Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel : DORS/2018-261
La Gazette du Canada, Partie II, volume 152, numéro 25
Enregistrement
DORS/2018-261 Le 30 novembre 2018
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999)
C.P. 2018-1482 Le 29 novembre 2018
Attendu que, conformément au paragraphe 332(1) référence a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) référence b, la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 17 février 2018, le projet de règlement intitulé Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, 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 référence c 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 des paragraphes 93(1) et 330(3.2) référence d de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) référence b, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, ci-après.
Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel
Aperçu
Objet
1 Le présent règlement établit un régime visant à limiter les émissions de dioxyde de carbone (CO2) provenant de la production d’électricité à partir d’énergie thermique provenant de la combustion de gaz naturel seul ou avec d’autres combustibles, sauf le charbon.
Définitions et interprétation
Définitions
2 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.
agent autorisé
- a) Dans le cas où la personne responsable est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
- b) dans le cas où elle est une personne physique, celle-ci ou la personne qui est autorisée à agir en son nom;
- c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne autorisée à agir en son nom. (authorized official)
API L’American Petroleum Institute. (API)
ASTM L’ASTM International, auparavant connue sous le nom de American Society for Testing and Materials. (ASTM)
biomasse Combustible qui est constitué uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et qui ne provient pas d’une formation géologique. La biomasse comprend les gaz et les liquides récupérés de la décomposition des déchets organiques. (biomass)
capacité
- a) S’agissant d’un groupe, la puissance maximale continue (la puissance nette maximale qui peut être maintenue en continu par le groupe, sans l’utilisation de brûleurs de conduits, dans des conditions normales) la plus récente déclarée à l’autorité provinciale responsable ou à l’exploitant de réseau électrique dans la province où l’appareil se trouve, exprimée en MW;
- b) s’agissant d’un moteur à combustion, la capacité indiquée par le fabricant, exprimée en MW. (capacity)
combustible fossile Combustible autre que la biomasse. (fossil fuel)
conditions normales Température de 15 °C et pression de 101,325 kPa. (standard conditions)
énergie thermique utile Énergie, sous forme de vapeur ou d’eau chaude, destinée à être utilisée à une fin, autre que la production d’électricité, qui, n’était l’utilisation de cette vapeur ou de cette eau chaude, nécessiterait la consommation d’énergie (sous forme de combustible ou d’électricité). (useful thermal energy)
exploitant Personne ayant toute autorité sur un groupe. (operator)
gaz naturel Mélange d’hydrocarbures — tels que le méthane, l’éthane ou le propane — composé d’au moins 70 % de méthane par volume ou ayant un pouvoir calorifique supérieur d’au moins 35 MJ/m3 normalisés et d’au plus 41 MJ/m3 normalisés et qui est à l’état gazeux dans des conditions normales. Sont exclus les gaz d’enfouissement, gaz de digesteur, gaz provenant des systèmes de traitement des eaux usées, gaz de raffineries, gaz sulfureux, gaz de haut fourneau, gaz de gazéification, gaz de cokerie, gaz dérivés du coke de pétrole ou du charbon — y compris les gaz de synthèse — et les combustibles gazeux produits selon un procédé pouvant entraîner la formation d’un contenu en soufre ou d’un pouvoir calorifique très variables. (natural gas)
groupe Ensemble constitué des chaudières ou moteurs à combustion ainsi que de tout autre équipement raccordé à ceux-ci — notamment les brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions —, qui produit de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique utile par suite de la combustion de gaz naturel. (unit)
groupe chaudière Groupe qui comporte au moins une chaudière, mais aucun moteur à combustion. (boiler unit)
groupe moteur à combustion Groupe qui comporte au moins un moteur à combustion et, le cas échéant, un système de récupération de la chaleur, mais aucune chaudière. (combustion engine unit)
installation Tous les bâtiments, autres structures et équipements fixes ou mobiles, situés sur un site unique ou sur des sites adjacents qui sont exploités comme un site intégré unique. (facility)
Loi La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (Act)
m3 normalisé S’entend du volume en mètres cubes dans des conditions normales. (standard m3)
Méthode de référence Le document publié par le ministère de l’Environnement intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, daté de juin 2012. (Reference Method)
moteur à combustion Tout moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être propulsé tout en accomplissant sa fonction :
- a) soit qui fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et qui brûle du gaz naturel en vue de la production d’une quantité nette de force motrice;
- b) soit qui brûle du gaz naturel et qui utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique en travail mécanique. (combustion engine)
personne responsable Le propriétaire ou l’exploitant d’un groupe. (responsible person)
production potentielle d’électricité Quantité d’électricité qui serait produite par un groupe au cours d’une année civile s’il était exploité à sa capacité en tout temps au cours de cette année civile. (potential electrical output)
rapport chaleur-électricité S’agissant d’un groupe, la production totale d’énergie thermique utile pour une année civile, exprimée en GWh, divisée par la production brute totale d’électricité pour cette année civile, exprimée en GWh. (heat to electricity ratio)
système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse d’émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données concernant ces émissions. (continuous emission monitoring system or CEMS)
système de récupération de la chaleur Équipement, autre qu’une chaudière, qui extrait la chaleur provenant des gaz d’échappement d’un moteur à combustion en vue de la production de vapeur ou d’eau chaude. (heat recovery system)
vérificateur Personne qui, à la fois :
- a) est indépendante de la personne responsable qui fait l’objet de la vérification;
- b) possède des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :
- (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
- (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes. (auditor)
vérificateur de l’essai de rendement Personne qui, à la fois :
- a) est indépendante de la personne responsable pour laquelle l’essai de rendement est effectué;
- b) possède des connaissances et de l’expérience en ce qui touche la réalisation de ce type d’essai sur des groupes chaudière. (performance test verifier)
vie utile S’agissant du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4), s’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon. (useful life)
Interprétation des documents incorporés par renvoi
(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, toute mention de « should » ainsi que les recommandations et suggestions expriment une obligation.
Normes incorporées par renvoi
(3) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme de l’ASTM, de la Gas Processors Association ou de l’API s’entend de sa version éventuellement modifiée.
Champ d’application
Nouvelle production d’électricité — groupe chaudière
3 (1) Le présent règlement s’applique à tout groupe chaudière qui a une capacité d’au moins 25 MW et qui commence à produire de l’électricité le 1er janvier 2019 ou après cette date, à compter du 1er janvier de l’année civile au cours de laquelle il remplit les conditions suivantes :
- a) plus de 30 %, en moyenne au cours de l’année civile, de son apport de chaleur provient de la combustion de gaz naturel;
- b) son rapport chaleur-électricité est d’au plus 0,9;
- c) une quantité d’électricité qu’il produit est vendue ou distribuée au réseau électrique.
Nouvelle production d’électricité — groupe moteur à combustion
(2) Le présent règlement s’applique à tout groupe moteur à combustion qui a une capacité d’au moins 25 MW et qui commence à produire de l’électricité le 1er janvier 2021 ou après cette date, à compter du 1er janvier de l’année civile au cours de laquelle il remplit les conditions suivantes :
- a) plus de 30 %, en moyenne au cours de l’année civile, de son apport de chaleur provient de la combustion de gaz naturel;
- b) au moins 33 % de sa production potentielle d’électricité est vendue ou distribuée au réseau électrique, abstraction faite de la quantité d’électricité qui est vendue ou distribuée au réseau électrique s’il est muni de moteurs à combustion de remplacement installés temporairement dans le cadre de travaux de réparation ou d’entretien, pendant la période de remplacement, pour une période d’au plus quatre-vingt-dix jours.
Production d’électricité existante
(3) Le présent règlement s’applique également à tout groupe visé aux paragraphes (1) et (2) qui produisait de l’électricité à une installation avant le 1er janvier 2019, dans le cas d’un groupe chaudière, ou avant le 1er janvier 2021, dans le cas d’un groupe moteur à combustion, et qui :
- a) soit a été déplacé à une autre installation à celle de ces dates qui est applicable ou à une date ultérieure;
- b) soit est un groupe moteur à combustion dont plus de 50 % de la capacité totale des moteurs à combustion provient de moteurs à combustion installés le 1er janvier 2021 ou après cette date, à moins que ces derniers aient une capacité de 150 MW ou moins et soient installés en remplacement de moteurs d’une capacité de 150 MW ou moins installés avant le 1er janvier 2021.
Modification majeure — conversion au gaz naturel
(4) Le présent règlement s’applique également au groupe chaudière visé au paragraphe (1) qui était enregistré conformément au paragraphe 4(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et qui produisait de l’électricité avant le 1er janvier 2019, et ce, à compter du 1er janvier de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle il cesse de brûler du charbon.
Configuration hybride
(5) Si un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière partagent une même turbine à vapeur, les dispositions du présent règlement s’appliquent de la façon suivante :
- a) celles s’appliquant à un groupe moteur à combustion s’appliquent à l’ensemble constitué des moteurs à combustion et de tout autre équipement raccordé à ces moteurs, y compris la turbine à vapeur partagée avec le groupe chaudière;
- b) celles s’appliquant à un groupe chaudière s’appliquent à l’ensemble constitué des chaudières et de tout autre équipement raccordé à ces chaudières, y compris la turbine à vapeur partagée avec le groupe moteur à combustion.
Non-application
(6) Le présent règlement ne s’applique pas aux groupes à l’égard de l’année civile au cours de laquelle ces groupes produisent de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique utile, à partir de la combustion de charbon au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon.
Obligations
Limites d’intensité des émissions
Disposition générale
4 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe ci-après de rejeter à partir du groupe une quantité de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles qui est, en moyenne au cours d’une année civile, supérieure :
- a) à 420 tonnes d’émissions de CO2/GWh d’énergie produite :
- (i) dans le cas d’un groupe chaudière, autre qu’un groupe chaudière visé au paragraphe 3(4),
- (ii) dans le cas d’un groupe moteur à combustion doté d’au moins un moteur à combustion dont la capacité est de plus de 150 MW;
- b) à 550 tonnes d’émissions de CO2/GWh d’énergie produite, dans le cas d’un groupe moteur à combustion doté de moteurs à combustion dont la capacité est d’au plus 150 MW.
Groupe chaudière ayant subi une modification majeure
(2) Il est interdit à la personne responsable du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) de rejeter à partir du groupe une quantité de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles qui est, en moyenne au cours d’une année civile, supérieure à 420 tonnes d’émissions de CO2/GWh d’énergie produite, à compter :
- a) de l’année suivant la fin de vie utile du groupe, si l’essai initial de rendement effectué aux termes du paragraphe 5(1) indique une intensité d’émissions de CO2 supérieure à 600 t/GWh;
- b) de la sixième année suivant la fin de vie utile du groupe, si l’essai initial de rendement effectué aux termes du paragraphe 5(1) indique une intensité d’émissions de CO2 supérieure à 550 t/GWh et inférieure ou égale à 600 t/GWh;
- c) de la neuvième année suivant la fin de vie utile du groupe, si l’essai initial de rendement effectué aux termes du paragraphe 5(1) indique une intensité d’émissions de CO2 supérieure à 480 t/GWh et inférieure ou égale à 550 t/GWh;
- d) de la onzième année suivant la fin de vie utile du groupe, si l’essai initial de rendement effectué aux termes du paragraphe 5(1) indique une intensité d’émissions de CO2 inférieure ou égale à 480 t/GWh.
Quantification de l’énergie et des émissions
(3) Pour l’application des paragraphes (1) et (2) :
- a) la quantité d’énergie produite au cours de l’année civile est calculée conformément à l’article 11;
- b) la quantité d’émissions de CO2 produite au cours de l’année civile est calculée conformément à celui des articles 12 à 18 qui s’applique.
Règles particulières
(4) Pour l’application du paragraphe (3), dans le cas où, au cours de l’année civile, l’un des moteurs à combustion du groupe fait l’objet de travaux de réparation ou d’entretien et un ou plusieurs moteurs à combustion de remplacement sont installés temporairement, la quantité d’énergie produite et la quantité d’émissions de CO2 produite pendant la période de remplacement, jusqu’à concurrence de quatre-vingt-dix jours par année civile, ne sont pas incluses dans les calculs visés à ce paragraphe.
