques pour la santé.

De même, les résultats de la modélisation de la qualité de l’air pour 2025 et 2035 provenant de l’AURAMS ont servi d’intrants dans le Modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA 2) pour modéliser les impacts environnementaux. Les polluants atmosphériques comme les COV sont des précurseurs de la formation de particules secondaires et d’ozone troposphérique, qui ont une incidence sur la qualité de l’air et l’environnement en causant des dommages aux écosystèmes forestiers, aux cultures et à la faune. Le smog et le dépôt de particules en suspension peuvent réduire la visibilité et souiller les surfaces, respectivement, ce qui réduit le bien-être des habitants et des amateurs de plein air et peut accroître les dépenses de nettoyage.

La valeur monétaire des avantages pour la santé et l’environnement a été établie pour la période de mise en œuvre complète, soit de 2023 à 2035. Il a été supposé que les résultats modélisés pour 2025 et 2035 s’étendent dans des tendances linéaires au cours de cette période. Au cours de la période considérée, les avantages pour la santé et l’environnement attribuables aux changements de la qualité de l’air découlant du Règlement sont estimés à 240 millions de dollars. La majorité de ces bénéfices projetés est le résultat des réductions estimées du risque de décès prématuré multipliées par une estimation de la volonté de payer moyenne pour de petites réductions du risque de décès prématuré.

Tableau 15 : Résumé des avantages pour la santé et l’environnement (en millions de dollars) selon les résultats de la modélisation de 2016

Valeur en argent des avantages (millions de dollars)	2025	2035	Total (2023-2035)
Avantages liés à la qualité de l’air	17	18	240

Nota : Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %.

Gaz conservé

Le méthane est la principale composante du gaz naturel, qui peut être utilisé comme source d’énergie pour le chauffage, la cuisson et la production d’électricité. Les modifications techniques et les changements aux processus qu’exigera le Règlement limiteront l’évacuation du méthane et réduiront les émissions fugitives, ce qui mènera à la conservation d’environ 351 PJ de gaz naturel (voir le tableau 16)^{référence47}.

Tableau 16 : Estimation du gaz conservé par norme (en PJ)

Standard	2018-2025	2026-2030	2031-2035	Total
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	8	14	13	35
Détection et réparation des fuites	43	36	35	115
Exigences relatives à la complétion des puits impliquant la fracturation hydraulique	0	0	0	0
Régulateurs et pompes pneumatiques	44	63	63	170
Compresseurs	10	11	11	31
Gaz conservé, total	105	123	122	351

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué.

Le règlement entraînera deux effets opposés sur la production totale de gaz commercialisable. Premièrement, les coûts de conformité imposés par le Règlement devraient entraîner un abandon prématuré des puits et des pertes de forage, ce qui réduira la production. Deuxièmement, le méthane capturé, qui aurait autrement été perdu, augmente la production. Il est attendu que la perte de production de ces puits fermés entraîne une diminution des exportations nettes de gaz naturel (et d’autres combustibles)^{référence48}. Le gaz récupéré résultant de la conformité au Règlement devrait compenser une partie de cette diminution des exportations nettes résultant de cette perte de production. Il est attendu que le gaz récupéré découlant de la conformité au Règlement vienne compenser une partie de la baisse des exportations nettes causée par cette perte de production. Les coûts de mise en conformité sont présumés être engagés pour certaines installations et composantes qui seront fermées afin d’éviter ces coûts, au lieu d’une valeur directe de cette perte de production. De plus, les coûts associés à la récupération de ce gaz ont été pris en compte dans cette analyse. Par conséquent, il convient d’utiliser le prix du marché net des coûts de transport du gaz naturel pour déterminer la valeur de cette ressource conservée. La valeur de la conservation des COV n’a pas été quantifiée en raison des quantités relativement faibles et de la variabilité de la composition en hydrocarbures de ces COV.

Afin d’estimer la volonté de la société de payer pour ce gaz conservé, un prix de référence du gaz naturel qui s’adapte au prix du marché pour tenir compte des coûts de transport a été utilisé. Plus précisément, les estimations du prix de référence de l’Alberta (PRA), établies par l’Alberta Energy Regulator, qui varient de 3,04 $/GJ en 2018 à 4,45 $/GJ en 2035^{référence49} ont été utilisées. Ces prix ont ensuite été appliqués à la quantité estimative de méthane qui sera conservée. La valeur du gaz conservé en raison de l’adoption du Règlement est estimée à 1,0 milliard de dollars au cours de la période visée par l’analyse (voir le tableau 17)^{référence50}.

Tableau 17 : Valeur actualisée totale du gaz conservé (en millions de dollars)

Norme	2018-2025	2026-2030	2031-2035	Total
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	25	42	35	102
Détection et réparation des fuites	129	112	97	337
Exigences relatives à la complétion des puits hydrauliques	0	0	0	0
Régulateurs et pompes pneumatiques	134	192	173	500
Compresseurs	30	32	30	92
Valeur totale du gaz conservé	318	378	335	1 031

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %. Il est supposé que la conservation de ce gaz n’entraînera pas d’émissions de combustion supplémentaires. Une analyse de sensibilité ci-dessous examine l’impact potentiel de la combustion de ce gaz afin de déterminer si celle-ci conduit à des émissions incrémentielles.

Résumé des avantages et de coûts

D’ici à 2035, le Règlement pourrait entraîner une réduction cumulative nette des émissions de GES de 232 Mt, évaluée à environ 11,6 milliards de dollars, la conservation cumulative de 351 PJ de gaz, évaluée à environ 1,0 milliard de dollars, et une réduction de 773 kt des émissions de COV, évaluée à 240 millions de dollars. Les avantages totaux du Règlement sont évalués à quelque 12,9 milliards de dollars. Le Règlement entraînera aussi des coûts de 3,9 milliards de dollars pour l’industrie et le gouvernement. Les avantages nets du Règlement sont de 8,9 milliards de dollars pour les Canadiens. Les coûts et avantages associés au Règlement sont résumés au tableau 18.

Tableau 18 : Résumé des coûts et avantages

Valeur en argent des impacts (millions de dollars)	2018-2025	2026-2030	2031-2035	Total
Avantages sur le plan des changements climatiques	3 396	4 148	4 044	11 588
Avantages pour la santé et l’environnement	58	90	92	240
Valeur du gaz conservé	318	378	335	1 031
Avantages totaux	3 772	4 616	4 471	12 859
Coûts de la conformité pour l’industrie	2 405	780	685	3 870
Coûts administratifs pour l’industrie	18	13	11	42
Coûts administratifs pour le gouvernement	4	2	1	7
Coûts totaux	2 427	794	697	3 918
Avantages nets	1 345	3 822	3 774	8 940
Avantages quantifiés
Réduction nette des GES (Mt d’éq. CO2)	67	83	82	232
Réduction des émissions de COV (kt)	213	284	276	773
Gaz conservé (PJ)	105	123	122	351

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %.

Coût par tonne de la réduction des émissions de GES (2018-2030)

Le Règlement devrait permettre une réduction cumulative nette des émissions de GES de 150 Mt d’éq. CO₂ d’ici à 2030, ce qui aidera le Canada à respecter ses engagements internationaux, notamment l’Accord de Paris de 2015. Pour parvenir à cette réduction des émissions de GES, des coûts de conformité de 3,2 milliards de dollars seront engagés entre 2018 et 2030. Cependant, la valeur du gaz conservé pendant la même période est estimée à 700 millions de dollars. Dans l’ensemble, comme l’indique le tableau 19, la réduction prévue des émissions de GES coûtera 21 $ par tonne, selon les estimations, et le coût net sera d’environ 17 $ par tonne.

Tableau 19 : Coût par tonne de la réduction des émissions de GES (2018-2030)

Norme	Coût (millions de dollars)	Valeur du gaz conservé (millions de dollars)	Réduction des émissions de GES (MT d’éq. CO2)	Coût par tonne ($/t d’éq. CO2)	Coût net par tonne ($/t d’éq. CO2)
Détection et réparation des fuites	905	241	36	25	19
Compresseurs	186	62	9	20	13
Exigences relatives à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique	85	0	3	28	28
Exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations	1 051	67	54	19	18
Régulateurs et pompes pneumatiques	957	326	48	20	13
Total	3 185	696	150	21	17

Nota : Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %.

Ces coûts à la tonne reflètent les coûts prévus de la conformité et l’économie de gaz conservé pour réduire des tonnes d’émissions de GES du méthane. Ces résultats ne tiennent pas compte du moment où les réductions ont lieu ni de la valeur que la société peut accorder aux dommages évités.

Analyse distributionnelle des impacts du Règlement

Le résumé qui suit présente les avantages et les coûts pour l’ensemble de la société canadienne. Les répercussions ne sont pas réparties uniformément dans toute la société; l’analyse a donc tenu compte d’un éventail d’impacts distributionnels.

Impacts par région

Les coûts de conformité associés au Règlement varieront selon la région. La production de pétrole et de gaz est surtout concentrée en Colombie-Britannique (C.-B.), en Alberta (Alb.) et en Saskatchewan (Sask.). Le tableau 20 présente la répartition des coûts globaux, la réduction des émissions, et la quantité de gaz conservé attribuables au Règlement selon les régions du Canada. Compte tenu de la concentration des activités pétrolières et gazières dans les provinces de l’Ouest, les impacts les plus importants sont prévus en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, les autres étant répartis dans le reste du Canada (RDC).

Tableau 20 : Répartition des avantages quantifiés et des coûts selon les régions

Catégorie	C.-B.	Alb.	Sask.	RDC	Total
Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO2)	22	122	86	2	232
Gaz conservé (PJ)	46	232	67	5	351
Réduction des émissions de COV (kt)	50	400	315	8	773
Coûts de conformité (million $)	348	2 190	1 289	42	3 870

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %. Les avantages quantifiés liés aux réductions et au gaz conservé figurant dans le tableau ne profitent pas nécessairement à la province correspondante.

Impacts par sous-secteur

Les coûts de conformité associés au Règlement varieront aussi en fonction du sous-secteur de l’industrie pétrolière et gazière. Le tableau 21 présente la répartition des avantages et des coûts globaux du Règlement selon les produits pétroliers et gaziers. En raison du grand nombre d’installations affectées, le secteur de production et de transformation du gaz naturel devrait avoir les coûts cumulatifs les plus importants ainsi que les réductions d’émissions attribuées les plus importantes au cours de la période d’analyse.

Table 21 : Répartition des avantages quantifiés et des coûts selon les sous-secteurs

Catégorie	Extraction de pétrole léger	Extraction de pétrole lourd	Production de gaz naturel	Traitement du gaz naturel	Transport du gaz naturel	Total
Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO2)	58	63	80	27	2	232
Gaz conservé (PJ)	77	29	179	60	5	351
Réduction des émissions de COV (kt)	590	36	84	58	5	773
Coûts de conformité (million $)	1 153	581	1 420	663	52	3 870

Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %. Les avantages quantifiés liés aux réductions et au gaz conservé figurant dans le tableau ne profitent pas nécessairement au sous-secteur correspondant.

Impacts sur les consommateurs

Les prix du pétrole brut et du gaz naturel étant fixés par les marchés continentaux et mondiaux, il n’est pas attendu à ce que le Règlement ait une incidence sur le prix de ces produits. Le Règlement ne devrait donc pas avoir de conséquences chez les consommateurs.