Dérogation — groupe chaudière
(5) Malgré le paragraphe (1), le groupe chaudière qui, au cours d’une année civile, ne remplit pas l’une des conditions prévues au paragraphe 3(1) n’est pas assujetti à la limite d’intensité d’émissions pour cette année civile.
Dérogation — moteur à combustion
(6) Malgré le paragraphe (1), le groupe moteur à combustion qui, au cours d’une année civile, ne remplit pas l’une des conditions prévues au paragraphe 3(2) n’est pas assujetti à la limite d’intensité d’émissions pour cette année civile.
Essais de rendement — groupe chaudière ayant subi des modifications majeures
Essai initial
5 (1) Un essai initial de rendement est effectué en présence du vérificateur de l’essai de rendement et conformément au paragraphe (3) pour déterminer l’intensité d’émissions de CO2 du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) dans les douze mois suivant :
- a) dans le cas où le groupe a cessé de brûler du charbon avant le 1er janvier 2019, le 1er janvier 2019;
- b) dans le cas où il cesse de brûler du charbon le 1er janvier 2019 ou après cette date, le jour de la première vente ou distribution au réseau électrique d’électricité provenant du groupe chaudière dans l’année civile où il devient assujetti au présent règlement.
Essai annuel
(2) Un essai de rendement est par la suite effectué annuellement, conformément au paragraphe (3), pour déterminer l’intensité d’émissions de CO2 du groupe chaudière en question, tant que la personne responsable du groupe chaudière n’est pas tenue de respecter la limite d’émission visée au paragraphe 4(2).
Modalités d’essai
(3) L’essai initial de rendement et l’essai annuel de rendement prennent la forme d’un essai continu d’une durée minimale de deux heures et se déroulent à au plus 100 % de la capacité du groupe.
Quantification
(4) Pour l’application des paragraphes (1) et (2) :
- a) la quantité d’énergie produite par le groupe est déterminée conformément à l’article 11;
- b) la quantité d’émissions de CO2 rejetée par le groupe est déterminée selon les articles 12 et 13 et 15 à 18, cependant, toutes les émissions sont quantifiées, y compris celles provenant de la combustion de biomasse.
Adaptation
(5) Pour l’essai de rendement, la mention « année civile » qui figure aux articles 11, 12, 15, 17 et 18 et à la Méthode de référence est remplacée par la mention « essai de rendement ».
Obligation
6 La personne responsable du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) est tenue d’obtenir, lors de l’essai de rendement annuel, un résultat inférieur à celui obtenu lors de l’essai de rendement précédant majoré de 2 %.
Situations d’urgence
Demande d’exemption
7 (1) La personne responsable d’un groupe situé dans une province donnée peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présenter au ministre une demande d’exemption de l’application du paragraphe 4(1) ou (2) à l’égard de ce groupe si, en raison de la situation d’urgence, l’exploitant du réseau électrique provincial en cause ou un responsable de la province chargé d’assurer et de surveiller l’approvisionnement en électricité lui ordonne de produire de l’électricité afin de prévenir une menace pour l’approvisionnement en électricité ou de rétablir cet approvisionnement.
Définition de situation d’urgence
(2) Est une situation d’urgence la situation qui résulte de l’une des circonstances suivantes :
- a) un cas de force majeure;
- b) une circonstance dans laquelle au moins une des mesures visées à l’alinéa 1a) du Règlement prévoyant les circonstances donnant ouverture à une exemption en vertu de l’article 147 de la Loi a été prise au préalable dans la province où le groupe est situé.
Délai de présentation
(3) La demande d’exemption est présentée au ministre dans les quinze jours suivant la date du début de la situation d’urgence et comporte les renseignements visés à l’article 1 et aux alinéas 2a), b) et d) de l’annexe 1 ou, le cas échéant, le numéro d’enregistrement du groupe en cause, la date à laquelle la situation d’urgence a débuté ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues au paragraphe (1) sont réunies.
Décision du ministre
(4) Dans les trente jours suivant la date de réception de la demande, s’il est convaincu que les conditions visées au paragraphe (1) sont réunies, le ministre :
- a) accorde l’exemption;
- b) dans le cas où aucun numéro d’enregistrement n’a été assigné au groupe, en assigne un et communique le numéro à la personne responsable.
Durée de l’exemption
(5) L’exemption est valide à compter de la date du début de la situation d’urgence jusqu’à la première des dates suivantes :
- a) le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date;
- b) la date fixée par le ministre;
- c) la date à laquelle la circonstance visée à l’alinéa (2)a) cesse d’entraîner une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité dans la province où le groupe est situé;
- d) la date à laquelle la mesure visée à l’alinéa (2)b) cesse de s’appliquer.
Demande de prolongation
8 (1) Si les conditions prévues au paragraphe 7(1) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre de l’alinéa 7(4)a), la personne responsable peut, tant que l’exemption est valide, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci.
Contenu de la demande
(2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui :
- a) d’une part, que les conditions prévues au paragraphe 7(1) persistent au-delà de la durée de l’exemption;
- b) d’autre part, que des mesures — autres que l’exploitation du groupe pendant la durée de l’exemption — ont été prises ou sont prises pour réduire le risque d’interruption, atténuer les conséquences de l’interruption ou rétablir l’approvisionnement en électricité.
Décision du ministre
(3) Dans les quinze jours suivant la date de réception de la demande, s’il est convaincu que les éléments visés aux alinéas (2)a) et b) sont établis, le ministre autorise la prolongation de l’exemption.
Durée de la prolongation
(4) La prolongation est valide jusqu’à la première des dates suivantes :
- a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la demande a été présentée;
- b) la date fixée par le ministre;
- c) la date visée à l’alinéa 7(5)c).
Exactitude des données
Mise en place, entretien et étalonnage des instruments de mesure
9 (1) La personne responsable du groupe met en place, entretient et étalonne les instruments de mesure — autres que le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions et que tout instrument de mesure assujetti à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz — utilisés pour l’application du présent règlement conformément aux instructions du fabricant ou à une norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.
Fréquence de l’étalonnage
(2) La personne responsable étalonne les instruments de mesure selon la plus élevée des fréquences suivantes :
- a) au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle;
- b) la fréquence minimale recommandée par le fabricant.
Exactitude des mesures
(3) La personne responsable utilise des instruments de mesure qui permettent la prise des mesures selon un degré d’exactitude de ± 5 %.
Homologation du SMECE
10 La personne responsable homologue le SMECE conformément à la section 5 de la Méthode de référence avant son utilisation pour l’application du présent règlement.
Règles de quantification
Production d’énergie
Quantité d’énergie
11 (1) La quantité d’énergie produite par un groupe donné est calculée selon la formule suivante :
G + (0,75 × Hpnette)
où :
- G représente :
- a) soit la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz;
- b) soit, dans le cas d’une configuration hybride, si le groupe donné est un groupe moteur à combustion qui partage une turbine à vapeur avec un groupe chaudière ou un groupe chaudière qui partage une turbine à vapeur avec un groupe moteur à combustion, la quantité d’électricité produite par le groupe au cours de l’année civile, exprimée en GWh, calculée conformément au paragraphe (2);
- Hpnette la quantité nette d’énergie thermique utile produite par le groupe au cours d’une année civile, exprimée en GWh, calculée conformément au paragraphe (3).
Quantité d’électricité — configuration hybride
(2) La quantité d’électricité produite par le groupe donné est calculée selon la formule suivante :
Gmc + Gp − Gext
où :
- Gmc représente la quantité brute d’électricité produite par les générateurs des moteurs à combustion du groupe moteur à combustion qui partage une turbine à vapeur avec une chaudière, au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques des générateurs des moteurs à combustion à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz dans le cas où le groupe donné est un groupe moteur à combustion, ou est égal à zéro dans le cas où le groupe donné est un groupe chaudière;
- Gp la quantité brute d’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques des générateurs de la turbine à vapeur partagée à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz;
- Gext la quantité d’électricité produite par l’autre groupe — le groupe autre que celui pour lequel la quantité d’électricité est calculée — au cours de l’année civile, exprimée en GWh et calculée selon la formule suivante :
où :
- Gp représente la quantité brute d’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques des générateurs à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz,
- t la te heure, où « t » est équivalent au chiffre 1 à x et x est équivalent au nombre total d’heures au cours desquelles les générateurs de la turbine à vapeur partagée ont produit de l’électricité au cours de l’année civile,
- j le je flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe, où « j » est équivalent au chiffre 1 à m et m est équivalent au nombre total de flux calorifiques d’une source externe qui ont contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée,
- hext_j l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du je flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce je flux calorifique,
- Mext_j le débit massique au cours de la période « t » du je flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,
- k le ke flux calorifique interne provenant du groupe donné, où « k » est équivalent au chiffre 1 à l et l est équivalent au nombre total de flux calorifiques provenant de la combustion de combustibles par ce groupe qui ont contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée,
- hint_k l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du ke flux calorifique d’une source interne provenant du groupe donné et ayant contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon la mesure de la température et de la pression de ce ke flux calorifique,
- Mint_k le débit massique au cours de la période « t » du ke flux calorifique d’une source interne provenant du groupe donné qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu.
Quantité nette d’énergie thermique utile
(3) S’agissant d’un groupe qui produit simultanément de l’électricité et de l’énergie thermique utile à partir du combustible brûlé par un moteur à combustion ou une chaudière, selon le cas, la quantité nette d’énergie thermique utile produite par ce groupe au cours d’une année civile, exprimée en GWh, est calculée selon la formule suivante :
où :
- t représente la te heure, où « t » est équivalent au chiffre 1 à x et x est équivalent au nombre total d’heures au cours desquelles le groupe a produit de l’énergie thermique utile au cours de l’année civile;
- i le ie flux calorifique sortant du groupe, où « i » est équivalent au chiffre 1 à n et n est équivalent au nombre total de flux calorifiques sortants;
- hsort_i l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce ie flux calorifique;
- Msort_i le débit massique au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu;
- j le je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, où « j » est équivalent au chiffre 1 à m et m est équivalent au nombre total de flux calorifiques entrants;
- hintr_j l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce je flux calorifique;
- Mintr_j le débit massique au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu.
Émissions de CO2
Méthodes de quantification
Choix de méthode
12 La quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe au cours d’une année civile est déterminée :
- a) soit à l’aide d’un SMECE conformément aux articles 13 ou 14;
- b) soit à l’aide d’une méthode de quantification fondée sur le combustible brûlé, conformément aux articles 17 et 18.
Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
Groupe ne brûlant pas de biomasse
13 Sous réserve de l’article 15, la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe ne brûlant pas de biomasse qui est mesurée par le SMECE est calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence.
Groupe brûlant de la biomasse
14 (1) Sous réserve de l’article 15, la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe brûlant de la biomasse au cours d’une année civile qui est mesurée par le SMECE est calculée conformément à la formule suivante :
Eg × (Vcf ⁄ Vt) − Es
où :
- Eg représente la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, mesurée par le SMECE, calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence;
- Vcf le volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 normalisés et déterminé selon la formule suivante :
où :
- Qi représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, déterminée, selon le cas :
- a) pour un combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés,
- b) pour un combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
- c) pour un combustible solide, de la même façon que l’élément Mc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes,
- i le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, où « i » est équivalent au chiffre 1 à n et n est équivalent au nombre de ces combustibles,
- Fc,i le facteur de carbone propre au combustible fossile de type « i », soit le facteur prévu à l’annexe A de la Méthode de référence ou, à défaut, celui déterminé conformément à cette annexe, corrigé pour être exprimé en m3 normalisés de CO2/GJ,
- HHVi le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « i » est celui déterminé conformément au paragraphe (2) ou, à défaut, celui mentionné à la colonne 2 de l’annexe 2 pour le type de combustible visé à la colonne 1;
- Vt le volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles — combustibles fossiles et biomasse — par le groupe au cours de l’année civile, déterminé selon la formule suivante :
- où :
- t représente la te heure, où « t » est équivalent au chiffre 1 à n et n est équivalent au nombre total d’heures au cours desquelles le groupe a produit de l’électricité au cours de l’année civile,
- CO2h,t la concentration moyenne d’émissions de CO2 par rapport à la totalité des gaz de cheminée provenant de la combustion de combustibles par le groupe pour chaque heure « t » de production d’électricité au cours de l’année civile — ou, le cas échéant, calculée conformément à l’article 7.4 de la Méthode de référence à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O2) dans ces gaz de cheminée —, exprimée en pourcentage de CO2 sur une base humide,
- Qh,t le débit volumétrique moyen durant l’heure en cause, exprimé en m3 normalisés, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée,
- Es la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO2 provenant du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée selon la formule suivante :
S × R × (44⁄MMs)
où :
- S représente la quantité de sorbant — notamment carbonate de calcium (CaCO3) —, exprimée en tonnes,
- R le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO2 attribuable à une mole de sorbant, lequel est 1 si le sorbant est du CaCO3,
- MMs la masse moléculaire du sorbant, laquelle est 100 si le sorbant est du CaCO3.
Pouvoir calorifique supérieur
(2) Le pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminé :
- a) dans le cas des combustibles gazeux :
- (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes ci-après applicables au combustible en cause :
- (A) la norme ASTM D1826-94(2017) intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter,
- (B) la norme ASTM D3588-98(2017) intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels,
- (C) la norme ASTM D4891-13 intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas and Flare Gases Range by Stoichiometric Combustion,
- (D) la norme 2172-14 de la Gas Processors Association intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer,
- (E) la norme 2261-13 de la Gas Processors Association intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le pouvoir calorifique supérieur du combustible en cause, mais s’il ne détermine que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur;
- (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes ci-après applicables au combustible en cause :
- b) dans le cas des combustibles liquides :
- (i) s’agissant d’huiles et de dérivés de matières résiduaires, conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
- (A) la norme ASTM D240-17 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter,
- (B) la norme ASTM D4809-13 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method),
- (ii) s’agissant d’autres combustibles liquides, conformément à la norme ASTM applicable au type de combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale.
- (i) s’agissant d’huiles et de dérivés de matières résiduaires, conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
Plusieurs SMECE par groupe
15 (1) Pour l’application des articles 13 et 14, la quantité totale d’émissions de CO2 du groupe doté de plusieurs SMECE équivaut à la somme des quantités d’émissions de CO2 mesurées pour chaque SMECE.
Plusieurs groupes utilisant une cheminée commune
(2) Si le groupe est situé à une installation où sont situés un ou plusieurs autres groupes et un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de ce groupe et d’autres groupes au point de rejet d’une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes vers la cheminée commune, la quantité d’émissions attribuable au groupe en cause est calculée en fonction de la proportion de l’apport de chaleur du groupe en cause par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui utilisent la cheminée commune, selon la formule suivante :
où :
- Qg,j représente la quantité de combustible fossile de type « j » brûlé par le groupe en cause « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée :
- a) pour un combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés,
- b) pour un combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
- c) pour un combustible solide, de la même façon que l’élément Mc dans la formule prévue à l’alinéa 18(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes;
- HHVg,j le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « j » brûlé par le groupe en cause « g » est celui déterminé conformément au paragraphe 14(2) ou, à défaut, celui mentionné à la colonne 2 de l’annexe 2 pour le type de combustible visé à la colonne 1;
- j le je type de combustible brûlé au cours de l’année civile en cause par le groupe, où « j » est équivalent au chiffre 1 à y, et y est équivalent au nombre de types de combustible;
- Qi,j la quantité de combustible du type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminée pour un combustible gazeux, un combustible liquide et un combustible solide, respectivement, de la manière prévue pour l’élément Qg,j;
- HHVi,j le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « j » brûlé par chaque groupe « i » est celui déterminé conformément au paragraphe 14(2) ou, à défaut, celui mentionné à la colonne 2 de l’annexe 2 pour le type de combustible visé à la colonne 1;
- i le ie groupe, où « i » est équivalent au chiffre 1 à x et x est équivalent au nombre de groupes qui utilisent la cheminée commune;
- E la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO2 provenant de la combustion de tous les combustibles par tous les groupes qui utilisent la cheminée commune au cours de l’année civile en cause, mesurée par un SMECE installé à la cheminée commune, calculée conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence.
Utilisation d’un SMECE
16 (1) La personne responsable qui utilise un SMECE veille à ce que la Méthode de référence soit suivie.
Rapport du vérificateur
(2) Pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable a utilisé un SMECE, elle obtient un rapport, signé par le vérificateur, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 3 et le transmet au ministre avec le rapport visé à l’article 21.
Quantification fondée sur le combustible brûlé
Quantification
17 La quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe, au cours d’une année civile, qui n’est pas déterminée à l’aide d’une SMECE est calculée selon la formule suivante :
où :
- i représente le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, où « i » est équivalent au chiffre 1 à n et n est équivalent au nombre de types de combustibles fossiles brûlés;
- Ei la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustibles fossiles de type « i » par le groupe au cours de l’année civile et est calculée selon le type de combustible conformément à l’article 18;
- Es la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui provient du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile et calculée selon la formule suivante :
S × R × (44⁄MMs)
où :
- S représente la quantité de sorbant — notamment carbonate de calcium (CaCO3) —, exprimée en tonnes,
- R le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO2 attribuable à une mole de sorbant, lequel est 1 si le sorbant est du CaCO3,
- MMs la masse moléculaire du sorbant, laquelle est 100 si le sorbant est du CaCO3.
Contenu en carbone mesuré
18 (1) La quantité d’émissions de CO2 qui est attribuable à la combustion d’un combustible fossile par le groupe au cours d’une année civile est calculée selon celle des formules ci-après qui s’applique :
- a) dans le cas de combustibles gazeux :
Vc × CCM × (MMM⁄MVfc) × 3,664 × 0,001
où :
- Vc représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m3 normalisés, déterminé à l’aide de débitmètres,
- CCM la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, calculée conformément au paragraphe (2),
- MMM la masse moléculaire moyenne du combustible, exprimée en kg par kg-mole de combustible, déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 19,
- MVfc le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m3 normalisés par kg-mole de combustible dans des conditions normales;
- b) dans le cas de combustibles liquides :
Vc × CCM × 3,664
où :
- Vc représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL, déterminé à l’aide de débitmètres,
- CCM la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible, calculée conformément au paragraphe (2), à la même température que celle choisie pour déterminer Vc;
- c) dans le cas de combustibles solides :
Mc × CCM × 3,664
où :
- Mc représente la masse du combustible brûlé au cours de l’année civile, déterminée, selon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure et exprimée en tonnes,
- CCM la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, calculée conformément au paragraphe (2), sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer l’élément Mc.
Moyenne pondérée
(2) La moyenne pondérée « CCM » visée aux alinéas (1)a) à c) est calculée selon la formule suivante :
où :
- CCi représente le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la ie période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, selon la même unité de mesure que celle mentionnée pour l’élément CCM, qui soit est fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible, soit, s’il ne l’est pas, est établi par la personne responsable de la façon suivante :
- a) dans le cas des combustibles gazeux :
- (i) soit conformément à l’une des normes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
- (A) la norme ASTM D1945-14 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,
- (B) la norme ASTM UOP539-12 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography,
- (C) la norme ASTM D7833-14 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
- (D) le document intitulé API Technical Report 2572, Carbon Content, Sampling, and Calculation, 1re édition, publié en mai 2013,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le contenu en carbone du combustible,
- (i) soit conformément à l’une des normes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
- b) dans le cas des combustibles liquides, conformément à l’une des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
- (i) le document intitulé API Technical Report 2572, Carbon Content, Sampling, and Calculation, 1re édition, publié en mai 2013,
- (ii) la norme ASTM D5291-16 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants,
- (iii) la norme ASTM applicable au type de combustible,
- (iv) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale,
- c) dans le cas des combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer l’élément CCM et :
- (i) s’agissant de combustibles solides dérivés de déchets, conformément à la norme ASTM E777-08 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel,
- (ii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à la norme ou méthode ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
- (A) la norme ASTM applicable au type de combustible,
- (B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
- i la ie période d’échantillonnage visée à l’article 19 où « i » est équivalent au chiffre 1 à n et n est équivalent au nombre de ces périodes d’échantillonnage;
- Qi le volume ou la masse, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimé :
- a) en m3 normalisés, pour les combustibles gazeux,
- b) en kL, pour les combustibles liquides,
- c) en tonnes, pour les combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer l’élément CCM.
Échantillonnage et données manquantes
Échantillonnage
19 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la valeur des éléments relatifs au contenu en carbone visés à l’article 18 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.
Contenu en carbone fourni par le fournisseur
(2) Si le fournisseur du combustible lui fournit le contenu en carbone du combustible, la personne responsable peut obtenir de celui-ci le contenu en carbone du combustible pour la période d’échantillonnage précisée et à la fréquence minimale précisée pour le prélèvement d’échantillon au lieu de prélever des échantillons conformément au paragraphe (3).
Fréquence
(3) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de l’installation permettant de fournir les échantillons représentatifs ci-après du combustible brûlé, à la fréquence minimale applicable :
- a) s’il s’agit de gaz naturel, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque année au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, deux échantillons prélevés cette année-là, à au moins quatre mois d’intervalle, conformément à l’une des normes applicables suivantes :
- (i) la norme ASTM D4057-12 intitulée Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (ii) la norme ASTM D4177-16e1 intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (iii) la norme ASTM D5287-08(2015) intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Gaseous Fuels,
- (iv) la norme ASTM F307-13 intitulée Standard Practice for Sampling Pressurized Gas for Gas Analysis;
- b) s’il s’agit de gaz de raffinerie, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque journée au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de gaz de raffinerie par journée, prélevé au moins six heures après l’échantillon précédant, conformément à l’une des normes applicables visées à l’alinéa a);
- c) s’il s’agit d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz de raffinerie ou du gaz naturel, durant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque mois au cours duquel le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de combustible par mois, prélevé au moins deux semaines après l’échantillon précédant, conformément à l’une des normes visées à l’alinéa a);
- d) s’il s’agit d’un combustible solide, un échantillon composite par mois établi à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion prélevés chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile et qui commence au cours du mois, après tout traitement du combustible, mais avant que celui-ci ne soit mélangé à d’autres combustibles, et à au moins soixante-douze heures d’intervalle.
Échantillons additionnels
(4) Il est entendu que la personne responsable qui prélève, pour l’application du présent règlement, plus d’échantillons que le nombre minimal prévu au paragraphe (3) tient compte de tous les échantillons ou, s’il s’agit d’échantillons composites, de tous les sous-échantillons prélevés dans le cadre de la détermination prévue au paragraphe (1).
Groupe chaudière ayant subi des modifications majeures
(5) Dans le cas du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4), un échantillon de combustible est requis pour l’essai de rendement initial et pour chaque essai subséquent de rendement; cet échantillon est prélevé conformément aux normes applicables prévues aux sous-alinéas (3)a)(i) à (iv).
Données manquantes
20 (1) Sauf dans le cas de l’essai de rendement initial ou de l’essai subséquent visés à l’article 5, si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque, pour une période donnée d’une année civile, des données pour déterminer l’intensité des émissions visée aux paragraphes 4(1) ou (2), conformément aux formules prévues aux articles 11, 17 ou 18, des données de remplacement, établies pour cette période, sont utilisées à cette fin.
Données de remplacement — SMECE
(2) Dans le cas où le SMECE est utilisé pour déterminer un quelconque élément d’une formule prévue à l’article 17 et il manque une donnée pour une période donnée, la donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.5.2 de la Méthode de référence.
Données de remplacement — méthode fondée sur le combustible brûlé
(3) Dans le cas où la méthode de quantification fondée sur le combustible brûlé est utilisée pour déterminer un quelconque élément d’une formule visée aux articles 17 ou 18 relatif au contenu en carbone ou à la masse moléculaire d’un combustible et il manque une donnée pour une période donnée, la donnée de remplacement correspond à la moyenne, établie à l’aide de la méthode en question, des données disponibles pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause et, si les données sont disponibles, pour la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour l’élément à l’aide de cette méthode pour la période équivalente qui suit cette période.
Données de remplacement — plusieurs périodes données
(4) Des données de remplacement ne peuvent être utilisées qu’à l’égard d’un maximum de vingt-huit jours d’une année civile.