Impacts sur la compétitivité

Le Règlement imposera des coûts de conformité aux sociétés pétrolières et gazières qui ne pourront pas affecter ces ressources à d’autres utilisations productives. Les effets des coûts de la conformité au projet de règlement seront vraisemblablement plus grands pour les sociétés dont l’accès au capital est limité, comme les petits producteurs de pétrole et de gaz produisant peu.

Le Ministère prévoit que l’impact du Règlement sur les producteurs de pétrole léger et de gaz naturel sera vraisemblablement faible. Les producteurs de pétrole lourd devraient subir des répercussions financières légèrement plus importantes en raison du Règlement, car les coûts de conformité représentent une proportion plus importante de leurs coûts de développement actuels par rapport au gaz naturel et aux puits de pétrole léger. Cela se traduit par un impact proportionnel plus important sur la rentabilité des puits de pétrole lourd.

Les coûts totaux non actualisés de la conformité sont estimés à 4,96 milliards de dollars pendant la période visée par l’analyse. En 2016, les dépenses totales d’exploitation et en capital, sauf les paiements de redevances, dans le secteur traditionnel du pétrole et du gaz de l’Ouest canadien ont été de 33,5 milliards de dollars, le plus faible niveau depuis 2003, qui représente 31 % de moins que les dépenses annuelles moyennes au cours des 10 années précédentes. Si les dépenses dans le secteur restent à ces niveaux comparativement bas au cours de la période visée par l’analyse, les coûts de conformité au Règlement représenteraient moins de 0,8 % des dépenses cumulatives de l’industrie (603,8 milliards de dollars) sur 18 ans.

Pour les installations existantes, les coûts de la conformité peuvent représenter de grosses dépenses ponctuelles. Certains investissements pourraient être influencés à la marge et ces coûts pourraient nuire à la viabilité de certaines installations existantes dont la production est faible, s’il ne reste pas assez de temps avant qu’elles ne soient désaffectées pour que les coûts de la conformité puissent être récupérés. Dans certains cas, des installations pourraient cesser de produire plus tôt qu’elles ne l’auraient fait en l’absence du Règlement.

En réponse aux incidences financières et sur le plan de la compétitivité potentielles du Règlement, plusieurs mesures d’assouplissement ont été prévues. Par exemple, les normes qui exigeront un investissement en capital important, comme les exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations et les exigences sur les régulateurs et pompes pneumatiques, n’entreront pas en vigueur avant 2023, ce qui donnera aux sociétés le temps de s’ajuster. Le Règlement permettra aussi aux installations qui ont de la difficulté sur le plan technique ou économique à respecter la norme relative aux pompes pneumatiques à demander un permis d’exemption pour une durée limitée. De plus, le Ministère a apporté des modifications au Règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada qui réduiront les coûts de conformité de 500 millions de dollars, selon les estimations, au cours de la période visée par l’analyse.

Au moment où le Règlement entrera en vigueur pour les installations nouvelles et existantes en 2020 et 2023 respectivement, il y aura une harmonisation générale avec les mesures des États-Unis conformément aux exigences américaines actuellement en place. Depuis 2012, l’EPA des États-Unis a réglementé l’évacuation des gaz des réservoirs, la complétion des puits impliquant la fraction hydraulique, les dispositifs pneumatiques de faible purge, l’évacuation des compresseurs et les émissions fugitives provenant des nouvelles installations pétrolières et gazières terrestres. Compte tenu des investissements annuels réalisés pour maintenir et accroître la production de pétrole brut et de gaz naturel, ces exigences devraient s’appliquer à la plupart des installations américaines existantes d’ici 2023. En règle générale, les sources d’émissions qu’englobent les deux régimes de réglementation sont harmonisées. De plus, la majorité de la production pétrolière et gazière des États-Unis est assujettie à des exigences étatiques plus générales en matière d’évacuation, certains États comme la Pennsylvanie, la Californie et le Colorado prennent des mesures additionnelles pour gérer les émissions fugitives.

Répartition des avantages pour la lutte contre les changements climatiques

Le coût social du carbone et le coût social du méthane sont des mesures des dommages supplémentaires évités à l’échelle mondiale grâce à la réduction des émissions de CO₂ et de CH₄. Ainsi, les avantages pour la lutte contre les changements climatiques découlant du Règlement, estimés à 11,6 milliards de dollars, seront répartis à l’échelle mondiale. Il existe deux aspects propres aux changements climatiques qui justifient le recours à des valeurs mondiales pour évaluer les avantages de la réduction des émissions de GES : (1) ils concernent une externalité mondiale, c’est-à-dire que les émissions à quelque endroit que ce soit dans le monde contribuent aux dommages à l’échelle planétaire; (2) la seule façon de traiter les changements climatiques est de prendre des mesures à l’échelle planétaire. Ainsi, le Ministère a conclu que l’approche la plus crédible pour évaluer le coût social des gaz à effet de serre est à l’échelle mondiale.

Incertitude des estimations des impacts

Les résultats de la présente analyse sont fondés sur des estimations des paramètres clés qui pourraient être plus ou moins élevées que ce qu’indiquent les données disponibles. En raison de cette incertitude, des analyses de sensibilité ont été réalisées, dans la mesure du possible, pour évaluer les répercussions des changements à ces paramètres sur les avantages nets prévus du Règlement.

Coûts de la conformité : Les coûts estimatifs de la conformité pourraient être plus ou moins élevés que ceux qui ont été estimés dans l’analyse centrale. Le Ministère a demandé aux intervenants de fournir de la rétroaction, ce qui a donné lieu à divers résultats. Par ailleurs, il est attendu à ce que les avancées technologiques à venir dans le domaine de la technologie de détection des fuites entraînent une réduction considérable des coûts. Afin de mesurer l’effet de différentes estimations des coûts sur les résultats finaux, des analyses de sensibilité ont été effectuées pour deux scénarios : un scénario à faibles coûts qui suppose une gamme de coûts moins élevés, ce qui inclut notamment l’adoption de nouvelles de DRF (par exemple des méthodes de détection des fuites par voie aérienne) ou l’utilisation de capteurs à faible coût (adoption de 25 % en 2021 passant à 100 % en 2030); et un scénario à coûts élevés qui suppose une limite supérieure des coûts. Selon ces deux scénarios — qui reposent sur des renseignements recueillis dans le cadre des consultations avec les intervenants — les coûts estimatifs liés au Règlement varient de 2,3 à 5,8 milliards de dollars.

Estimations de référence des émissions : De récentes études dans le cadre desquelles ont été mesurées les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier ont révélé que les émissions fugitives et d’évacuation pourraient être beaucoup plus élevées que ce qui a été estimé jusqu’à maintenant. L’analyse centrale a d’abord estimé les émissions à l’aide d’un modèle technique, puis a mis ces estimations à l’échelle des prévisions du Ministère pour les émissions de référence. Comme les estimations des émissions de référence du modèle technique sont beaucoup plus élevées que celles du Ministère, une analyse des résultats sans mise à l’échelle des estimations a été exécutée pour déterminer l’impact d’émissions plus élevées sur les résultats globaux. Les coûts de ce scénario sont inchangés, car ils n’ont pas été mis à l’échelle dans l’analyse centrale. Ce scénario de rechange entraîne des avantages de 21,9 milliards de dollars et une réduction des émissions de 31 Mt en 2025.

Combustion en aval du gaz conservé : Il existe une certaine incertitude quant à la mesure dans laquelle les gaz conservés entraîneront une consommation additionnelle de gaz naturel en aval, et donc une augmentation des émissions de GES. Étant donné que l’analyse centrale suppose que le Règlement n’aura pas d’incidence sur la consommation de gaz naturel, les émissions de CO₂ attribuables à la combustion en aval n’ont pas été examinées. Cependant, il est possible que la production canadienne soit exportée et que la consommation soit modifiée de manière à entraîner une augmentation de la combustion de gaz naturel au détriment d’autres formes d’énergie. Cette situation pourrait entraîner une hausse des émissions de CO₂, en fonction de la source d’énergie que le gaz naturel remplace. Pour déterminer la limite supérieure des possibles émissions de CO₂ que pourrait causer la consommation accrue de gaz conservé en raison de l’adoption du Règlement, une analyse de sensibilité a été exécutée. Celle-ci supposait que tout le gaz conservé représente une consommation additionnelle et que, par conséquent, les émissions de combustion sont appelées à augmenter. Ce scénario de rechange entraîne des avantages nets prévus d’environ 8,2 milliards de dollars et une réduction de 15 Mt d’éq. CO₂ en 2025, comparativement à 16,4 Mt dans l’analyse centrale^{référence51}.

Prévisions concernant la production et les prix du pétrole et du gaz : Il existe une forte corrélation entre la production de pétrole et de gaz naturel et les prix de ces produits, lesquels sont très volatils et déterminés en grande partie par les marchés extérieurs des produits de base. Comme les émissions futures sont étroitement liées à la production future, cette volatilité des prix mène à des incertitudes quant aux estimations des impacts du Règlement. Afin d’évaluer l’impact possible de la variation de la production et des prix sur les résultats de l’analyse, un scénario de prix élevé et un scénario de prix bas ont été évalués en fonction des scénarios de prévisions faibles et élevées de l’Office national de l’énergie. La variation des résultats des prévisions concernant la production et les prix entraîne des changements relativement proportionnels aux coûts et aux avantages (voir le tableau 22 ci-dessous).

Évaluation des avantages : Les valeurs utilisées pour déterminer les avantages du Règlement sont elles aussi teintées d’incertitude. Étant donné que le CSC et le CSCH₄ utilisés pour évaluer les avantages futurs pour le climat sont générés à l’aide de modèles qui reposent sur des prévisions des effets tant sur le milieu naturel que sur l’économie pour les 50 à 300 prochaines années, les estimations comportent inévitablement un degré d’incertitude. De plus, les prix utilisés pour déterminer la valeur du gaz conservé pourraient surévaluer la volonté de la société de payer pour cette ressource conservée. Afin de mesurer l’impact des différences possibles entre les valeurs réelles et les valeurs estimatives de ces variables, une analyse de sensibilité a été effectuée dans laquelle la valeur des avantages attribuables au Règlement est inférieure de 50 % à celle de l’analyse centrale. Malgré tout, ce scénario se traduit par un avantage net prévu de 2,5 milliards de dollars.

Taux d’actualisation : Dans la majorité des cas, le SCT recommande un taux d’actualisation de 7 % pour les analyses coûts-avantages, cependant, lorsqu’un règlement entraîne des répercussions à long terme, un taux d’actualisation plus faible (3 %) est approprié. Une analyse de sensibilité pour comparer le cas central (3 %) au taux d’actualisation plus élevé (7 %) a été effectuée, lequel donne quand même lieu à des avantages nets, comme il est indiqué dans le tableau 22.

Un scénario de la pire éventualité a été considéré dans lequel les prix du pétrole et du gaz sont faibles, les coûts de conformité sont élevés, les avantages sont évalués à 50 % de ceux du cas central, et l’ensemble du gaz conservé mène à des émissions de combustion supplémentaires. Dans ce cas peu probable, le Règlement entraîne quand même un avantage net de 77 millions de dollars. Ainsi, les résultats sont robustes pour ce qui est de démontrer que le Règlement offre des avantages nets positifs selon une gamme étendue de valeurs plausibles attribuées aux variables clés.

Tableau 22 : Analyses de sensibilité (en millions de dollars)

Variable(s)	Scénario de sensibilité	Avantages (A)	Coûts (C)	Avantages nets (A – C)	Coût net par tonne (2018-2030)
Cas central (du tableau 11)		12 859	3 918	8 940	17
Coûts de conformité	Élevés	12 859	5 758	7 100	26
	Faibles	12 859	2 341	10 517	9
Prix/production du pétrole et du gaz	Élevés	14 744	4 015	10 730	12
	Faibles	10 409	3 291	7 118	18
Émissions de méthane de référence	Non mises à l’échelle	25 829	3 918	21 911	6
Combustion en aval de gaz conservé	100 % de combustion en aval	12 077	3 918	8 159	18
Évaluation des avantages	50 % du cas central	6 429	3 918	2 511	17
Taux d’actualisation	7 %	8 453	2 879	5 575	13
Coûts Prix Avantages Combustion en aval	Coûts — Élevés Prix — Faibles Avantages — 50 % Combustion — 100%	4 864	4 787	77	30

Nota : Valeurs actualisées en fonction d’un taux d’actualisation de 3 %, sauf dans le cas où un taux de 7 % a été utilisé.

Il est présumé que des répercussions (avantages et coûts) se font ressentir parce que les parties réglementées ne modifieraient pas leur comportement si ce n’était du Règlement. Il pourrait y avoir une certaine « adoption spontanée » de pratiques ou l’utilisation d’équipement à faibles émissions, sans l’adoption du Règlement. Si un autre scénario de référence avait été proposé dans lequel un plus grand nombre de parties réglementées avaient choisi volontairement ces stratégies de réduction des GES, alors les coûts et avantages estimatifs associés au Règlement auraient été proportionnellement plus faibles, ce qui donnerait encore lieu à des avantages nets escomptés.

Règle du « un pour un »

Le Règlement est considéré comme un « ajout » suivant la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada. Les coûts administratifs totaux annualisés pour la mise en conformité des parties réglementées aux exigences de la réglementation sur une période de 10 ans sont estimés à quelque 1,8 million de dollars pour les parties intéressées, soit 1 900 $ par entreprise^{référence52}. En outre, le Règlement serait un nouveau titre réglementaire (ajout), qui devra être accompagné de l’abrogation d’un règlement existant (suppression) en vertu de la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.

Le principal facteur (78 %) expliquant les coûts administratifs est la tenue de dossiers, car le Règlement exigerait des installations qu’elles tiennent un registre de la conformité. Il est supposé que certaines des données nécessaires à la conformité à cette exigence sont déjà accessibles et sont versées dans un registre par les parties réglementées en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, en raison des exigences provinciales existantes. Par conséquent, les autres renseignements exigés sont principalement la consignation des émissions de méthane de l’installation et les occurrences de fuites. Il est estimé que la tenue de dossiers prendra entre 15 minutes et 40 heures par entreprise et par année selon la norme^{référence53}.

L’autre grand facteur (17 %) contribuant aux coûts administratifs est l’exigence liée à l’enregistrement de l’exploitant. Pour chaque installation, les parties réglementées devront s’enregistrer et envoyer un rapport d’enregistrement ponctuel au ministre. Selon les données utilisées par des règlements publiés récemment touchant le secteur pétrolier et gazier, il est supposé qu’il faudrait 1,5 heure pour enregistrer chaque installation et 2 heures par entreprise pour préparer et présenter les renseignements^{référence54}.

Dans les commentaires reçus après la publication du projet de règlement, les parties intéressées ont mis en doute le temps estimé nécessaire aux tâches administratives. Une association de l’industrie a contesté le temps total estimé par installation pour se conformer aux exigences administratives. Une association de l’industrie technologique a laissé entendre que les exigences d’enregistrement prendraient beaucoup plus de temps que le délai estimé par le Ministère. En réponse à ces commentaires, le Ministère a réduit les exigences d’enregistrement en simplifiant les renseignements demandés. Le Ministère a révisé son analyse pour tenir compte des dernières exigences de tenue de dossiers. De plus, le temps estimé pour accomplir certaines tâches administratives a été révisé à la hausse.

Lentilles des petites entreprises

Le Règlement toucherait environ 41 400 installations pétrolières et gazières actuellement en exploitation, appartenant à 929 entreprises. La majeure partie des installations visées par le Règlement sont la propriété d’entreprises moyennes et grandes, mais certaines installations exploitées par des petites entreprises seront aussi concernées. Par conséquent, le Règlement entraînerait l’application de la lentille des petites entreprises. Il est estimé que 1 926 de ces installations sont la propriété de 540 petites entreprises.

Pour réduire les coûts associés au Règlement, les installations appartenant à de petites entreprises ayant un potentiel d’émission inférieur au seuil de 60 000 m³ seraient exemptées des exigences concernant l’évacuation des installations, les dispositifs pneumatiques et la DRF, en vertu du Règlement (option flexible).

Comme un grand nombre de petites entreprises détiennent des installations qui émettent des gaz d’hydrocarbures en des quantités inférieures au seuil, elles ne seraient pas assujetties aux exigences mentionnées ci-dessus, ni aux exigences connexes en matière de tenue de dossiers et de production de rapports sur demande. On prévoit qu’environ 55 % des petites entreprises seraient exemptées du Règlement. L’énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire qui suit (tableau 23) indique les coûts prévus pour les petites entreprises en fonction des options initiale et flexible^{référence55}.

Tableau 23 : Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire

	Option initiale (normes sans seuil de potentiel d’émission de 60 000 m3)		Option flexible (normes avec un seuil de potentiel d’émission de 60 000 m3)
Nombre de petites entreprises touchées	540		540
	Valeur annualisée*	Valeur présente	Valeur annualisée*	Valeur présente
Coûts de conformité	6 866 000 $	90 403 000 $	2 119 000 $	27 896 000 $
Coûts administratifs	249 000 $	3 274 000 $	164 000 $	2 162 000 $
Coûts totaux	7 115 000 $	93 677 000 $	2 283 000 $	30 058 000 $
Coût moyen par petite entreprise	13 000 $	165 000 $	4 000 $	53 000 $
Considérations liées au risque : L’option initiale viserait toutes les installations, notamment les petites installations qui, regroupées, sont à l’origine d’une petite proportion des émissions. L’option initiale imposerait un coût plus élevé (par rapport au coût de production/aux revenus) aux petites installations qu’aux grandes. Dans le secteur pétrolier et gazier en amont, il est courant pour une petite entreprise d’exploiter des installations dont les émissions se situent sous le seuil de mise en œuvre de l’option flexible. Ces installations ne représentent pas une proportion importante des émissions totales. Le Règlement s’applique à la majorité des émissions, tout en offrant une solution souple aux petites entreprises.

Globalement, l’option flexible entraînerait une réduction des coûts totaux estimés par petite entreprise d’environ 112 000 $ entre 2018 et 2035 de plus que l’option initiale à l’étude, soit environ 9 000 $ par année. Le Règlement se traduirait par des coûts cumulatifs d’environ 30 millions de dollars pour les petites entreprises, soit 53 000 $ par petite entreprise. Bien qu’ils ne fassent pas partie de la présente évaluation, les éléments de conception de l’option flexible devraient réduire les coûts administratifs et de conformité pour les grandes entreprises qui sont propriétaires de petites installations.

Commentaires reçus des petites entreprises concernant le projet de règlement

Les petites entreprises ont formulé des commentaires sur le projet de règlement par l’entremise de l’Association des explorateurs et des producteurs du Canada (AEPC), qui représente 135 entreprises pétrolières et gazières de petite ou de moyenne taille ayant leur siège social au Canada. En général, l’AEPC appuie l’objectif de réduction des émissions de méthane du gouvernement du Canada. Cependant, les petites entreprises étaient préoccupées par la faisabilité, les coûts et le délai de la mise en œuvre du Règlement, compte tenu du contexte économique actuel dans le secteur pétrolier et gazier et d’une compétitivité accrue. L’AEPC a demandé que le seuil du potentiel d’émission soit augmenté pour qu’elles évitent de subir des conséquences disproportionnées. En outre, elles souhaitent une augmentation de la limite d’évacuation pour permettre aux petites installations arrivées à maturité d’éviter les coûts non rentables associés à l’installation d’un équipement de récupération de la vapeur sur les réservoirs de stockage. Elles réclament aussi une diminution de la fréquence de détection des fuites et l’élimination des exigences visant les pompes pneumatiques. En plus des commentaires de l’AEPC, le Ministère a aussi reçu des commentaires de la part de petits producteurs qui ont exprimé des préoccupations concernant la rigueur des exigences liées à l’évacuation.

Pour répondre à ces préoccupations, le Ministère a haussé la limite d’évacuation, qui est passée de 3 000 m³ à 15 000 m³ par année. En outre, il a modifié le calcul du potentiel d’émission pour inclure les 12 derniers mois et non les 12 mois consécutifs les plus importants des 60 derniers mois. Ces changements entraîneront l’exemption d’un plus grand nombre de petites installations arrivées à maturité. Une analyse plus approfondie des préoccupations soulevées dans ces commentaires et la réponse à ces derniers se trouvent dans la section « Consultation » qui suit.

Consultation

Consultations précédant la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada (GC-I)

Avant la publication du projet de règlement, le Ministère a tenu plus de 150 heures de consultation avec les parties intéressées et les partenaires provinciaux, notamment des webinaires, des téléconférences, des réunions en personne, des discussions techniques et des réunions bilatérales. Ces activités ont réuni des représentants de l’industrie, des provinces, des territoires, d’ONGE et des associations représentant des peuples autochtones.

En réponse aux commentaires reçus de la part de l’industrie et des gouvernements provinciaux, le Ministère a repoussé les dates d’entrée en vigueur du projet de règlement jusqu’en 2020 pour ce qui est des exigences liées à la DRF, aux compresseurs et à la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique et jusqu’en 2023 pour ce qui est des exigences liées à l’évacuation de gaz de production et des dispositifs pneumatiques des installations. Par ailleurs, le projet de règlement a été modifié pour que les inspections de fuite soient réalisées trois fois par année au lieu de quatre, et ce faisant, on tiendrait compte des difficultés opérationnelles en hiver. Le seuil d’émission des compresseurs alternatifs a été augmenté pour réduire les coûts de mise en conformité. Enfin, les mesures visant la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique ont été éliminées pour la Colombie-Britannique et l’Alberta, car il existe déjà des mesures s’appliquant à cette activité dans ces provinces.

En réponse aux commentaires des ONGE, le Ministère a modifié le seuil de conformité s’appliquant à l’évacuation des installations du projet de règlement afin d’éliminer la flexibilité de réduction en pourcentage et la remplacer par une norme absolue de 3 000 m³ pour les 12 derniers mois. Le seuil de la mise en œuvre des mesures de contrôle visant les pompes pneumatiques a été réduit pour viser un plus grand nombre de ces dispositifs et réduire davantage les émissions. Une règle obligatoire de capture et de conservation a été introduite qui s’applique à toutes les installations munies d’un compresseur. Le Ministère a inclus des exigences rigoureuses de tenue de registre dans le projet de règlement et serait en mesure d’exiger la production de rapports, au besoin, pour répondre aux préoccupations concernant l’application de la loi.