Rapports, dossier et transmission et conservation des renseignements
Rapports annuels
21 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la personne responsable d’un groupe est tenue de transmettre au ministre l’un des rapports ci-après au plus tard le 1er juin suivant la fin de l’année civile en cause :
- a) un rapport comportant les renseignements énumérés à l’annexe 1 à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle le groupe remplit les conditions visées au paragraphe 3(1) ou (2), selon le cas;
- b) un rapport abrégé comportant les renseignements visés aux articles 1 et 2 — à l’exception de l’alinéa 2h) — de l’annexe 1 à l’égard de toute année civile au cours de laquelle le groupe ne remplit plus l’une des conditions visées au paragraphe 3(1) ou (2), selon le cas.
Groupe chaudière ayant subi une modification majeure
(2) La personne responsable du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) n’est tenue de présenter les rapports visés au paragraphe (1) qu’à compter de l’année à l’égard de laquelle elle est tenue de respecter la limite d’émissions visée au paragraphe 4(2).
Cessation définitive de production d’électricité
(3) Si le groupe cesse définitivement de produire de l’électricité au cours de l’année civile, la personne responsable est tenue de transmettre au ministre un avis écrit à cet égard au plus tard soixante jours après la date à laquelle le groupe cesse sa production. Il n’est pas nécessaire de transmettre un rapport à l’égard des années civiles suivant celle au cours de laquelle le groupe cesse sa production.
Numéro d’enregistrement
(4) À la réception du premier rapport visé à l’alinéa (1)a), le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et communique le numéro à la personne responsable.
Modification des renseignements
(5) La personne responsable avise par écrit le ministre de toute modification apportée aux renseignements visés à l’article 1 de l’annexe 1 ayant été fournis dans le rapport le plus récent et ce, dans les trente jours suivant le jour de la modification.
Rapport sur l’essai de rendement
22 (1) La personne responsable du groupe chaudière visé par le paragraphe 3(4) est tenue de transmettre au ministre un rapport comportant les renseignements visés à l’annexe 4 relativement à l’essai de rendement visé à l’article 5 dans les soixante jours suivant la réalisation de l’essai de rendement.
Rapport de vérification de l’essai de rendement initial
(2) Dans le cas du groupe chaudière visé par le paragraphe 3(4), la personne responsable obtient un rapport, signé par le vérificateur de l’essai de rendement, qui porte sur l’essai initial de rendement et qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 5 et le transmet au ministre avec le rapport visé au paragraphe (1).
Rapports, avis et demandes électroniques
23 (1) Les rapports, avis et demandes visés par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable.
Support papier
(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme électronique au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet le rapport ou l’avis ou qui présente la demande n’est pas en mesure de le faire conformément à ce paragraphe, elle transmet le rapport ou l’avis ou présente la demande sur support papier, signés par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, le cas échéant.
Dossier
24 (1) La personne responsable d’un groupe constitue un dossier contenant les renseignements et documents suivants :
- a) tout avis visé au paragraphe 21(5) qui a été transmis au ministre, y compris les documents à l’appui;
- b) toute demande visée au paragraphe 7(3) ou 8(2), selon le cas, y compris les documents à l’appui;
- c) le relevé des mesures et la description des calculs effectués pour déterminer la valeur de chacun des éléments des formules utilisées pour l’application de l’article 4 et, s’il y a lieu, de l’article 5, ainsi que la mention des normes utilisées pour déterminer la valeur des éléments de ces formules et les documents à l’appui nécessaires;
- d) la mention des normes ou des méthodes mentionnées dans la description de l’élément CCi visé au paragraphe 18(2) qui ont été utilisées pour déterminer la valeur de l’élément CCM visé, selon le cas, à l’alinéa 18(1)a), b) ou c) ou, dans le cas d’un combustible gazeux, l’indication qu’un instrument de mesure directe a été utilisé à cette fin;
- e) les renseignements établissant que les compteurs visés à l’article 11 répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, y compris le certificat visé à l’article 14 de cette loi;
- f) les renseignements établissant que la mise en place, l’entretien et l’étalonnage visés au paragraphe 9(1) sont faits conformément à ce paragraphe et au paragraphe 9(2) et que les instruments de mesure utilisés sont conformes au paragraphe 9(3);
- g) les pièces justificatives nécessaires pour confirmer l’homologation du SMECE aux termes de l’article 10;
- h) à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un SMECE, les renseignements et les documents visés à la section 8 de la Méthode de référence;
- i) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 19, ainsi que la date du prélèvement de chaque échantillon et la mention des normes qui ont été utilisées pour prendre les échantillons représentatifs du combustible brûlé;
- j) les renseignements établissant la capacité du groupe indiquée dans le rapport annuel;
- k) s’agissant du groupe pour lequel un moteur à combustion de remplacement a été installé temporairement pour un maximum de quatre-vingt-dix jours dans le cadre de travaux de réparation ou d’entretien :
- (i) des preuves établissant que le moteur à combustion en cause a fait l’objet de travaux de réparation ou d’entretien et que, pendant la durée de ces travaux, un moteur à combustion de remplacement a été raccordé au groupe temporairement,
- (ii) le nombre de jours pendant lesquels le moteur à combustion de remplacement a été raccordé au groupe,
- (iii) le nombre de jours qu’ont duré les travaux;
- l) les renseignements établissant la capacité de chaque moteur à combustion indiquée dans le rapport annuel, la date à laquelle chaque moteur a été installé et, s’il s’agit d’un moteur à combustion dont la capacité est de 150 MW ou moins, une mention portant, le cas échéant, que le moteur à combustion a été installé en remplacement d’un moteur d’une capacité de 150 MW ou moins dans le cadre de travaux de réparation ou d’entretien;
- m) tout rapport visé à l’article 22, y compris les documents à l’appui.
Trente jours
(2) Les renseignements et documents visés au paragraphe (1) sont consignés et versés au dossier dès que possible, mais au plus tard trente jours après la date où ils deviennent accessibles.
Conservation des renseignements et des rapports
25 La personne responsable tenue, en application du présent règlement, de constituer un dossier ou de transmettre un rapport ou un avis conserve les renseignements et documents en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, à son établissement principal au Canada pendant au moins sept ans après avoir constitué le dossier ou avoir transmis le rapport ou l’avis.
Entrée en vigueur
Enregistrement
26 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur le 1er janvier 2019.
Application différée
(2) À l’égard des groupes moteur à combustion, le présent règlement ne s’applique qu’à compter du 1er janvier 2021.
ANNEXE 1
(paragraphe 7(3), alinéas 21(1)a) et b) et paragraphe 21(5))
Rapport annuel — renseignements à fournir
1 Renseignements sur la personne responsable :
- a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse municipale;
- b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
- c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne- ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
2 Renseignements sur le groupe :
- a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne responsable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) :
- (i) ses nom, titre et adresse municipale,
- (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
- b) le cas échéant, ses nom et adresse municipale;
- c) le cas échéant, son numéro d’enregistrement;
- d) le nom de l’installation où il est situé;
- e) le cas échéant, le numéro d’identification attribué par le ministre à cette installation pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application de l’article 48 de la Loi;
- f) le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en vertu du paragraphe 4(2) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon;
- g) s’il s’agit d’un groupe chaudière ou d’un groupe moteur à combustion;
- h) un schéma de procédé illustrant :
- (i) l’équipement principal du groupe qui produit de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique, notamment les chaudières, moteurs à combustion, brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs ou dispositifs de contrôle des émissions,
- (ii) le périmètre utilisé pour identifier le groupe,
- (iii) les flux électriques franchissant le périmètre du groupe
- (iv) les flux calorifiques qui franchissent le périmètre du groupe et une indication de leur température, de leur pression et de de leur débit massique horaire moyens;
- i) sa capacité;
- j) pour chaque moteur à combustion du groupe, la capacité du moteur et la date à laquelle celui-ci a été installé et, s’il s’agit d’un moteur à combustion dont la capacité est de 150 MW ou moins, une mention portant que, le cas échéant, le moteur à combustion a été installé en remplacement d’un moteur d’une capacité de 150 MW ou moins dans le cadre de travaux de réparation et d’entretien;
- k) sa production potentielle d’électricité pour l’année civile, exprimée en GWh;
- l) selon le cas :
- (i) s’il s’agit d’un groupe moteur à combustion, le pourcentage de la production potentielle d’électricité vendue ou distribuée sur le réseau électrique pour l’année civile,
- (ii) s’il s’agit d’un groupe chaudière, la quantité d’électricité vendue ou distribuée sur le réseau électrique pour l’année civile;
- m) le pourcentage, en moyenne au cours de l’année civile, de l’apport de chaleur du groupe qui provient du gaz naturel;
- n) s’il s’agit d’un groupe chaudière, la valeur de son rapport chaleur-électricité.
3 Renseignements sur l’intensité des émissions — visées aux paragraphes 4(1) ou (2) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile :
- a) l’intensité des émissions provenant du groupe, soit la proportion de la quantité d’émissions de CO2 mentionnée à l’alinéa c) par rapport à la quantité d’énergie mentionnée au sous-alinéa b)(i), exprimée en tonnes par GWh;
- b) à l’égard de la quantité d’énergie produite par le groupe :
- (i) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 11 du présent règlement, exprimé en GWh,
- (ii) les valeurs déterminées pour les éléments G et Hpnette de la formule prévue au paragraphe 11(1) du présent règlement, exprimées en GWh,
- (iii) les valeurs déterminées pour les éléments Gmc, Gp et Gext de la formule prévue au paragraphe 11(2) du présent règlement, exprimées en GWh;
- c) à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe :
- (i) dans le cas visé à l’alinéa 12a) du présent règlement, le résultat du calcul effectué conformément aux articles 13 ou 14 et, s’il y a lieu, 15 du présent règlement, exprimé en tonnes,
- (ii) dans le cas visé à l’alinéa 12b) du présent règlement, le résultat du calcul effectué conformément aux articles 17 et 18 du présent règlement, exprimé en tonnes;
- d) à l’égard de chaque type de combustible brûlé :
- (i) le type et, s’il s’agit de biomasse, une mention indiquant en quoi ce type est de la biomasse au sens du paragraphe 2(1) du présent règlement,
- (ii) la quantité brûlée.
4 Renseignements à l’égard des éléments suivants :
- a) s’il s’agit d’un groupe à l’égard duquel une exemption a été accordée au titre de l’alinéa 7(4)a) du présent règlement, la durée de la situation d’urgence, soit la date à laquelle la situation a débuté et celle à laquelle elle a pris fin;
- b) s’il s’agit d’un groupe qui est visé au paragraphe 4(4) du présent règlement et qui est temporairement raccordé à un ou plusieurs moteurs à combustion de remplacement :
- (i) au cours de l’année civile, la durée de la réparation ou l’entretien, soit la date à laquelle la réparation ou l’entretien a débuté et celle à laquelle il a pris fin,
- (ii) la justification de l’utilisation d’un moteur à combustion de remplacement.
5 Une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 16(2) du présent règlement.
6 Renseignements sur les données de remplacement visées à l’article 20 du présent règlement qui ont été utilisées pour une période donnée au cours de l’année civile, le cas échéant :
- a) les raisons pour lesquelles les données nécessaires pour déterminer un élément visé à l’une des formules prévues aux articles 11, 17 ou 18 du présent règlement n’ont pas été obtenues et une explication établissant en quoi ces raisons sont indépendantes de la volonté de la personne responsable;
- b) l’élément pour lequel les données n’ont pas été obtenues et la date du jour en cause et, s’il s’agit d’une période de plusieurs jours, la date du début de cette période et la date à laquelle elle a pris fin;
- c) la valeur de l’élément visé à l’alinéa b) déterminée à l’aide de données de remplacement, et des précisions sur sa détermination, notamment :
- (i) les données utilisées au cours de toute période d’un ou de plusieurs jours pour faire cette détermination,
- (ii) la méthode utilisée pour obtenir les données de remplacement,
- (iii) dans le cas de la détermination d’un élément visé au paragraphe 20(3) du présent règlement, les raisons qui justifient toute période utilisée pour cette détermination.