Commentaires reçus au cours de la période de consultation publique de 60 jours suivant la publication dans la GC-I et modifications apportées dans la version finale du Règlement

À la suite de la publication du projet de règlement le 27 mai 2017 s’est amorcée une période de consultation publique de 60 jours au cours de laquelle les parties intéressées ont été invitées à présenter des commentaires par écrit. Le projet de règlement a été affiché sur le site Internet du Registre environnemental de la LCPE du Ministère pour que les parties intéressées puissent y avoir facilement accès. Le Ministère leur a aussi envoyé un courriel pour les aviser de la période de consultation publique. Diverses parties intéressées, dont des associations industrielles et des associations de l’industrie pétrolière et gazière, des ONGE, des provinces et des municipalités, des entreprises de technologie propre et des organisations autochtones ont présenté 52 commentaires écrits.

Aperçu des commentaires reçus

En général, les parties intéressées de l’industrie pétrolière et gazière appuient toujours l’objectif environnemental du Règlement et l’objectif de réduction des émissions de méthane du gouvernement du Canada. Cependant, elles ont besoin d’une plus grande souplesse pour atteindre les réductions ciblées, se sont dites préoccupées par la rigueur des exigences, leur fardeau administratif et les conséquences possibles sur la compétitivité du secteur pétrolier et gazier canadien. Elles ont aussi demandé que l’inventaire national actuel des gaz à effet de serre soit amélioré pour mieux représenter les données les plus récentes sur les émissions. Les fournisseurs de technologie propre ont insisté sur l’importance de permettre aux entreprises pétrolières et gazières de recourir à des technologies innovantes afin de respecter les exigences du Règlement.

Les ONGE continuent d’appuyer le Règlement; toutefois, elles indiquent qu’un plus grand champ d’application et des exigences plus rigoureuses sont nécessaires. Elles souhaitent aussi que le Gouvernement du Canada rehausse la responsabilisation et exige une mesure directe des émissions plutôt qu’une estimation. Les chercheurs du milieu universitaire ont largement fait écho aux commentaires et aux recommandations formulés par les ONGE et ont fourni de nouvelles données sur les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier, qui révèlent des émissions plus importantes que celles déclarées actuellement. Une organisation autochtone a fourni des commentaires et des recommandations semblables à celles des ONGE.

Certains gouvernements provinciaux et certaines municipalités ont aussi formulé des commentaires sur le projet de règlement. Dans leurs commentaires, les provinces partageaient largement les préoccupations de l’industrie, en particulier pour ce qui est des enjeux liés à la compétitivité, de la nécessité d’une souplesse dans les approches et de l’amélioration de l’inventaire national actuel des gaz à effet de serre pour mieux représenter les données les plus récentes sur les émissions. Des commentaires précis ont également été fournis sur l’application du projet de règlement et la rigueur des exigences spécifiques. Les provinces qui font de l’exploitation extracôtière font remarquer que les exigences concernant le méthane pour le secteur pétrolier et gazier extracôtier ne devraient pas figurer dans le Règlement, et affirment que les activités pétrolières et gazières extracôtières du Canada devraient être réglementées par les lois de l’Accord et leurs règlements. Les municipalités, quant à elles, ont souligné qu’elles s’inquiétaient des répercussions économiques possibles de la réglementation du secteur pétrolier et gazier.

Des commentaires ont aussi été reçus sur les hypothèses et l’estimation des coûts de la section « Coûts et avantages » du Résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR). En réponse à ces commentaires, le Ministère a consulté les parties intéressées pour veiller à ce que les hypothèses sur lesquelles reposent la modélisation et les paramètres utilisés dans l’analyse soient bien compris. Pour dissiper les préoccupations des parties intéressées, la version définitive du RÉIR comprend une mise à jour et des clarifications sur les coûts de mise en conformité, l’estimation des émissions de méthane de base et l’attribution de l’action de l’industrie indépendante.

Aperçu des modifications apportées au Règlement

Le Ministère a modifié certains aspects du projet de règlement à la suite d’une analyse en profondeur des commentaires formulés par les parties intéressées et de la forte mobilisation qui a suivi. Ces modifications portent principalement sur des exigences précises et ne sont pas des changements généraux apportés à la rigueur des exigences du Règlement. Ces modifications concernent certaines difficultés techniques liées à la conformité soulevées par les parties intéressées du secteur industriel, offrent plus de souplesse dans la mise en conformité, réduisent le fardeau administratif et les coûts de mise en conformité et permettent d’optimiser les réductions d’émissions de méthane avec moins d’exigences. Un résumé de ces modifications est présenté dans la section Description ci-dessous et est accompagné d’une discussion plus approfondie pour chaque source.

Dans l’ensemble, les modifications au Règlement abaissent les réductions de méthane escomptées (en équivalent CO₂) attribuables au projet de règlement de 0,98 Mt d’ici 2025, comparativement aux réductions prévues du projet de règlement. Le gouvernement du Canada pourra toujours atteindre son objectif de réduction du méthane émis par le secteur pétrolier et gazier de 40 % à 45 % par rapport au niveau de 2012 d’ici 2025, à la suite de l’entrée en vigueur du Règlement. À la suite de ces modifications, les coûts de conformité ont été réduits d’environ 500 millions de dollars sur la période de l’analyse.

Analyse et réponses à certains commentaires reçus des parties intéressées

Le Ministère a analysé tous les commentaires reçus des parties intéressées, et dans plusieurs cas, a modifié certains éléments du Règlement. Cette analyse ainsi qu’une description des modifications intégrées à la dernière version du Règlement sont présentées ci-dessous.

Évacuation

Limite d’évacuation

Les parties intéressées du secteur industriel ont proposé une limite d’évacuation par installation de 250 m³ par jour comparativement à la limite de 250 m³ par mois du projet de règlement. Cette limite proposée comprendrait toutes les émissions évacuées, y compris celles provenant des dispositifs pneumatiques et des compresseurs. Par ailleurs, elles ont aussi suggéré une moyenne par parc pour les installations servant à la production à froid de pétrole lourd (méthode CHOPS) avec sables pétrolifères. Les ONGE ont recommandé de renforcer les exigences liées à l’évacuation.

Le Ministère a augmenté la limite d’évacuation de 250 m³ par mois à 1 250 m³ par mois dans la version finale du Règlement pour dissiper les préoccupations du secteur industriel. Dans bon nombre de cas, pour réduire les émissions des réservoirs en toute sécurité, surtout pour les faibles volumes, il faut un investissement en capital important pour obtenir une faible réduction d’émissions. La limite plus grande, tout en n’étant pas aussi élevée que la limite proposée par les intervenants de l’industrie, permettra à de nombreuses installations de pétrole brut de taille moyenne et petite de poursuivre l’évacuation des gaz des réservoirs de stockage sans la nécessité d’un régulateur d’évacuation sur ces réservoirs, tant et aussi longtemps que les autres sources de gaz évacués de l’installation sont régulées, suffisamment pour respecter la limite d’évacuation.

Le Ministère a examiné une limite d’évacuation d’une installation qui se serait appliquée aux émissions des dispositifs pneumatiques et des compresseurs, mais ne l’a pas jugée acceptable en raison de la grande variabilité de conception et d’utilisation de ces pièces d’équipement dans tous les types d’installations pétrolières et gazières. Le Règlement prescrira plutôt des normes distinctes pour l’équipement qui garantiront une gestion plus prévisible de l’évacuation intentionnelle systématique des rejets gazeux dans les sites ayant différents équipements.

En ce qui concerne la demande de l’industrie d’utiliser une approche par moyenne du parc, la norme proposée par l’industrie n’entraînerait pas la contribution requise de ce secteur pour atteindre les objectifs réglementaires. De plus, étant donné que les émissions d’évacuation varient considérablement au fil du temps dans les installations et dans la population des installations, aucune norme particulière ne peut être appliquée au niveau de la flotte pour réaliser les réductions d’émissions continues précises. Une telle approche nécessiterait des modifications périodiques qui contribueraient à l’incertitude permanente et à la charge administrative.

Exemptions

Plusieurs entreprises gazières et pétrolières ont demandé à être partiellement ou complètement exemptées de la limite d’évacuation proposée pour ce qui est des installations exploitant les sables bitumineux in situ par méthode thermique et des installations de stockage et de transport du gaz naturel, ou à être réglementées au moyen d’une exigence de conservation annualisée de 95 % au lieu d’une limite d’évacuation. Par ailleurs, les parties intéressées du secteur industriel ont souhaité obtenir une exemption relative aux réservoirs de stockage.

Le Ministère concède qu’il serait difficile pour certaines installations de se conformer à la limite d’évacuation proposée en raison de leur configuration. Il a été prévu d’atténuer certaines de ces difficultés de mise en conformité par la hausse de la limite d’évacuation, qui passe de 250 m³ à 1 250 m³ par mois. En outre, le Ministère a aussi précisé les sources d’émissions pour lesquelles la limite d’évacuation ne s’applique pas, notamment les sources d’émissions évacuées déjà visées par d’autres articles du Règlement. La limite d’évacuation révisée étant de 1 250 m³ par mois, bon nombre d’installations de pétrole brut de taille moyenne ou petite seront dorénavant en mesure de poursuivre l’évacuation non contrôlée des réservoirs de stockage sans dépassement de la limite d’évacuation, si les autres sources d’émissions évacuées de l’installation sont convenablement contrôlées.

Seuil du potentiel d’émission et de surplus de gaz

Les parties intéressées du secteur industriel se sont dites préoccupées par le seuil de potentiel d’émission proposé de 60 000 m³ par année, à partir duquel s’appliquent certaines exigences, dont celles relatives à l’évacuation. Par ailleurs, le secteur industriel a proposé que le seuil du potentiel d’émission soit éliminé ou fondé sur les 12 mois précédents ou sur une moyenne mobile sur trois mois.

Les ONGE craignent une sous-déclaration des émissions évacuées et ont proposé que le seuil de potentiel d’émission ne s’applique qu’aux installations qui mesurent directement le volume de gaz évacué et que l’exemption relative à ce seuil s’appliquant aux installations qui estiment directement les volumes de gaz au lieu de les mesurer directement soit éliminée.

Un chercheur du milieu universitaire a suggéré au Ministère d’inclure les volumes de carburant dans le calcul du seuil des gaz de surplus pour que les volumes de gaz évacués ne soient pas déclarés à tort comme étant une utilisation de carburant. Il a aussi proposé d’inclure tous les volumes d’émissions évacuées par les sites (y compris celles des dispositifs pneumatiques, des compresseurs, etc.) dans le calcul du seuil des gaz de surplus. Selon lui, il faudrait aussi éliminer le seuil des gaz de surplus et n’utiliser que le seuil du potentiel d’émission, seuil au-delà duquel les exigences relatives à la réduction des émissions d’évacuation s’appliquent. Un grand nombre de parties intéressées du secteur industriel et des ONGE ont demandé au Ministère de clarifier le but de ces seuils, ainsi que la façon de les calculer et les utiliser.

Selon le Ministère, le recours à ces deux seuils demeure une approche valable, car les émissions évacuées seraient réduites de manière rentable, et il importe de les utiliser pour établir les exigences relatives à l’évacuation, mais il convient qu’il est pertinent de réduire la période de calcul du potentiel d’émission qui passe des cinq dernières années à l’année civile précédente. Pour clarifier davantage l’objectif et l’utilisation de ces deux seuils, le Ministère inclura une description détaillée de chacun dans un document d’orientation distinct sur la conformité à la réglementation.

Exactitude de l’estimation des gaz

Les parties intéressées du secteur industriel ont formulé des réserves quant aux exigences relatives à la mesure directe obligatoire de tous les flux gazeux dépassant 500 m³ par jour par toutes les installations de pétrole lourd, au lieu du seuil de mesure directe actuel de 2 000 m³ par jour exigé par les autorités provinciales.

Les ONGE ont recommandé que les exploitants mesurent directement plutôt qu’estiment la production totale de gaz (soit tous les gaz utilisés comme carburant, les gaz vendus, les gaz de tubage de surface évacués et tous les gaz évacués d’un réservoir) de toutes les installations classiques de production de pétrole lourd. Si une mesure directe n’est pas exigée, les ONGE recommandent que l’exploitant mène un essai de sept jours pour déterminer la proportion gaz-pétrole du puits. Actuellement, pour leur mesure, les provinces exigent une période d’essai de seulement 24 heures pour déterminer la proportion gaz-pétrole.

Par conséquent, le Ministère a assoupli les exigences et a apporté une précision accrue lorsqu’il a modifié les exigences liées à l’estimation des gaz s’appliquant aux installations de pétrole lourd. Trois options sur la mesure ou l’estimation des gaz ont été ajoutées : mesure directe du flux gazeux, recours à un protocole d’estimation plus rigoureux de la proportion gaz-pétrole ou utilisation d’un algorithme préassigné de calcul de la proportion gaz-pétrole pour déterminer la quantité de gaz produite par l’installation.

Détection et réparation des fuites

Champ d’application du secteur pétrolier et gazier

Le Ministère a reçu de nombreux commentaires de la part des parties intéressées du secteur industriel sur les types d’installations auxquelles devraient s’appliquer les exigences relatives à la DRF. Le secteur du transport par pipeline a soulevé certaines préoccupations à propos de l’inspection ou de la réparation de beaucoup d’endroits éloignés difficiles d’accès et a proposé que les petites stations de compression éloignées, les stations avec vannes et les stations de mesure sur les pipelines soient exemptées de ces exigences. Le secteur de production en amont soutient que l’exemption proposée visant les installations munies d’une seule tête de puits devrait aussi s’appliquer aux installations qui disposent d’une seule tête de puits dotée d’une station de mesure. Une association du secteur industriel a mentionné que les grandes installations pétrolières et gazières déjà assujetties aux exigences de l’Environmental Protection and Enhancement Act (EPEA) de l’Alberta devraient être exemptées des exigences liées à la DRF. Une ONGE a demandé que les inspections visant la DRF soient exigées pour tous les puits abandonnés.

L’analyse du Ministère indique que le fait de soumettre les situations dans lesquelles on dispose d’un équipement de mesure des gaz à l’exemption concernant les têtes de puits uniques réduirait les coûts de mise en conformité et n’aurait aucune incidence importante sur la réduction des émissions. De même, l’exemption relative aux stations avec vannes, qui consiste uniquement à fermer des vannes sur des pipelines de transport devrait se traduire par une diminution des coûts d’inspection tout en préservant au maximum les réductions d’émissions. Ces installations ont donc été exemptées des exigences liées à la détection de fuites.

Les stations de mesure et les petites stations de compression peuvent être munies d’une grande quantité d’équipement de surface qui peut fuir, dont des compresseurs, des appareils de chauffage, des réducteurs de pression, des régulateurs et des réservoirs de stockage de condensats. L’analyse du Ministère montre que les stations de mesure et les petites stations de compression sont d’importantes sources d’émissions de méthane. C’est pourquoi les stations de mesure et les petites stations de compression ne seront pas exemptées des exigences liées à la DRF.

Les conditions de l’EPEA sont appliquées au cas par cas, tandis que le Règlement exige des inspections périodiques pour tous les types d’installations, et a établi une norme pour la fréquence des inspections, laquelle est la même pour tous les types d’installations. Par conséquent, les installations en Alberta déjà soumises à une approbation en vertu de l’EPEA ne seront pas exemptées des exigences liées à la DRF.

Concernant les puits abandonnés, le Ministère note que parce que ces puits peuvent encore émettre des hydrocarbures, ils sont considérés comme un équipement assujetti aux exigences de la DRF s’ils sont situés dans un site où la production et la réception des gaz dépassent le seuil du potentiel d’émission de 60 000 m³ par année.

Instruments autorisés pour l’inspection et approche globale de conception de la DRF

Les parties intéressées du secteur industriel ont fortement exprimé la nécessité d’envisager une plus grande souplesse qui s’appliquerait aux exigences d’inspection, et le Ministère devrait permettre d’autres méthodes d’inspection, notamment une surveillance continue et des relevés plus fréquents de plus faible sensibilité, comme des relevés aériens, par satellite ou par véhicule mobile. Dans bon nombre de commentaires, il est mentionné que le processus d’approbation des instruments de détection des fuites décrit dans le projet de règlement est coûteux et ne permet pas l’adoption de technologies innovantes. Dans d’autres commentaires, les parties intéressées ont demandé que le libellé soit modifié pour obtenir un résultat équivalent plutôt que le recours à une technologie équivalente.

Le Ministère convient que le recours à d’autres méthodes d’inspection devrait être une option lorsqu’il a été démontré que des réductions d’émissions équivalentes sont obtenues, car dans le futur, il se peut fort bien que des avancées dans la détection des fuites réduisent les coûts associés à la DRF. Le Ministère a modifié le libellé pour permettre aux parties réglementées de prouver à l’aide d’une démonstration que le recours à une autre méthode peut aboutir à un résultat équivalent à ceux qui sont décrits dans les exigences du Règlement.

Composantes visées

Selon le secteur industriel, certains types de composantes d’équipement devraient être assujettis aux exigences de la DRF. Dans certains commentaires, des intervenants ont demandé à ce que les composantes inaccessibles (par exemple composantes d’équipement difficiles à atteindre de façon sécuritaire à l’aide d’un instrument de surveillance portable) soient exemptées. Les ONGE souhaitent que l’équipement conçu pour les émissions évacuées fasse explicitement l’objet d’inspections de la DRF.

Pour répondre à ces préoccupations, le Ministère a révisé le projet de règlement pour inclure certaines flexibilités. Les composantes d’équipement peuvent dorénavant être exemptées d’une inspection de DRF si l’exploitant de l’installation juge que leur inspection est « non sécuritaire », autant avec un instrument de surveillance portable qu’avec une caméra d’imagerie optique des gaz. Or, la technologie d’imagerie optique des gaz permet une imagerie de la plupart des composantes d’équipement à partir de différents points d’observation sécuritaires. Il n’y aura donc aucune exemption pour les composantes inaccessibles.

Pour ce qui est d’inclure tout l’équipement conçu pour l’évacuation des gaz, le Règlement contient d’autres obligations prévues pour restreindre l’évacuation intentionnelle des gaz provenant d’équipement comme les dispositifs pneumatiques et les compresseurs. Comme certaines émissions évacuées de façon intentionnelle peuvent être difficiles à distinguer des fuites accidentelles, le Règlement a été modifié pour exclure expressément les émissions évacuées de façon intentionnelle, lorsque d’autres limites d’évacuation s’appliquent à ces émissions.

Fréquence et moment des inspections

Certains intervenants du secteur industriel ont demandé que la fréquence des inspections soit réduite et que le règlement recoure à une approche fondée sur le risque et sur le rendement antérieur des installations ou du type d’équipement. Les ONGE sont d’avis que les inspections devraient être réalisées tous les trimestres, mais tous les mois pour les installations d’envergure, pour s’harmoniser avec les programmes des États et des entreprises américaines de premier plan.

D’après le Ministère, le rendement antérieur de la DRF n’est pas un facteur prédictif du rendement futur, car les fuites sont aléatoires et imprévisibles. C’est la raison pour laquelle le Ministère n’a pas adopté d’approche fondée sur le risque. L’analyse du Ministère indique que les réductions d’émissions obtenues avec trois inspections par année justifient le coût de ces dernières, mais avec de plus fréquentes inspections, le règlement n’aurait obtenu qu’une réduction minimale des émissions compte tenu des coûts importants encourus.

Délai de la réparation des fuites

Les commentaires reçus de l’Office des hydrocarbures extracôtiers du Canada et du secteur de l’exploitation extracôtière soulignaient le contexte unique des exploitants d’hydrocarbures extracôtiers, en particulier la difficulté de réparer l’équipement spécialisé dans le délai mentionné dans le Règlement. Le secteur du transport demande que les réparations se fassent dans un délai raisonnable lorsque la fermeture d’un pipeline de transport est impossible.

Le Ministère a modifié le délai des réparations en milieu extracôtier pour que toutes les réparations puissent se faire dans un délai de 730 jours. Pour ce qui est de la difficulté de réparer de l’équipement spécialisé dans des circonstances atténuantes, le Règlement a été adapté pour conférer au ministre le pouvoir de délivrer un permis renouvelable qui accorderait un plus grand délai aux exploitants de zones côtières et extracôtières pour faire les réparations.

Dispositifs pneumatiques

Application de la limite d’évacuation aux dispositifs pneumatiques

Les intervenants du secteur industriel ont suggéré d’appliquer une limite globale d’évacuation aux dispositifs pneumatiques et d’éliminer les exigences liées aux régulateurs et aux pompes pneumatiques. Selon les ONGE, il faut inclure les émissions de ces dispositifs dans la limite d’évacuation pour qu’elles soient prises en compte et pour que la limite d’évacuation exclue les installations qui se situent vraiment sous cette limite.

Le Ministère maintiendra la réglementation touchant les émissions provenant des régulateurs et des pompes pneumatiques. Selon le Ministère, l’exploitant dispose déjà d’une souplesse suffisante qui lui permet de choisir la façon de réduire les émissions pour se conformer aux exigences liées aux dispositifs pneumatiques, notamment le passage à des dispositifs électriques ou l’acheminement des émissions vers un dispositif de conservation ou de destruction. Cette approche ne nécessite pas de quantification des émissions provenant de dispositifs pneumatiques, laquelle aurait été nécessaire s’il avait fallu les inclure dans une limite d’évacuation, mais cela aurait augmenté le fardeau administratif.

Régulateurs à émission zéro

Le secteur industriel a recommandé d’éliminer les exigences visant les régulateurs zéro émission dans les installations n’ayant pas accès à l’électricité. D’après les ONGE, ces exigences devraient s’appliquer à un plus grand nombre d’installations, et les ONGE ont relevé d’autres critères qui, outre le seuil lié à la puissance nominale du compresseur, pourraient servir à cibler les installations d’envergure.

L’analyse menée par le Ministère a permis de déterminer que les avantages associés à l’obligation d’utiliser des régulateurs zéro émission ne justifiaient pas de coûts supplémentaires importants. Par conséquent, le Ministère a décidé d’éliminer l’exigence liée aux régulateurs pneumatiques zéro émission et exige plutôt que les régulateurs des installations respectant le seuil du potentiel d’émission soient assujettis à la limite du taux de purge nominal de 0,17 m³ par heure.