ANNEXE 2
(paragraphes 14(1) et 15(2))
Article |
Colonne 1 Type de combustible |
Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL) note 2 du tableau 1 |
|||||
---|---|---|---|---|---|---|---|
1 |
Mazout léger no 1 |
38,78 |
|||||
2 |
Mazout léger no 2 |
38,50 |
|||||
3 |
Mazout lourd no 4 |
40,73 |
|||||
4 |
Kérosène |
37,68 |
|||||
5 |
Gaz de pétrole liquéfié (GPL) |
25,66 |
|||||
6 |
Propane (pur, pas un mélange de GPL) note 1 du tableau 1 |
25,31 |
|||||
7 |
Propylène |
25,39 |
|||||
8 |
Éthane |
17,22 |
|||||
9 |
Éthylène |
27,90 |
|||||
10 |
Isobutane |
27,06 |
|||||
11 |
Isobutylène |
28,73 |
|||||
12 |
Butane |
28,44 |
|||||
13 |
Butylène |
28,73 |
|||||
14 |
Essence naturelle |
30,69 |
|||||
15 |
Essence à moteur |
34,87 |
|||||
16 |
Essence aviation |
33,52 |
|||||
17 |
Kérosène type aviation |
37,66 |
|||||
18 |
Gaz naturel de qualité pipeline |
0,03793note 2 du tableau 1 |
|||||
Notes du tableau 1
|
ANNEXE 3
(paragraphe 16(2))
Rapport du vérificateur sur le SMECE — renseignements à fournir
1 Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable.
2 Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone et titres de compétence du vérificateur et, le cas échéant, son numéro de télécopieur et son adresse électronique.
3 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer :
- a) si l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6.1 de la Méthode de référence;
- b) si la personne responsable a suivi la Méthode de référence et si le SMECE répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.
4 Une attestation portant qu’à son avis :
- a) l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6.1 de la Méthode de référence;
- b) la personne responsable a suivi la Méthode de référence et le SMECE répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4.
5 Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis la personne responsable a veillé à ce que le manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité soit mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence.
ANNEXE 4
(paragraphe 22(1))
Rapport sur l’essai de rendement — renseignements à fournir
1 Renseignements sur la personne responsable :
- a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse municipale;
- b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
- c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne- ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
2 Renseignements sur le groupe :
- a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne responsable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) :
- (i) ses nom, titre et adresse municipale,
- (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant;
- b) le cas échéant, ses nom et adresse municipale;
- c) le cas échéant, son numéro d’enregistrement;
- d) le nom de l’installation où il est situé;
- e) le numéro d’identification attribué par le ministre à cette installation pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application de l’article 48 de la Loi;
- f) le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en vertu du paragraphe 4(2) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon;
- g) sa capacité.
3 Renseignements sur l’intensité des émissions — visées au paragraphe 4(2) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles par le groupe pendant l’essai de rendement :
- a) l’intensité des émissions provenant du groupe, soit la proportion de la quantité d’émissions de CO2 mentionnée à l’alinéa c) par rapport à la quantité d’énergie mentionnée à l’alinéa b), exprimée en tonnes par GWh;
- b) à l’égard de la quantité d’électricité produite par le groupe, la valeur déterminée pour G;
- c) à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe :
- (i) dans le cas visé à l’alinéa 12a) du présent règlement, le résultat du calcul effectué conformément aux articles 13 ou 14 et, s’il y a lieu, 15 du présent règlement, exprimé en tonnes,
- (ii) dans le cas visé à l’alinéa 12b) du présent règlement, le résultat du calcul effectué conformément aux articles 17 et 18 du présent règlement, exprimé en tonnes;
- d) à l’égard de chaque type de combustible brûlé, la quantité brûlée.
4 La date à laquelle l’essai a été effectué.
ANNEXE 5
(paragraphe 22(2))
Rapport du vérificateur de l’essai de rendement initial — renseignements à fournir
1 Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable.
2 Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone et titres de compétence du vérificateur de l’essai de rendement et, le cas échéant, son numéro de télécopieur et son adresse électronique.
3 Les procédures utilisées par le vérificateur de l’essai de rendement pour évaluer si le résultat de l’essai de rendement a été obtenu conformément à l’article 5 du présent règlement.
4 Une attestation portant qu’à son avis le résultat de l’essai de rendement a été obtenu conformément à l’article 5 du présent règlement.
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION
(Ce résumé ne fait pas partie des règlements.)
Enjeux
Des investissements importants dans le secteur de l’électricité sont attendus en raison de l’élimination progressive de l’utilisation du charbon pour produire de l’électricité (production d’électricité à partir de charbon) au Canada. Il faut établir clairement l’approche réglementaire fédérale visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) découlant de la production d’électricité à partir du gaz naturel afin de réduire l’incertitude, de contribuer à créer un climat d’investissement plus stable et d’encourager l’investissement dans des formes de production d’électricité qui produisent moins d’émissions au Canada. Le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel (le règlement) fixe des normes de performance pour les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel nouveaux et considérablement modifiés, offrant une certitude réglementaire au niveau de ces normes.
Contexte
Le gouvernement du Canada (le gouvernement) s’est engagé à réduire les émissions de GES pour atténuer les répercussions des changements climatiques. En 2016, le Canada a ratifié l’Accord de Paris, s’engageant à réduire de 30 % les émissions globales de GES sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Pendant la même année, les premiers ministres des gouvernements fédéral, provinciaux (à l’exception de la Saskatchewan) et territoriaux ont publié le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, qui comprend un engagement à accroître les sources d’électricité propre, appuyé par des investissements dans l’infrastructure et par des règlements sur la production d’électricité alimentée au charbon et au gaz naturel référence 1. Le budget fédéral de 2017 prévoyait un investissement de 21,9 milliards de dollars sur 11 ans en infrastructures vertes. Il y aura un besoin de capacité de production d’électricité à partir du gaz naturel pour soutenir les sources renouvelables de production d’électricité qui seront mises en service à l’avenir au Canada, y compris celles découlant des fonds engagés dans le budget fédéral de 2017. Le 17 février 2018, le ministère de l’Environnement (le Ministère) a publié le projet de règlement intitulé Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ainsi que le projet de règlement intitulé Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel dans la Partie I de la Gazette du Canada.
Les deux règlements ont été élaborés en parallèle pour faire en sorte que tous les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel nouveaux ou considérablement modifiés destinés à remplacer les groupes de production d’électricité alimentés au charbon respectent des normes de rendement en matière d’émissions et fournissent une certitude réglementaire au sujet de l’approche fédérale en matière de contrôle des émissions de GES provenant de la production d’électricité à partir du gaz naturel au Canada référence 2.
Production d’électricité et émissions de GES
En 2015, les émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada s’élevaient à environ 79 mégatonnes (Mt) référence 3 d’équivalent en dioxyde de carbone (d’éq. CO2) référence 4, dont environ 12 Mt d’éq. CO2 découlant de la production d’électricité à partir du gaz naturel. On estime que d’ici 2035, dans un scénario de maintien du statu quo, les émissions provenant du secteur de l’électricité au Canada devraient chuter à 34 Mt d’éq. CO2, alors que les émissions issues de la production d’électricité à partir du gaz naturel devraient augmenter à environ 22 Mt d’éq. CO2. La diminution estimée à 56 % des émissions globales de GES du secteur de l’électricité de 2015 (79 Mt) à 2035 (34 Mt) est liée en grande partie à l’abandon prévu de l’utilisation du charbon pour produire de l’électricité au Canada. L’augmentation prévue des émissions de GES provenant de la production d’électricité à partir du gaz naturel est associée au remplacement graduel de la production d’électricité à partir du charbon.
Résumé des technologies de production d’électricité alimentées au gaz naturel
Les technologies utilisées à l’échelle des services publics pour produire de l’électricité à partir du gaz naturel appartiennent généralement à l’une des catégories suivantes : moteurs à combustion (par exemple turbines à gaz ou moteurs à pistons) ou chaudières. Dans le cas des chaudières, il peut s’agir d’appareils qui étaient alimentés au charbon et qui sont convertis afin de pouvoir brûler du gaz naturel (conversion charbon au gaz). Un aperçu des technologies utilisées pour produire de l’électricité à partir du gaz naturel au Canada est présenté ci-dessous.
1. Moteurs à combustion
Il existe deux différents types de moteurs à combustion qui peuvent brûler du gaz naturel pour produire de l’électricité :
- a) Moteurs à turbines à gaz
- Ce sont des moteurs à combustion interne qui fonctionnent par rotation plutôt que par mouvement alternatif. Ces groupes composent la grande majorité de la production d’électricité à partir du gaz naturel. Une turbine à gaz peut être utilisée pour produire de l’électricité seule (configuration à cycle simple) ou combinée à une turbine à vapeur (configuration à cycle combiné). Les systèmes à cycle combiné sont considérablement plus efficaces en termes d’énergie et d’émission que les groupes à cycle simple; toutefois, les systèmes à cycle simple peuvent être requis pour certaines conditions opérationnelles, telles que la capacité de production auxiliaire rapide pour l’intégration de sources renouvelables.
- Considérant les caractéristiques des technologies actuelles, le nombre de turbines à gaz déployées au Canada devrait augmenter dans un proche avenir, car on croit de façon générale que cette technologie constitue actuellement l’option la plus économique et la plus fiable pour le remplacement de la capacité de production d’électricité à partir du charbon au Canada.
- b) Moteurs à pistons
- Dans les moteurs à pistons, le combustible est brûlé dans un cylindre, activant un piston connecté à un vilebrequin. Le vilebrequin transforme le mouvement linéaire du piston en mouvement rotatif du vilebrequin. Dans le cas de la production d’électricité, les moteurs à pistons sont raccordés à des alternateurs pour produire l’électricité.
2. Chaudières
Dans les chaudières, le combustible est brûlé pour convertir l’eau en vapeur. La vapeur produite fait tourner une turbine à vapeur qui pousse une génératrice à produire de l’électricité. Les chaudières peuvent brûler divers combustibles, y compris le charbon, le coke de pétrole, le mazout lourd, le gaz naturel et la biomasse, seuls ou combinés.
Le nombre de chaudières au gaz naturel a diminué, principalement en raison des améliorations apportées à la technologie des turbines à gaz sur le plan de l’efficacité et de la souplesse.
3. Conversion du charbon au gaz naturel
La conversion au gaz naturel pourrait se résumer à l’installation d’une tuyère à gaz et au raccordement au système existant d’approvisionnement en gaz naturel. Certaines conversions pourraient être plus complexes, nécessitant l’installation de nouveaux brûleurs, la modification de chaudières, la modification ou le remplacement de dispositifs auxiliaires et le recours à des systèmes d’approvisionnement en gaz naturel entièrement nouveaux, sur place et hors site. Le degré de modification requis dépendrait du groupe à modifier.
En 2017, TransAlta a annoncé que son conseil d’administration avait approuvé six conversions du charbon au gaz référence 5 en Alberta. Les six conversions du charbon au gaz devraient :
- — être réalisées entre 2020 et 2022, soit 6 à 9 ans avant que les groupes de production d’électricité alimentés au charbon ne doivent être mis hors service en raison des règlements fédéraux et provinciaux sur l’électricité produite à partir du charbon;
- — ajouter de 5 à 10 années à la durée de vie économique de chaque groupe converti au gaz naturel suivant l’année de laquelle elle aurait été tenue de respecter la norme de performance en l’absence de conversion, aux termes des règlements fédéraux et provinciaux sur l’électricité produite à partir du charbon;
- — fournir une capacité auxiliaire fiable;
- — aider le secteur à mettre en œuvre sa stratégie globale visant à adopter des sources non émettrices pour la production d’électricité en Alberta référence 6.
Objectifs
Le règlement vise à limiter les émissions de CO2 provenant de la production d’électricité à partir du gaz naturel en veillant à ce que les groupes alimentés au gaz naturel nouveaux ou considérablement modifiés soient assujettis à des normes de performance en matière d’émissions. Ce faisant, le règlement fournira une certitude en ce qui concerne la rigueur des normes de performance. Ceci devrait faciliter les processus de planification et de prise de décision en matière d’investissement associés à l’élimination graduelle de la génération d’électricité alimentée au charbon et à l’établissement de nouvelles capacités de production d’électricité à partir du gaz naturel au Canada.
Description
Le règlement imposera des normes de rendement (limites fondées sur l’intensité des émissions de CO2) aux groupes nouveaux ou considérablement modifiés de production d’électricité à partir du gaz naturel référence 7.
Les nouveaux groupes comprennent :
- — les moteurs à combustion (turbines à gaz et moteurs à pistons) qui commencent à produire de l’électricité à compter du 1er janvier 2021;
- — les chaudières au gaz naturel qui commencent à produire de l’électricité à compter du 1er janvier 2019.
Les groupes considérablement modifiés comprennent :
- — les groupes à moteur à combustion existants (turbines à gaz et moteurs à pistons) brûlant du gaz naturel qui commencent à produire de l’électricité avant le 1er janvier 2021 qui sont mis à niveau pour accroître leur capacité ou sont déplacés à une nouvelle installation;
- — les chaudières existantes fonctionnant au gaz naturel et qui commencent à produire de l’électricité avant le 1er janvier 2019 et qui ont été déplacées à une nouvelle installation;
- — les groupes à chaudière qui brûlaient du charbon, enregistrés aux termes du paragraphe 4(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, et qui sont convertis pour brûler du gaz naturel afin de produire de l’électricité (conversion du charbon au gaz).
Voici un résumé des normes de rendement et des autres exigences prévues aux termes du règlement.
1. Normes de rendement applicables aux groupes à moteur à combustion (turbines à gaz et moteurs à pistons) — nouveaux, considérablement modifiés ou déplacés à une nouvelle installation
Pour les groupes à moteur à combustion nouveaux, considérablement modifiés ou déplacés à une nouvelle installation, la norme de rendement applicable est fondée sur la capacité des moteurs à combustion qui composent le groupe. Pour les groupes comprenant un ou plusieurs moteurs à combustion d’une capacité supérieure à 150 mégawatts (MW) référence 8 (> 150 MW), la norme de rendement sera établie selon une moyenne annuelle et sera de 420 tonnes (t) de CO2 pour chaque gigawattheure (GWh) d’électricité produite. La norme de rendement applicable aux groupes à moteur à combustion comprenant des moteurs à combustion d’une capacité de 150 MW ou moins (≤ 150 MW) sera également établie selon une moyenne annuelle et sera de 550 t de CO2/GWh d’électricité produite.
Le règlement s’appliquera aux groupes à moteur à combustion (turbines à gaz et moteurs à pistons) qui remplissent les conditions suivantes :
- — les groupes mis en service le ou après le 1er janvier 2021 (date d’entrée en vigueur du règlement pour ces groupes) référence 9, ou les groupes produisant de l’électricité avant le 1er janvier 2021 qui ont été déménagés dans une nouvelle installation le ou après le 1er janvier 2021 ou dont plus de 50 % de la capacité des moteurs à combustion ont été installées le ou après le 1er janvier 2021;
- — ils ont une capacité d’au moins 25 MW;
- — plus de 30 % de leur apport de chaleur référence 10 provient de la combustion de gaz naturel;
- — au moins 33 % de leur production potentielle d’électricité est vendue ou distribuée au réseau référence 11.
2. Normes de rendement applicables aux groupes à chaudière au gaz naturel — nouveaux ou déplacés à une nouvelle installation
La norme de rendement applicable aux groupes à chaudière au gaz naturel nouveaux sera établie selon une moyenne annuelle et sera de 420 t de CO2/GWh d’électricité produite.
Le Règlement s’appliquera aux groupes à chaudière au gaz naturel qui remplissent les conditions suivantes :
- — les groupes commencent à produire de l’électricité le ou après le 1er janvier 2019 (date d’entrée en vigueur du règlement pour ces groupes) référence 12 ou les groupes ont produit de l’électricité avant le 1er janvier 2019 et sont déplacés à une nouvelle installation le ou après le 1er janvier 2019;
- — ils ont une capacité d’au moins 25 MW;
- — plus de 30 % de leur apport de chaleur provient de la combustion de gaz naturel;
- — ils doivent présenter un rapport chaleur-énergie inférieur à 0,9 dans le cas d’un groupe à chaudière de cogénération référence 13;
- — ils vendent ou distribuent de l’électricité au réseau.
3. Normes de rendement applicables aux chaudières alimentées au charbon considérablement modifiées afin d’être alimentées au gaz naturel pour générer de l’électricité (conversion du charbon au gaz)
Les chaudières alimentées au charbon qui sont considérablement modifiées et qui cessent d’utiliser du charbon comme carburant référence 14, mais qui continuent d’utiliser du gaz naturel pour générer de l’électricité pourront continuer de fonctionner sans satisfaire à la norme de rendement durant une période limitée, au terme de laquelle ils devront se conformer à la norme de rendement établie. L’application de la norme de rendement visant les groupes convertis du charbon au gaz naturel sera différée pendant une période prescrite (soit 0, 5, 8 ou 10 ans après la fin de la durée de vie utile du groupe référence 15), selon les résultats d’un essai initial de rendement des chaudières converties au gaz.
L’essai initial de rendement et l’intensité des émissions déterminée par cet essai doivent être déclarés en vertu du règlement, généralement dans les 12 mois suivant la conversion du charbon au gaz naturel. L’intensité des émissions mesurée durant l’essai initial de rendement déterminera le nombre d’années durant lesquelles un groupe converti du charbon au gaz naturel sera autorisé à fonctionner sans être conforme à la norme de rendement de 420 t de CO2/GWh; les groupes plus efficaces pourront fonctionner plus longtemps, sans répondre à la norme.
Pour les groupes à chaudière convertis du charbon au gaz, la norme de rendement de 420 t de CO2/GWh d’électricité produite ne s’appliquerait pas durant un certain nombre d’années, comme suit :
- i. zéro année suivant la fin de la vie utile du groupe, si les résultats de l’essai initial de rendement donnent une intensité des émissions de CO2 supérieure à 600 t de CO2/GWh;
- ii. cinq ans suivant la fin de la vie utile du groupe, si les résultats de l’essai initial de rendement donnent une intensité des émissions de CO2 supérieure à 550 t de CO2/GWh et inférieure ou égale à 600 t de CO2/GWh;
- iii. huit ans suivant la fin de la vie utile du groupe, si les résultats de l’essai initial de rendement donnent une intensité des émissions de CO2 supérieure à 480 t de CO2/GWh et inférieure ou égale à 550 t de CO2/GWh;
- iv. dix ans suivant la fin de la vie utile du groupe, si les résultats de l’essai initial de rendement donnent une intensité des émissions de CO2 inférieure ou égale à 480 t de CO2/GWh.
Des essais de rendement annuels subséquents doivent être effectués afin de déterminer l’intensité des émissions de CO2 d’un groupe converti. Durant ces essais, l’augmentation de l’intensité des émissions de CO2 d’un groupe converti devra être inférieure à 2 % de l’intensité des émissions mesurée lors de l’essai précédent pour être conforme.
Le règlement s’appliquera aux groupes à chaudière convertis du charbon au gaz naturel s’ils remplissent les conditions suivantes :
- — ils ont été enregistrés conformément au paragraphe 4(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon;
- — ils ont cessé d’utiliser le charbon et continuent de générer de l’électricité en utilisant du gaz naturel comme carburant le ou après le 1er janvier 2019 (date d’entrée en vigueur du règlement pour ces groupes);
- — ils ont une capacité d’au moins 25 MW;
- — plus de 30 % de leur apport de chaleur référence 16 provient de la combustion de gaz naturel;
- — ils présentent un rapport chaleur-énergie inférieur ou égal à 0,9 référence 17 dans le cas d’un groupe à chaudière de cogénération;
- — ils vendent ou distribuent de l’électricité au réseau.
Obligations de déclaration
Les propriétaires ou les exploitants seront tenus de présenter des rapports annuels pour les groupes assujettis au règlement. Dans le cas des unités qui ont satisfait aux critères d’application au cours des années précédentes, mais ne satisfont plus à l’un des critères d’application du règlement au cours d’une année donnée, seul un rapport abrégé est requis pour cette année. Les propriétaires ou les exploitants de groupes à chaudière convertis du charbon au gaz naturel seront tenus de présenter un rapport sur les essais de rendement annuels pour la période durant laquelle la norme d’émission ne sera pas appliquée au groupe en question. Au terme de cette période, lorsque le groupe sera assujetti à la norme de rendement, le propriétaire ou l’exploitant devra présenter des rapports annuels complets pour le groupe en question afin de se conformer au règlement. Le règlement fournit deux méthodes pour quantifier les émissions de CO2 : le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (SMECE) référence 18 et une méthode basée sur le carburant référence 19.
Situations d’urgence
Le règlement comporte une disposition visant à garantir la fiabilité du réseau en situation d’urgence. Dans les cas où un groupe aurait besoin de fonctionner pour atténuer les conséquences d’une interruption d’urgence ou en cas de risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité, le groupe concerné peut faire une demande d’exemption temporaire de la norme de rendement.
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 aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) sera modifié pour inclure les paragraphes 4(1) et 4(2) du règlement et ainsi rendre les infractions à ces dispositions punissables de peines appropriées.
Application |
Justification |
---|---|
Le règlement ne s’appliquera pas aux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel en service au Canada avant le 1er janvier 2021, à quelques exemptions près. Par exemple, un moteur à combustion existant utilisé pour la production d’électricité qui a été déplacé et réinstallé dans une autre centrale le ou après le 1er janvier 2021 serait visé référence 20. |
Évite les coûts liés à la mise à niveau des groupes existants pour satisfaire aux normes de rendement. Toutefois, selon l’analyse de sept gros et trois petits groupes utilisés au Canada, les émissions de GES de ces groupes respectent ou excèdent les exigences établies dans le règlement. |
Le règlement ne s’appliquera pas aux moteurs à combustion alimentés au gaz naturel qui sont mis en service le ou après le 1er janvier 2021, et qui vendent ou distribuent moins de 33 % de leur production d’électricité potentielle au réseau. |
Évite les coûts liés aux groupes qui ne devraient pas constituer une source majeure d’émissions de GES au Canada, tout en offrant aux exploitants la marge de manœuvre nécessaire pour répondre aux demandes pendant les heures de pointe. |
Normes de rendement en matière d’émissions |
Justification |
---|---|
Le règlement alignera les normes de rendement en matière d’émissions des groupes de moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés utilisant le gaz naturel (qui devraient vendre ou distribuer 33 % ou plus de leur production d’électricité potentielle au réseau), sur celles des technologies efficaces disponibles. |
Les données historiques sur l’intensité des émissions moyennes annuelles (t de CO2/GWh) des groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel existants, utilisant des technologies efficaces, indiquent que les normes de rendement en matière d’émissions peuvent être respectées par les moteurs à combustion nouveaux ou considérablement modifiés. |
Le règlement nécessitera que les chaudières considérablement modifiées converties pour brûler du gaz naturel aux fins de la production d’électricité respectent les normes de rendement après une période de temps prescrite. |
Il est prévu que les groupes convertis respecteront cette exigence, car les paramètres de rendement des émissions ont été développés d’après les renseignements fournis par les exploitants en se basant sur l’efficacité actuelle des chaudières au charbon concernées21. |
Règle du « un pour un »
On s’attend à ce que le règlement entraîne une augmentation mineure du fardeau administratif, et c’est pourquoi il est considéré comme un « AJOUT » en vertu de la règle du « un pour un ». Selon le modèle standard d’établissement des coûts du Conseil du Trésor, et au moyen d’un taux d’actualisation de 7 %, les coûts administratifs annualisés prévus pour toutes les entreprises assujetties au projet de règlement sont d’environ 10 752 $ (en dollars canadiens de 2012) et de 758 $ par entreprise. Ces nouveaux coûts devront être compensés à valeur égale par une réduction des coûts administratifs relativement aux règlements existants, et comme il s’agit d’un nouveau règlement, le Ministère devra également abroger au moins un règlement existant dans un délai de deux ans. référence 21
Coûts initiaux ponctuels
- Le taux horaire présumé (en dollars canadiens de 2012) est de 33 $/heure pour un ingénieur chimique ou un employé ayant une formation en sciences naturelles ou appliquées, de 23 $/heure pour le personnel de soutien administratif et de 48 $/heure pour la haute direction référence 22.
- On présume que, à chaque installation, un ingénieur chimique ou un employé ayant une formation en sciences naturelles ou appliquées passera quatre heures à se familiariser avec les exigences administratives du règlement en 2018, et que la haute direction y passera une heure.