Mesure des émissions des régulateurs

Les ONGE ont recommandé d’exiger la mesure du taux de purge de tous les régulateurs, car des études indiquent que ces dispositifs émettent souvent plus d’émissions que prévu. Le Ministère reconnaît que c’est souvent le cas lorsque les dispositifs ne sont pas exploités conformément aux spécifications du fabricant. Le projet de règlement exigeait que le dispositif soit exploité selon les paramètres précisés par le fabricant, et le Ministère a déterminé que, s’il est exploité adéquatement, il n’est pas nécessaire de mesurer le taux d’émission pour démontrer la conformité.

Il a également été signalé que les spécifications de fonctionnement du fabricant s’appliquant à ces régulateurs ne sont pas toujours disponibles ou applicables, par exemple s’ils ont été modifiés pour une application donnée. Pour garantir la conformité dans ces circonstances, il faudra démontrer que tous les régulateurs sans spécification de fonctionnement présentent un taux de purge inférieur à la limite, ce qui peut se faire par une mesure directe du taux de purge statique.

Seuil relatif à la quantité de liquide pompée

Les ONGE s’inquiétaient du fait que le seuil de 20 L par jour et par pompe pourrait être contourné par l’usage de plusieurs pompes plus petites au lieu d’une grande pompe. Pour qu’il soit impossible d’utiliser cette voie, le seuil de 20 L par pompe a été remplacé par un seuil de 20 L par site. Ainsi, il ne sera plus possible de recourir à plusieurs pompes sans dépasser le seuil.

Compresseurs

Approche faisant appel à la moyenne pour le parc

Le secteur industriel a proposé de recourir à une limite moyenne des émissions du parc s’appliquant aux compresseurs afin de réduire les émissions des compresseurs au lieu des limites fixes précisées dans le projet de règlement.

L’analyse du Ministère indique que les fuites par les joints du compresseur varient au fil du temps, car les paramètres de fonctionnement et la pression du compresseur à la décharge, par exemple, changent de façon aléatoire lorsque le joint s’use. Pour quantifier de manière exacte la moyenne des émissions du parc, il serait nécessaire d’effectuer un suivi continu des émissions, ainsi que des périodes au cours desquelles le compresseur est sous pression. En raison du fardeau administratif qui en résulte et des coûts accrus associés à la surveillance et au suivi des données, l’approche de la moyenne des émissions du parc n’a pas été envisagée comme une option viable.

Flexibilités générales

Les intervenants du secteur industriel estiment qu’il faudrait définir les nouveaux compresseurs comme étant ceux ayant été installés à partir de 2025 — les ONGE ont suggéré que cette date devrait être 2019 — et non ceux qui ont été installés à partir du 1^er janvier 2020. L’analyse du Ministère semble indiquer qu’une date antérieure se traduirait par un gain minimal des réductions d’émissions, alors qu’une date postérieure permettrait la commercialisation de technologies innovantes, ce qui pourrait réduire les coûts opérationnels, car les composantes auraient une plus longue durée de vie ou seraient moins susceptibles de fuir. D’après les discussions avec les fabricants de joints de compresseurs, ces nouvelles technologies pourraient être commercialisées d’ici 2023. Par conséquent, le Ministère a défini les nouveaux compresseurs comme étant ceux installés à partir du 1^er janvier 2023.

Les intervenants du secteur industriel estiment qu’il n’est pas toujours possible d’appliquer une mesure corrective dans les 30 jours suivant une prise de mesure dans le cas des compresseurs alternatifs. Selon eux, cette mesure corrective devrait être apportée dans les 90 jours comme c’est le cas pour les compresseurs centrifuges. L’analyse du Ministère montre qu’un plus grand délai, dans le cas des compresseurs alternatifs, a un effet minime sur les émissions et améliore les conditions de mise en œuvre de l’industrie. Un changement a donc été apporté au Règlement pour qu’une mesure corrective puisse maintenant être apportée dans les 90 jours suivant la prise de la mesure.

Le secteur industriel a recommandé l’option d’un suivi continu pour remplacer le besoin de mesurer les émissions tous les ans. Comme certains compresseurs sont déjà munis d’un dispositif de surveillance continue, le Ministère est d’avis que le remplacement des mesures annuelles par une surveillance continue réduira les coûts de l’industrie aux installations où ces dispositifs sont déjà installés, tout en permettant les prises de mesures. Le Ministère a donc ajouté l’option de remplacer les mesures annuelles lorsque les dispositifs utilisés pour la surveillance continue sont dotés d’une alarme réglée à la limite réglementaire qui s’applique.

Exemptions

Les intervenants du secteur industriel affirment que les compresseurs centrifuges munis de joints d’étanchéité secs devraient être exemptés des exigences, car l’utilisation de joints secs est une norme de l’industrie. En effet, les compresseurs centrifuges modernes sont munis de joints secs. Cependant, le Ministère souligne le fait que les fabricants ont confirmé que les joints secs finissent par se détériorer. Par conséquent, les joints demeureront assujettis à un seuil.

Ces parties intéressées proposent d’inclure l’exemption pour les petits compresseurs et ceux à faible usage, dont les compresseurs qui sont utilisés moins de 5 % du temps, les petits compresseurs qui présentent une puissance au frein nominale inférieure à 75 kW et les compresseurs dotés de moins de quatre cylindres. D’après l’analyse du Ministère, les compresseurs de moins de quatre cylindres représentent 17 % des émissions de méthane issues des compresseurs — une valeur qui est considérée comme trop importante pour justifier une exemption. Toutefois, comme les compresseurs sous pression moins de 5 % du temps et ceux dont la puissance au frein nominale est inférieure à 75 kW représentent seulement 1 % des émissions, ils ont une incidence minime sur la réduction des émissions. C’est la raison pour laquelle le Ministère a exempté les compresseurs sous pression moins de 5 % du temps et ceux dont la puissance au frein nominale est inférieure à 75 kW.

Limites visant les évents d’un compresseur

Selon les ONGE, une limite plus faible visant les évents de compresseur de 0,015 m³ par minute par garniture de tige devrait être établie pour les compresseurs alternatifs afin que de plus grandes réductions d’émissions soient obtenues. Le secteur industriel est d’avis que la limite visant les évents de compresseur devrait être augmentée à 0,033 m³ par minute par garniture de tige. Ce secteur a aussi mentionné qu’il est impossible pour les grands compresseurs centrifuges de respecter la limite proposée et que cette dernière devrait donc être augmentée.

L’analyse du Ministère a confirmé qu’il est impossible pour les compresseurs centrifuges d’envergure de respecter la limite proposée de 0,34 m³ par minute par compresseur et que la hausse de la limite visant les compresseurs centrifuges a des conséquences minimes sur la réduction des émissions. Quant à la limite visant les compresseurs alternatifs, d’autres intervenants du secteur industriel ont confirmé que la limite est atteignable et qu’il n’est pas nécessaire de la réduire pour respecter l’objectif de réduction des émissions. Le Ministère a donc augmenté la limite visant les évents de grands compresseurs centrifuges ayant une puissance au frein nominal d’au moins 5 MW à 0,68 m³ par minute par compresseur. Par ailleurs, la limite de 0,34 m³ par minute par compresseur pour les compresseurs centrifuges dont la puissance au frein nominale est inférieure à 5 MW et celle de 0,023 m³ par minute par garniture de tige pour les compresseurs alternatifs demeurent les mêmes que celles du projet de règlement.

Voies de conformité

Le secteur industriel, dans ses commentaires, affirme que la conservation des gaz n’est pas toujours faisable dans le cas des nouveaux compresseurs ou aux installations existantes et que la destruction (c’est-à-dire la combustion ou le torchage) devrait être une option de mise en conformité acceptable.

L’analyse du Ministère indique que s’il est permis de détruire pour tous les nouveaux compresseurs et si une limite d’émissions est établie pour les nouveaux compresseurs, l’incidence sera minime sur la réduction des émissions. Ces limites sont de 0,001 m³ par minute par garniture de tige pour les nouveaux compresseurs alternatifs et de 0,14 m³ par minute par compresseur pour les nouveaux compresseurs centrifuges, ce qui équivaut à une exigence de destruction ou de capture de 95 %.

Complétion des puits impliquant la fracturation hydraulique

Exemptions

Les ONGE se disent préoccupées par le fait que dans le projet de règlement, l’Alberta et la Colombie-Britannique sont exemptées des exigences visant la complétion des puits impliquant la fracturation hydraulique, car elles estiment que les exigences provinciales visant cette source d’émission n’aboutissent pas aux mêmes réductions que l’exigence du gouvernement fédéral. Le secteur industriel, en revanche, était en faveur de cette exemption. Aucune modification n’a été apportée au Règlement puisque l’analyse du Ministère révèle que les émissions provenant de la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique sont minimes dans ces deux provinces en raison de mesures déjà en place.

D’après l’industrie, il est impossible de conserver les gaz provenant du reflux lorsque de l’azote et du dioxyde de carbone sont utilisés au cours de la fracturation, car ces gaz peuvent causer des problèmes significatifs dans les usines ou les installations en aval. La présence d’azote et de dioxyde de carbone empêche également la combustion du gaz. En réponse à ce commentaire, le Ministère a modifié le Règlement pour permettre l’évacuation des gaz durant la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique lorsque les gaz ne peuvent pas maintenir la combustion.

Commentaires généraux

Pour une conservation obligatoire des gaz

Les ONGE ont réclamé la conservation obligatoire des gaz dans les exigences relatives à l’évacuation des gaz par l’installation et à la complétion de puits, en raison de préoccupations touchant les émissions de dioxyde de carbone et de carbone noir issues de la combustion. Le Ministère a décidé de permettre la destruction des gaz dans la version finale du Règlement, car la destruction est une bonne méthode réduisant les émissions de méthane. Dans certains cas, les installations de pétrole lourd n’ont d’autre choix que de détruire les gaz en excès évacués, car aucune infrastructure rentable n’est actuellement en place pour permettre la conservation.

Dates d’entrée en vigueur

Le secteur industriel a demandé de retarder les dates d’entrée en vigueur des exigences pour disposer de plus de temps pour s’adapter. Les ONGE ont recommandé d’agir plus tôt et de devancer les dates d’entrée en vigueur.

Le Ministère fait remarquer que le Règlement avait été planifié à l’origine pour entrer en vigueur en 2018 et en 2020 pour faire suite à l’engagement de 2016 du gouvernement du Canada. Les dates d’entrée en vigueur de 2020 et de 2023 ont été choisies pour que les provinces intéressées aient le temps pour mettre la dernière main aux régimes réglementaires et, s’il y a lieu, de négocier des ententes d’équivalence avec le gouvernement du Canada. Ces dates font aussi suite aux demandes du secteur industriel qui souhaite avoir le temps nécessaire pour se préparer à la mise en conformité, notamment être en mesure d’étaler les coûts de la modernisation, de mieux gérer les changements opérationnels et de profiter des programmes incitatifs provinciaux, comme l’exemption d’une taxe ou d’une redevance sur le carbone, l’obtention d’indemnités de compensation en Alberta et d’un crédit de taxe de redevance en Colombie-Britannique.