- On présume que, à chaque installation, un ingénieur chimique ou un employé ayant une formation en sciences naturelles ou appliquées aura besoin d’une demi-heure pour produire le rapport initial sur le test d’intensité des émissions associé à la conversion du charbon au gaz.
- On présume que, à chaque installation, le personnel de soutien administratif aura besoin d’en moyenne une demi-heure pour enregistrer les renseignements de l’installation (tels que le nom, l’adresse et les coordonnées de la personne-ressource de l’installation et de ses représentants) auprès du Ministère en 2018.
Coûts continus (annuels)
- On présume que, à chaque installation, un ingénieur chimique ou un employé ayant une formation en sciences naturelles ou appliquées (rémunéré au taux horaire susmentionné) passera annuellement, en moyenne, 23,25 heures à effectuer toutes les tâches administratives exigées en lien avec le rapport annuel. Ce travail inclut l’extraction et l’entrée de données, l’échantillonnage et l’analyse, les calculs de l’énergie thermique nette produite, les calculs d’émissions de CO2 et d’autres calculs.
- On présume que, à chaque installation, la haute direction consacrera deux heures à l’examen et à l’approbation des rapports annuels.
- On présume que le personnel de soutien administratif, à chaque installation, passera une heure à enregistrer et à classer les rapports annuels.
Lentille des petites entreprises
La lentille des petites entreprises ne s’applique pas au règlement puisqu’aucune des entreprises concernées n’est une petite entreprise référence 23.
Consultation
Un avis d’intention (l’avis) d’élaborer un règlement sur les GES provenant de la production d’électricité au Canada a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 17 décembre 2016 pour une période de commentaires du public de 60 jours. L’avis informait de l’intention du gouvernement de modifier le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon publié le 12 septembre 2012, et d’élaborer des exigences réglementaires pour la production d’électricité au gaz naturel. Durant la période de commentaires de 60 jours, 21 commentaires ont été reçus de la part des intervenants (associations de l’industrie, producteurs d’électricité à partir du gaz naturel ou de sources renouvelables, provinces, organismes non gouvernementaux et autres). À la suite de ces commentaires et sur la base des nouvelles données reçues, recueillies et produites par le Ministère, plusieurs aspects du règlement ont été reconsidérés, ce qui a donné lieu à certains ajustements. Par exemple, dans l’avis, un moteur à combustion de plus de 100 MW était initialement considéré comme étant gros et donc était assujetti à la norme de rendement annuel moyen de 420 t de CO2/GWh. Sous l’approche révisée, les groupes à moteur à combustion d’une capacité supérieure à 150 MW sont désormais considérés comme gros.
Le 17 février 2018, le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, pour une période de commentaires du public de 60 jours, ce qui comprenait un résumé des commentaires reçus sur l’avis et les réponses du gouvernement à ces commentaires. Durant la période de commentaires de 60 jours, le Ministère a reçu 22 commentaires de la part des intervenants sur les définitions proposées, la rigueur des normes de rendement, les exigences en matière de déclaration, les méthodes de quantification, les conversions du charbon au gaz et les objectifs de la politique. Voici un résumé des commentaires et les réponses du gouvernement.
Définitions
Certains intervenants de l’industrie ont suggéré d’ajouter le concept de la capacité nominale continue maximale pour définir la capacité de production d’électricité d’un groupe, car même si la terminologie peut varier selon l’administration ou l’entreprise, la signification est largement comprise par les intervenants de l’industrie. Le Ministère était d’accord avec cette suggestion et a incorporé ce concept au règlement.
Un intervenant industriel a recommandé que la définition de « gaz naturel » soit modifiée pour exclure le gaz des systèmes de traitement des eaux usées. Étant donné que ce type de gaz est semblable du point de vue de sa composition aux gaz des sites d’enfouissement ou aux gaz de digesteur, qui sont déjà exclus de la définition du gaz naturel, le Ministère était d’accord et la définition a été modifiée.
Un intervenant de l’industrie a proposé de définir les « groupes existants » comme étant les installations actuellement exploitées et celles qui ont un permis d’exploitation, mais ne sont pas encore construites, et de les exempter d’avoir à se conformer au règlement. Le Ministère a clarifié en expliquant que le règlement s’appliquera à certains des groupes existants dans les circonstances précises décrites au paragraphe 3(3) du règlement. De plus, le Ministère a fait remarquer qu’une période de grâce de deux ans avait été ajoutée à la date d’entrée en vigueur pour les groupes de moteurs à combustion afin que les groupes actuellement en construction puissent être mises service avant la date d’entrée en vigueur du règlement.
Rigueur de la norme de rendement
Certains intervenants ont suggéré que les normes soient au moins aussi strictes que celles des meilleures techniques existantes (MTE). Cette approche nécessiterait une norme à hauteur de 360 à 400 t de CO2/GWh pour les groupes à gros moteurs à combustion, au lieu de la capacité de 420 t de CO2/GWh établie dans la politique, et de 500 t de CO2/GWh pour les petits groupes, au lieu des 550 t de CO2/GWh établis dans la politique. Un intervenant a proposé d’interdire le fonctionnement de groupes au gaz naturel autonomes après 2040, sauf en tant que groupes de pointe et d’autres ont proposé que les normes de rendement soient resserrées de temps en temps à l’avenir. Le Ministère a clarifié ce point, expliquant que l’objectif principal de la politique était de fixer des normes de rendement pour les nouvelles centrales au gaz naturel qui soient atteignables et de fournir une certitude réglementaire sur le niveau de rigueur de ces normes. Cela devrait faciliter les processus décisionnels en matière d’investissement à mesure que le secteur de l’électricité passe de la production d’électricité au charbon à des formes de production d’électricité à partir de sources moins émettrices et non émettrices au Canada.
Le Ministère reconnaît qu’en raison de certaines incertitudes au sujet de la future composition des sources d’approvisionnement pour la production d’électricité au Canada, liés à l’impact du remplacement de la capacité de production d’électricité au charbon, certains groupes électriques alimentés au gaz naturel pourraient de temps en temps avoir besoin de fonctionner à des niveaux supérieurs aux niveaux des MTE. On s’attend également à ce que la part de la production d’électricité à partir du gaz naturel au Canada diminue à mesure que de plus en plus de sources renouvelables de production d’électricité seront mises en service. Dans le budget fédéral de 2017, le gouvernement s’est engagé à 21,9 milliards de dollars sur 11 ans dans les infrastructures vertes, soit dans les réseaux de carburant de remplacement, les projets de démonstration de technologies, les normes d’efficacité énergétique, les projets de démonstration d’énergie renouvelable et les réseaux intelligents.
Deux intervenants ont suggéré que les nouveaux groupes à moteur à combustion alimentés au gaz naturel soient exemptés du règlement pour les deux premières années d’exploitation, afin de permettre la stabilisation et l’optimisation de ces groupes. Le Ministère a déterminé que, selon l’information disponible, la stabilisation et les activités d’optimisation ne devraient pas avoir d’effet significatif sur l’intensité moyenne des émissions d’un groupe, et donc qu’aucune exemption n’était jugée nécessaire.
Plusieurs intervenants industriels ont recommandé que la norme de rendement soit calculée sur une moyenne mobile de trois ans (au lieu d’une moyenne sur un an) afin de permettre la prise en compte de la variabilité du rendement des groupes et l’intégration des sources renouvelables d’électricité. Un intervenant a commenté sur le fait que, au cas où un plus grand nombre de petits groupes à cycle simple soient construits, plutôt que des groupes à cycle combiné, pour appuyer le volume croissant de la production d’électricité renouvelable intermittente, certains des groupes à cycle simple devraient être exploités au-delà du seuil de capacité de 33 % établi dans la politique et seraient donc assujettis à la norme de rendement de 550 t de CO2/GWh énoncée dans le règlement. Le Ministère a demandé aux intervenants de discuter de la proposition. D’après les résultats des discussions et l’information fournie par un exploitant de système électrique, le Ministère a conclu qu’accorder une moyenne mobile de trois ans n’était pas justifié pour le moment. Le Ministère a fait remarquer que des turbines à gaz à cycle simple sont actuellement vendues et pourraient respecter la norme de rendement annuel moyen de 550 t de CO2/GWh exigée pour les groupes à combustion ayant une capacité de 150 MW ou moins.
Exigences en matière de déclaration
Un intervenant a commenté que la surveillance annuelle des émissions de CO2 devrait inclure non seulement l’intensité des émissions (t de CO2/GWh) au niveau d’un groupe, mais aussi le volume total des émissions produites chaque année par ce groupe, et que ces données soient rendues publiques. À titre de clarification, le Ministère a expliqué que les émissions de CO2 au niveau du groupe (volume total et intensité des émissions) seront déclarées publiquement dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) référence 24.
Une autre recommandation était d’inclure des exigences pour la surveillance indépendante de toutes les émissions en amont, comme celles provenant des puits de gaz, des pipelines et des installations de transformation pour les fuites de méthane. Le Ministère a noté que la politique était conçue pour limiter les émissions de consommation de la production d’électricité au gaz naturel. En ce qui concerne les fuites de méthane en amont, le Ministère a publié, en avril 2018, le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) qui devrait réduire, d’ici 2025, les émissions de méthane du secteur du pétrole et du gaz en amont de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012. Ce règlement exige trois inspections de détection des fuites par année à la plupart des installations de pétrole et de gaz en amont, en plus du respect des normes relatives à l’équipement pour les principales sources de méthane.
Méthodes de quantification
Des intervenants de l’industrie ont proposé que les méthodes de quantifications fondées sur le type de combustible utilisées soient alignées sur les protocoles existants, comme les méthodes utilisées dans le PDGES, la Western Climate Initiative, ou les protocoles prescrits par les gouvernements provinciaux pour la déclaration des données sur les émissions. Le Ministère a revu les méthodes de quantification existante et a modifié certaines des exigences sur l’échantillonnage du combustible afin d’aligner les méthodes de quantifications fondées sur le type de combustible du règlement sur celles du PDGES.
Une autre des recommandations formulées était d’autoriser l’utilisation des protocoles provinciaux pour le SMECE, par exemple le code SMECE de l’Alberta pourrait être utilisé au lieu de la méthode de référence référence 25. Le Ministère n’a pas fourni l’option que les groupes situés en Alberta puissent utiliser le code du SMECE de la province. Le Ministère a fait remarquer que le code SMECE de l’Alberta est en cours de révision. De plus, on s’attend à ce que seulement un petit nombre de groupes choisissent le SMECE comme méthode de quantification pour mesurer et déclarer les émissions en vertu du règlement.
Certains intervenants ont recommandé que les limites d’intensité des émissions pour les groupes dotés à la fois de gros (>150 MW) et de petits (≤150 MW) moteurs à combustion soient appliquées de façon similaire au concept de configuration hybride (comme il est décrit au paragraphe 3(5), c’est-à-dire une combinaison dans laquelle un moteur à combustion et un groupe à chaudière partagent une turbine à vapeur commune). Selon l’approche actuelle, tous les groupes dotés de moteurs à combustion, petits et gros, seraient assujettis à la norme de rendement élevée, soit 420 t de CO2/GWh. L’application du concept de configuration hybride à ces types de groupes permettrait de subdiviser ces derniers et de les assujettir à des normes de rendement différentes. Autrement dit, les groupes dotés de petits moteurs à combustion (et tout autre équipement qui y est relié, y compris les turbines à vapeur qu’ils partagent avec des groupes dotés de gros moteurs à combustion) seraient assujettis à la norme de rendement de 550 t de CO2/GWh. Et inversement, les groupes dotés de gros moteurs à combustion (et tout autre équipement qui y est relié, y compris les turbines à vapeur partagées avec des groupes dotés de petits moteurs à combustion) seraient assujettis à la norme de rendement de 420 t de CO2/GWh. Pour mieux comprendre cette suggestion, le Ministère a mobilisé les intervenants après la période de commentaires. Le Ministère a conclu, par la suite, que ce type de configuration (groupe doté à la fois d’un gros et d’un petit moteur à combustion) n’était pas une pratique courante dans l’industrie et que, lorsqu’un tel type existait, il était le produit d’une modernisation. Par conséquent, cette recommandation n’a pas été intégrée au règlement.
Un intervenant a recommandé d’inclure une exigence liée à la clause sur les urgences, de façon à ce que si un groupe fonctionnait en vertu de cette clause, il soit requis de compenser les émissions dépassant la norme de rendement pertinente. Les mécanismes suggérés incluaient l’achat de droits ou de crédits d’émissions. Le Ministère a clarifié ce point, précisant que la clause d’urgence a pour but de permettre aux exploitants de mettre des groupes en service pour éviter des situations d’urgence et que ces groupes ne devraient donc pas être pénalisés.
Conversions du charbon au gaz
Certains intervenants ont commenté que la période prescrite pendant laquelle une chaudière convertie charbon-au-gaz pouvait fonctionner sans respecter une norme de rendement était trop longue (jusqu’à 10 ans après la fin de la vie utile du groupe). Ils ont suggéré de forcer l’arrêt de l’exploitation des groupes convertis du charbon au gaz qui ne peuvent respecter une norme de rendement de 420 t de CO2/GWh d’ici le 31 décembre 2029, ou dans les 8 à 10 ans suivant la conversion, selon la première occurrence. Ils ont fait valoir que cette disposition devrait couvrir toutes les conversions du charbon au gaz couvertes par d’éventuelles ententes d’équivalence fédérale-provinciale. Le Ministère est arrivé à la conclusion, selon les renseignements disponibles sur les six conversions du charbon au gaz annoncées en Alberta, qui devraient avoir lieu entre 2020 et 2022, et en considérant les contraintes technologiques et économiques, que la plupart de ces groupes ne devraient plus être exploités passé le 31 décembre 2029.
Bien qu’un intervenant proposait de resserrer le seuil d’acceptation de 2 % pour la baisse annuelle de rendement des chaudières converties du charbon au gaz, un autre s’opposait à limiter la baisse de rendement annuelle à 2 % en disant qu’il pourrait en découler une interférence avec le calendrier d’entretien. Le Ministère a fait remarquer qu’un seuil de 2 % est très réaliste, et il a été déterminé que ce seuil de baisse de rendement est assez strict pour atteindre l’objectif d’empêcher la dégradation importante d’année en année des chaudières converties de charbon à gaz. Le seuil de baisse annuelle de rendement de 2 % est nécessaire pour garantir que les exploitants conserveront leurs chaudières converties du charbon au gaz en bon état.
Un intervenant de l’industrie a suggéré d’ajouter des paramètres supplémentaires et précis pour la mise à l’essai du rendement des émissions. Par exemple, il exigerait que les essais de rendement initiaux soient effectués dans les six mois suivants la conversion charbon-au-gaz et que les paramètres d’essai exigés pour mesurer les émissions reposent sur des conditions d’exploitation normale, et non que les essais aient lieu dans des conditions irréalistes et sous-optimales, telles qu’elles sont définies dans la politique. Le Ministère a clarifié que les niveaux d’intensité des émissions établis pour les essais de rendement initiaux l’ont été en toute connaissance que les paramètres du règlement permettaient aux exploitants de choisir le moment le plus favorable pour un essai de rendement initial ainsi que pour les essais de rendement annuels subséquents.
Objectif de la politique
Certains intervenants ont commenté que la politique facilite l’élimination d’un combustible fossile en le remplaçant par un autre (le charbon par le gaz naturel) et n’envoie pas de signaux de marché ou de prix forts aux investisseurs au sujet du gaz naturel, ce qui réduit donc son rôle dans le parc énergétique canadien. Le Ministère a noté que l’objectif en matière de politique du règlement est d’offrir une certitude réglementaire aux intervenants sur l’approche réglementaire fédérale en matière de contrôle des émissions de la production d’électricité alimentée au gaz naturel tout en appuyant l’un des objectifs du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, afin d’accélérer la réduction des émissions de GES provenant de la production d’électricité alimentée au charbon au Canada. Il y a d’autres initiatives fédérales, telles que la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre et la norme sur les combustibles propres (en cours d’élaboration), qui devraient envoyer des signaux de prix et/ou de marché au secteur, ce qui pourrait générer des investissements dans des formes de production d’électricité moins émettrices ou non émettrices à l’avenir au Canada.
L’une des questions soulevées dans le cadre de la mobilisation d’intervenants de l’industrie par le Ministère est la préoccupation que les politiques fédérales en matière de changements climatiques touchant le secteur de l’électricité, notamment les règlements visant à accélérer la réduction des GES émis par la production d’électricité alimentée au charbon, la norme sur les carburants propres et le régime de tarification du carbone fondé sur le rendement, étaient en cours d’élaboration à un rythme très rapide et se chevauchent. Le Ministère a établi le Comité multilatéral sur les mesures et programmes de réglementation sur les GES afin qu’il serve de tribune aux intervenants pour qu’ils puissent cerner les enjeux d’intérêt et de préoccupation et échanger des points de vue sur les interactions entre les programmes et règlements sur les changements climatiques (synergies et chevauchements), de même que sur les émissions cumulatives de GES et sur les répercussions socioéconomiques.
Justification
Au Canada, on prévoit des investissements importants dans le secteur de l’électricité à mesure que celui-ci effectuera l’élimination graduelle du charbon dans la production d’électricité. Les décisions d’investissement visant à renforcer la capacité de production d’électricité constituent un processus complexe qui comporte l’analyse de plusieurs facteurs comme les prévisions de la demande d’énergie et de capacité, de la tarification et des contraintes du marché. D’autres facteurs, comme le manque de clarté des cadres réglementaires, pourraient affecter le secteur à l’avenir et influencer les décisions d’investissement concernant la façon de remplacer la capacité de production d’électricité alimentée au charbon. Ainsi, le règlement imposera des normes d’intensité des émissions de GES pour les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel nouveaux ou considérablement modifiés au Canada. Cela devrait aider la transition vers une génération d’électricité à émissions plus faibles et est conforme avec la stratégie globale du gouvernement pour réduire les émissions de GES.
Répercussions sur les Canadiens, le gouvernement et les entreprises
Canadiens
Le règlement ne devrait avoir aucune répercussion sur les Canadiens.
Le gouvernement
Des ressources supplémentaires mineures sont prévues pour le traitement des rapports annuels sur les émissions en raison du règlement. Comme les groupes concernés devraient être conformes aux normes de rendement, aucun coût supplémentaire important, lié aux activités de promotion de la conformité ou d’application, n’est prévu.
Entreprises
Les propriétaires et les exploitants choisissant de remplacer une capacité de production d’électricité alimentée au charbon ou de répondre a la demande croissante d’électricité au Canada par une nouvelle production d’électricité alimentée au gaz naturel, surtout par des groupes à moteurs à combustion, devraient le faire à l’aide de technologies efficaces existantes qui respectent les normes de performance en matière d’émissions établies dans le règlement. En effet, ces technologies réduisent la consommation de combustible et libèrent environ de 40 à 50 % moins d’émissions de GES que la production d’électricité alimentée au charbon. L’ensemble de ces facteurs aide également à répondre aux changements de la structure du marché et à respecter les politiques de tarification du carbone ou de réduction du carbone que les gouvernements ont mises en œuvre ou prévoient mettre en œuvre. Les propriétaires et les exploitants qui décident de convertir leurs chaudières au charbon en vue de brûler du gaz naturel pour produire de l’électricité (conversion charbon-au-gaz), pour une transition à court terme visant à se détourner du charbon, doivent se conformer aux paramètres d’essai de performance et opérer dans les délais définis dans le règlement. Ceci est basé sur l’analyse des informations obtenues des exploitants et générées par le Ministère. Par conséquent, le règlement ne devrait pas avoir de répercussions sur les entreprises qui choisissent de bâtir une nouvelle production d’électricité alimentée au gaz naturel au Canada, y compris les conversions du charbon au gaz.
Pour chaque année civile durant laquelle un groupe de production d’électricité alimenté au gaz naturel est assujetti à la réglementation, les propriétaires et les exploitants seront tenus de présenter un rapport annuel sur l’intensité d’émissions moyennes annuelles du groupe. Pour se conformer à la déclaration des émissions annuelles moyennes, les deux méthodes pour quantifier ces émissions (c’est-à-dire le SSCE et la méthode axée sur le carburant) requises par le règlement ne devraient pas avoir de répercussions significatives sur les entreprises. Ceci est attribuable à l’harmonisation de ces exigences de déclaration avec celles contenues dans les modifications apportées au PDGES, qui devraient entrer en vigueur avant le règlement. De façon similaire, les propriétaires et les exploitants de groupes convertis charbon-au-gaz seront tenus de présenter un rapport annuel de test de performance, qui consiste d’un seul test durant au moins deux heures. Cette exigence ne devrait pas avoir de répercussions importantes sur les entreprises. Dans les deux cas, les entités réglementées devront générer et conserver ces rapports pour une période de sept ans.
Basé sur l’information reçue de l’industrie ou générée par le Ministère, le règlement n’aura pas de répercussions importantes sur les entreprises.
Évaluation environnementale stratégique
Le règlement a été développé sous le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (ÉES) a été complétée pour ce cadre en 2016. L’ÉES a conclu que les règlements sous le cadre aideront à réduire les émissions de GES et sont en phase avec la Stratégie fédérale de développement durable de 2016-2019. Le règlement est un aspect important de cette stratégie et est aligné sur les objectifs d’énergies propres pour que les Canadiens aient accès à de l’énergie abordable, fiable et durable référence 26.
Mise en œuvre, application et normes de service
Une fois le règlement en vigueur, le Ministère organisera et mènera des activités de mise en œuvre. Ces activités pourraient inclure la publication d’information sur le site Web du Ministère, d’avis aux intervenants les notifiant de la publication définitive du règlement proposé, de réponses aux demandes d’information ou de précision ainsi que l’envoi de lettres de rappel (au besoin).
Application
En vérifiant la conformité avec le règlement, les agents d’application appliqueront la Politique d’observation et d’application (la Politique) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE] référence 27. La Politique établit l’éventail des réponses possibles aux infractions présumées, notamment des avertissements, des directives, des ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, des contraventions, des arrêtés ministériels, des injonctions, des poursuites et d’autres mesures de protection de l’environnement (qui constituent des solutions alternatives aux poursuites en justice après le dépôt d’accusations concernant une infraction à la LCPE). De plus, la Politique explique les situations où le Ministère aura recours à des poursuites civiles intentées par l’État pour le recouvrement de coûts.
Dans le but de vérifier la conformité, les agents d’application pourraient effectuer une inspection. Une inspection pourrait permettre de cerner une infraction présumée, et des infractions présumées pourraient également être identifiées par le personnel technique du Ministère, ou par l’entremise de plaintes reçues du public. Dans tous les cas où une infraction possible aux exigences réglementaires est cernée, des agents d’application pourraient mener des enquêtes.
Dans le cas où un agent d’application découvrirait, à la suite d’une inspection ou d’une enquête, une infraction présumée, il devra choisir la mesure d’application appropriée en fonction des facteurs suivants :
- Nature de l’infraction présumée : ce facteur englobe la prise en considération des dommages, de l’intention du contrevenant présumé, du fait qu’il s’agisse ou non d’une infraction répétée et si une tentative a été faite pour dissimuler des renseignements ou encore renverser les objectifs et les exigences de la LCPE;
- Efficacité dans l’atteinte du résultat voulu avec le contrevenant présumé : le résultat voulu est la conformité dans le délai le plus court possible et sans que l’infraction soit répétée à l’avenir. Les facteurs à prendre en considération incluent l’historique de conformité avec la LCPE du contrevenant, la volonté de collaborer avec les agents d’application et la preuve que des mesures correctives ont déjà été prises;
- Uniformité : les agents d’application devront tenir compte de la façon dont des situations semblables ont été traitées pour déterminer les mesures à prendre dans l’application de la LCPE.
Le règlement nécessitera également des modifications connexes au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Ce règlement désigne les dispositions réglementaires des règlements découlant de la LCPE qui renvoient à un régime d’amendes accrues à la suite d’une déclaration de culpabilité pour une infraction comprenant des dommages ou un risque de dommages pour l’environnement, ou une entrave à l’exercice d’un pouvoir.
Personnes-ressources
Paola Mellow
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.electricite-electricity.ec@canada.ca
Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Environnement et Changement climatique Canada
200, boulevard Sacré-Cœur, 10e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : eccc.darv-ravd.eccc@canada.ca