Exigences en matière d’enregistrement

Les intervenants de l’industrie ont souligné que les exigences en matière d’enregistrement reprennent des éléments des rapports provinciaux et qu’elles devraient donc être réduites ou supprimées. Ils ont également suggéré que les renseignements relatifs à l’équipement devraient être conservés dans les registres des entreprises et fournis sur demande au gouvernement. Les intervenants ont également souligné que le délai d’enregistrement de 60 jours serait difficile à respecter.

Afin de réduire au minimum le fardeau administratif, le Ministère a modifié les exigences d’enregistrement de sorte que les installations qui déclarent déjà à une entité approuvée n’auront pas besoin de fournir un rapport d’enregistrement complet en vertu de la réglementation fédérale, ce qui réduira le nombre d’enregistrements soumis au Ministère. Certains éléments de l’enregistrement, comme les registres d’équipement au niveau des installations, ont été modifiés en éléments de consignation des renseignements ailleurs dans le Règlement. Pour améliorer la marge de manœuvre, le Ministère a repoussé le délai d’enregistrement à 120 jours après le premier jour de production.

Installations extracôtières

Les intervenants de l’industrie, les offices extracôtiers et les provinces ont fait savoir que des conditions opérationnelles, logistiques et de sécurité uniques s’appliquent aux installations extracôtières et que ces conditions exigent une approche différente de celle utilisée pour les installations pétrolières et gazières en amont. Étant donné l’environnement unique dans lequel sont menées les activités pétrolières et gazières extracôtières ainsi que les configurations particulières de ces activités, une section sur les exigences propres au milieu extracôtier a été ajoutée au Règlement. Cette nouvelle section prévoit une certaine latitude pour les délais relatifs aux inspections de DRF et à la réparation des fuites. Comme pour les exigences générales en matière de DRF, d’autres méthodes d’inspection sont maintenant permises et la fréquence des inspections de DRF est passée de trois à une par année. Les exploitants seront maintenant en mesure de soumettre une demande de permis afin d’obtenir plus de temps pour effectuer des réparations.

Impacts réglementaires

Coûts de la conformité

Plusieurs intervenants de l’industrie ont indiqué que le Ministère a sous-estimé les coûts de conformité attribuables au projet de règlement. Nombre d’intervenants ont indiqué que le coût de la conformité aux exigences en matière de DRF serait beaucoup plus élevé que les estimations du Ministère. Les commentaires portaient également sur les estimations du coût de l’équipement, comme les dispositifs pneumatiques. De plus, les ONGE ont indiqué que le Ministère a surestimé les coûts de l’équipement de conservation afin de respecter les exigences en matière d’évacuation.

Le Ministère a réalisé un examen complet des hypothèses en matière de coûts utilisées dans l’analyse du projet de règlement. Cet examen a compris la détermination des principales données relatives aux coûts remises en question et la consultation de multiples sources afin de déterminer si ces données devaient être révisées. Des mises à jour ont été apportées à l’analyse des coûts afin de mieux tenir compte des données probantes les plus récentes. Ces mises à jour comprennent une augmentation du temps supposé nécessaire pour réaliser les vérifications pour la détection des fuites, une augmentation des coûts supposés nécessaires pour remplacer les garnitures de tige aux fins de conformité aux exigences relatives aux compresseurs ainsi qu’une diminution du coût des équipements aux fins de conformité aux exigences en matière d’évacuation. De plus, le coût estimatif des dispositifs pneumatiques pour se conformer au projet de règlement a été augmenté. Par contre, le Règlement ne requiert plus de dispositifs pneumatiques zéro émission, ce qui diminue les coûts aux fins de conformité. Une ventilation des coûts mise à jour a été communiquée à l’industrie, aux ONGE et aux fournisseurs de services pour obtenir d’autres commentaires avant la finalisation de l’analyse.

Estimations de référence des émissions de méthane

Plusieurs ONGE et universitaires ont suggéré que le Ministère réévalue les estimations de référence des émissions de méthane à la suite des études récentes menées par la Fondation David Suzuki et l’Université Carleton, selon lesquelles les émissions sont très supérieures aux estimations du Ministère.

Les émissions de méthane sont estimées dans le Rapport d’inventaire national, conformément aux directives internationales en matière de déclaration et aux méthodes convenues par la CCNUCC, y compris les procédures méthodologiques et les directives prescrites par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Les études citées fournissent des preuves convaincantes selon lesquelles les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier sont beaucoup plus élevées que celles déclarées, mais elles ne fournissent pas les données sur les sources nécessaires pour mettre à jour les estimations présentées dans l’inventaire. Afin de tenir compte de la possibilité que les émissions de méthane soient supérieures aux estimations du Ministère, une analyse de sensibilité a été réalisée pour mieux comprendre l’incidence d’émissions de méthane de référence supérieures. Cette analyse est présentée dans la section Avantages et coûts du présent document.

Mesures précoces de l’industrie

Les intervenants de l’industrie ont précisé que les données récentes montrent des réductions importantes sur le plan de l’évacuation au niveau des installations dans le secteur pétrolier et gazier en amont. Ils ont formulé des préoccupations selon lesquelles ces réductions n’ont pas été prises en compte dans l’analyse du projet de règlement.

Les données des rapports provinciaux récents indiquent que des réductions importantes ont été obtenues par l’intermédiaire d’une augmentation de l’effort de conservation relatif aux gaz dissous dans les installations pétrolières et gazières. Par conséquent, l’analyse attribue maintenant les réductions des émissions attribuées précédemment au Règlement aux mesures prises par l’industrie.

L’analyse avec cet ajustement par rapport aux données de référence démontre qu’après cette attribution des réductions à l’industrie il existe toujours un besoin de mesures réglementaires pour atteindre l’objectif du Canada en matière de réduction des émissions de méthane.

Compétitivité de l’industrie pétrolière et gazière

Plusieurs intervenants de l’industrie ont formulé des préoccupations selon lesquelles le Règlement créerait des difficultés en matière de compétitivité pour le secteur pétrolier et gazier. Ils ont notamment mentionné que les différences potentielles entre les exigences de réduction du méthane des États-Unis et du Canada ont le potentiel d’éloigner les investissements de l’industrie pétrolière et gazière du Canada. De plus, des préoccupations concernant l’incidence des coûts cumulatifs de ces exigences réglementaires et d’autres exigences réglementaires ont été soulevées en tant que problème additionnel pouvant avoir une incidence sur la compétitivité du secteur.

En réponse à l’incidence possible du Règlement sur les finances et la compétitivité, plusieurs éléments offrant une plus grande marge de manœuvre ont été inclus. Par exemple, les normes qui exigeront un investissement important en immobilisations, comme les exigences en matière d’évacuation des installations de production et les exigences relatives aux régulateurs et aux pompes pneumatiques, n’entreront en vigueur qu’en 2023, ce qui donnera aux entreprises du temps pour s’ajuster. Le Règlement permettra également aux installations qui font face à des défis techniques ou économiques liés au respect de la norme relative aux pompes pneumatiques de demander un permis d’exemption à délai déterminé. En outre, le Ministère a modifié le Règlement en fonction des modifications proposées dans la Partie I de la Gazette du Canada qui réduisent d’environ 500 millions de dollars les coûts de la conformité au cours de la période d’analyse.

Lorsque le Règlement entrera en vigueur pour les installations nouvelles et existantes en 2020 et en 2023, il y aura concordance générale avec les mesures prises aux États-Unis, en fonction des exigences actuellement en vigueur dans ce pays. Depuis 2012, l’EPA des États-Unis réglemente l’évacuation des gaz des réservoirs, la complétion de puits avec fracturation hydraulique, les dispositifs pneumatiques à faible ventilation, la ventilation des compresseurs et les émissions fugitives des nouvelles installations pétrolières et gazières extracôtières. Compte tenu des investissements annuels réalisés pour maintenir et accroître la production de pétrole brut et de gaz naturel, ces exigences devraient s’appliquer à la plupart des installations existantes d’ici 2023. Il y a généralement concordance entre les sources d’émission couvertes par les deux régimes réglementaires. De plus, la majorité des activités de production pétrolière et gazière aux États-Unis sont assujetties à des exigences d’évacuation plus générales à l’échelle des États, et certains de ceux-ci, comme la Pennsylvanie, la Californie et le Colorado, prennent des mesures supplémentaires pour gérer les émissions fugitives.

L’analyse du Ministère estime qu’environ 90 % des coûts de conformité associés aux règlements fédéraux finaux et proposés touchant le secteur pétrolier et gazier [y compris le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques et le Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (Secteur pétrolier)] de 2018-2035 sont attribuables au Règlement. Par conséquent, les impacts sur la compétitivité du secteur pétrolier et gazier, au-delà de ceux décrits dans la section Compétitivité ci-dessus, ne devraient pas être importants. Bien que l’analyse du Règlement ne tienne pas compte de l’incidence cumulative des mesures futures, le Règlement sera inclus dans la base de référence pour l’analyse de ces mesures.

Coopération en matière de réglementation

À l’échelle internationale

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale pour mettre en œuvre l’Accord de Paris afin d’appuyer l’objectif qui consiste à limiter bien en deçà de 2 °C la hausse de la température durant le présent siècle et de poursuivre les travaux visant à limiter la hausse de la température à 1,5 °C.

Au milieu de 2016, le Mexique a joint ses efforts à ceux du Canada pour réduire, d’ici 2025, les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012. Cet engagement comprend notamment une collaboration afin d’améliorer la collecte de données sur le méthane, la quantification des émissions et la transparence de la déclaration des émissions en Amérique du Nord. Les deux pays échangeront aussi toutes les connaissances et toute l’information sur les technologies et les méthodes rentables de réduction des émissions de méthane.

États-Unis

Compte tenu de l’intégration du marché nord-américain de l’énergie, le Règlement régira les émissions provenant des mêmes sources qui sont visées par les exigences réglementaires actuelles aux États-Unis. Ces sources incluent l’évacuation des installations de production, la DRF, la complétion des puits impliquant la fracturation hydraulique, les dispositifs pneumatiques et les compresseurs. La structure du Règlement est semblable au régime de réglementation de l’EPA des États-Unis, avec des modifications qui tiennent compte des conditions canadiennes (y compris les exigences existantes des différentes administrations au Canada) et de l’apport des intervenants.

Le Règlement couvrira toutes les installations, alors que la NSPS de l’EPA des États-Unis couvre les installations nouvelles et modifiées. Toutefois, la nature de l’industrie pétrolière et gazière en amont est unique, avec des cycles de production de courte durée et un renouvellement constant des niveaux de production en forant de nouveaux puits pour remplacer les actifs en déclin. L’EPA des États-Unis a entrepris des modifications clés à la NSPS en 2012 avec diverses exigences additionnelles en 2015 et en 2016. Lorsque le Règlement entrera en vigueur au Canada, soit après 2020, le secteur américain aura déjà fait face à des exigences similaires pendant une décennie et la plupart des installations seront touchées par la NSPS. De plus, des règles similaires en vigueur dans plusieurs États (par exemple au Wyoming et au Colorado) comptent des mesures de contrôle encore plus strictes en matière d’émissions de méthane. Si le Canada limitait l’application seulement aux installations nouvelles ou modifiées, une grande partie des émissions ne serait pas capturée immédiatement, ce qui rendrait difficile l’atteinte des objectifs de réduction du méthane annoncés par le gouvernement du Canada.

L’approche actuelle des États-Unis en matière de réglementation du secteur pétrolier et gazier exige que les installations effectuent un grand nombre de tâches administratives. Le Règlement diffère de la NSPS en ce qui a trait aux engagements pris dans la Directive du Cabinet sur la gestion de la réglementation afin de limiter le fardeau administratif de la réglementation sur les entreprises à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la politique. Par exemple, la NSPS exige que les installations communiquent annuellement des renseignements sur des détails techniques précis. Afin de réduire au minimum le fardeau administratif, le Règlement exige des rapports sur demande, considéré comme suffisant pour atteindre les objectifs de collecte de données et d’application de la loi.

Le Règlement couvre les sources uniques au Canada, comme certaines méthodes de production de pétrole lourd. Ces méthodes ne sont pas prises en compte dans la NSPS, mais elles constituent une source importante d’émissions de méthane au Canada. Le Règlement est conçu de manière à gérer ces méthodes par l’intermédiaire des limites d’évacuation des installations.

Provinces et territoires

En raison du rôle clé qu’ils jouent dans les régions productrices de pétrole du Canada, les entités de réglementation du secteur pétrolier et gazier et les gouvernements provinciaux de l’Ouest canadien et de la région de l’Atlantique ont tenu des discussions poussées. À la demande des provinces de l’Ouest et compte tenu du fait qu’une part importante des coûts de conformité seront engagés dans cette région, un exercice spécial a été réalisé afin d’élaborer un cadre réglementaire de coopération entre ces provinces et le gouvernement fédéral. Ce cadre prévoit des engagements en matière de collaboration, de communication de l’information, de réunions régulières et de réduction du double emploi en matière de réglementation afin de faciliter la négociation éventuelle d’accords d’équivalence. L’harmonisation avec les mesures provinciales a été intégrée au Règlement. Par exemple, le Règlement fait explicitement état des systèmes provinciaux existants de mesure et de quantification des émissions. En outre, la Colombie-Britannique et l’Alberta ont été exemptées des limites d’évacuation au cours de la complétion de puits impliquant la fracturation hydraulique puisque ces provinces ont déjà adopté des mesures adéquates.

Justification

Les émissions de GES, y compris les hydrocarbures et le CO₂, contribuent à la tendance au réchauffement de la planète associée aux changements climatiques. Le secteur pétrolier et gazier est le plus important émetteur de GES au Canada et, plus précisément, le plus grand émetteur industriel de méthane au Canada. Le méthane est le principal composant du gaz naturel. La plus grande partie des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier sont le résultat d’émissions de sources fugitives ou d’évacuation. Le méthane est un polluant climatique de courte durée qui peut créer d’importants impacts climatiques à court terme. Les données les plus récentes sur les émissions indiquent que les émissions de GES causées par le secteur pétrolier et gazier représentent 26 % des émissions totales de GES du pays. Si rien n’est fait immédiatement, il est attendu que les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier au Canada continuent d’être rejetées dans l’atmosphère à des niveaux élevés d’environ 45 Mt d’éq. CO₂ par an entre 2018 et 2035, ce qui représente une parte importante des émissions totales de GES au Canada (722 Mt en 2015).

Le Canada et ses partenaires internationaux conjuguent leurs efforts pour mettre en œuvre l’Accord de Paris et limiter bien en deçà de 2 °C la hausse de la température durant le présent siècle. Le Canada est également déterminé à présenter des règlements fédéraux afin de réduire, d’ici 2025, les émissions de méthane des installations pétrolières et gazières de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012.

Le Règlement présente un ensemble de normes de rendement pour réaliser des réductions importantes des émissions tout en fournissant aux installations et aux entreprises la marge de manœuvre nécessaire pour élaborer des stratégies de conformité uniques. Puisque le Règlement ne prescrit pas de mesures de conformité particulières, de multiples voies de conformité sont disponibles comme le fait de permettre à l’industrie de planifier et de mettre en œuvre des solutions stratégiques à l’échelle des entreprises, d’introduire de nouvelles technologies, de mettre à niveau l’équipement existant ou d’adapter des pratiques d’exploitation. Le Règlement permettra à l’industrie de mettre en œuvre et de supprimer des mesures de contrôle des émissions au fil des changements apportés aux activités de production ainsi que d’adapter les mesures en fonction de la conception des installations et des profils de production.

Le Règlement devrait entraîner une réduction des émissions de 16,5 Mt d’éq. CO₂ en 2030, ce qui, selon les estimations, représente une contribution de 8 % à la cible du Canada en matière de réduction des émissions de GES aux termes de l’Accord de Paris. Le Règlement devrait également entraîner une réduction des émissions de méthane de 16,4 Mt en 2025, ce qui représente une réduction de 40 % sous les niveaux de 2012. Ces réductions contribueront aux efforts visant à ralentir la progression du réchauffement planétaire à court terme.

De plus, le Règlement appuie un pilier important du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques en réduisant les émissions de GES d’une manière complémentaire aux engagements du gouvernement du Canada à l’égard de la mise en œuvre d’une tarification du carbone à l’échelle de l’économie. Puisqu’il est difficile d’appliquer la tarification du carbone à l’ensemble des émissions, l’absence de mesures stratégiques supplémentaires pourrait donner lieu à des lacunes sur le plan de la couverture. À cet égard, le Règlement constitue une politique complémentaire à la tarification du carbone qui contribue aux réductions des émissions d’une manière économique.

Depuis avril 2016, le Ministère a tenu des consultations pendant plus de 250 heures au sujet du Règlement avec l’industrie, les provinces, les territoires, des organismes environnementaux et des associations autochtones. L’industrie a exprimé des inquiétudes au sujet des incidences que le Règlement pourrait avoir sur la compétitivité du secteur pétrolier et gazier au Canada, alors que les organismes environnementaux ont formulé des préoccupations en ce qui concerne l’absence de rapports annuels et l’incidence de celle-ci sur l’évaluation de la conformité de l’industrie. Le Ministère a collaboré avec les intervenants afin de réduire au minimum les incidences négatives, et ces groupes ont généralement appuyé l’objectif environnemental du Règlement.

Afin d’atténuer les craintes éventuelles en ce qui concerne la compétitivité, le Règlement comprend plusieurs éléments offrant une plus grande marge de manœuvre, notamment une exemption des petites installations pour certaines normes. Après les consultations avec les intervenants et les provinces, le Ministère a ajusté les dates d’entrée en vigueur pour donner aux installations existantes plus de temps avant que la conformité totale ne soit requise. Étant donné l’incidence marginale relativement faible du Règlement ainsi que le fait que le pétrole brut et le gaz naturel sont des produits dont les prix sont établis à l’échelle mondiale et continentale, on ne s’attend pas à ce que le Règlement ait une incidence importante sur le prix de ces produits. Le Règlement ne devrait donc pas avoir de conséquences pour les consommateurs.

Entre 2018 et 2035, les réductions cumulatives des émissions de GES attribuables au Règlement sont estimées à environ 232 Mt d’éq. CO₂. La valeur des dommages attribuables aux changements climatiques qui sont évités grâce à ces réductions est estimée à 11,6 milliards de dollars. De plus, les réductions cumulatives des émissions de COV sont estimées à 773 kt, et la valeur des avantages consécutifs pour la santé et l’environnement se chiffre à 240 millions de dollars. Le coût total du Règlement est estimé à 3,9 milliards de dollars et il sera compensé en partie par la récupération de 351 pétajoules (PJ) de gaz naturel, avec une valeur commerciale de 1 milliard de dollars, ce qui donne lieu à des avantages nets prévus de 8,9 milliards de dollars.

Évaluation environnementale stratégique

Le Règlement a été élaboré en vertu du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (EES) a été effectuée pour ce cadre en 2016. Cette EES a permis de conclure que les propositions en vertu du cadre réduiront les émissions de GES et concordent avec l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2016-2019 à l’égard des mesures efficaces de lutte contre les changements climatiques^{référence56}.

Mise en œuvre, application et normes de service

Selon la norme en cause, le Règlement entrera en vigueur en 2020 ou en 2023. Le Règlement sera pris en application de la LCPE, et les agents de l’application de la loi appliqueront la Politique d’observation et d’application de la LCPE^{référence57} aux fins de vérification de la conformité. Cette politique énonce la gamme des mesures d’application de la loi possibles en cas d’infractions présumées. Lorsqu’un agent de l’application de la loi découvre une infraction présumée à la suite d’une inspection ou d’une enquête, cet agent choisira la mesure d’application appropriée en fonction de la politique.

Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer à la réglementation. L’approche à l’égard du Règlement consiste notamment à préparer et à afficher de l’information faisant la promotion de la conformité, comme des foires aux questions (FAQ) sur le site Web du Ministère pour expliquer les dispositions du Règlement, ainsi qu’à effectuer diverses activités de sensibilisation, comme des ateliers et des séances d’information. Le Ministère répondra à toutes les demandes de renseignements formulées par des intervenants afin que les exigences du Règlement soient bien comprises. Ces activités visent à sensibiliser la collectivité réglementée et à aider celle-ci à atteindre un niveau élevé de conformité globale le plus tôt possible au cours du processus de mise en œuvre de la réglementation. À mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du Règlement, les activités de promotion de la conformité devraient être réduites jusqu’à un niveau permettant d’assurer le maintien les résultats obtenus. Les activités de promotion de la conformité seront ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de défis imprévus à cet égard.

En administrant le programme réglementaire, le Ministère fournira des services et répondra aux demandes de permis et de renseignements de la collectivité réglementée, et ce, de manière rapide et en tenant compte de la complexité et de l’exhaustivité des demandes. Le Ministère a en outre l’intention de produire un document d’orientation technique qui comportera une description de l’information nécessaire et de la procédure à suivre pour soumettre un permis aux fins d’examen.

Mesures de rendement et évaluation

Les résultats attendus du Règlement sont directement associés aux priorités internationales et nationales qui visent à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont. Le rendement du Règlement dans l’atteinte de ces résultats sera mesuré et évalué.

Des résultats particuliers (immédiats, intermédiaires et final) ont été établis dans le cadre de la stratégie de mise en œuvre du Règlement. Les résultats immédiats attendus sont la sensibilisation et la compréhension de la collectivité réglementée au sujet des obligations de celle-ci en vertu du Règlement. Les résultats intermédiaires attendus du Règlement comprennent le respect des exigences réglementaires par la collectivité réglementée. Le résultat final attendu est la réduction, d’ici 2025, des émissions de méthane de l’industrie pétrolière et gazière en amont d’au moins 40 % par rapport aux niveaux de 2012.

Des cibles et des indicateurs quantitatifs ont été définis pour chacun des résultats, le cas échéant, et ils feront l’objet d’un suivi annuel au moyen d’indicateurs comme les activités d’application de la loi, les activités de promotion de la conformité, l’enregistrement et la production possible de rapports sur demande.

Le rendement du Règlement sera évalué chaque année en fonction du plan d’évaluation du programme. L’évaluation et l’examen réguliers de ces indicateurs de rendement permettront au Ministère de surveiller les incidences du Règlement sur le secteur pétrolier et gazier en amont et d’évaluer à quel point ce règlement permet d’atteindre les cibles prévues.

Personnes-ressources