Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon : DORS/2018-263

La Gazette du Canada, Partie II, volume 152, numéro 25

Enregistrement

DORS/2018-263 Le 30 novembre 2018

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

C.P. 2018-1484 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 modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, 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 modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, ci-après.

Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon

Modifications

1 (1) La définition de année civile, au paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ^{référence 1}, est abrogée.

(2) Les alinéas a) et b) de la définition de vie utile, au paragraphe 2(1) du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

• a) s’il s’agit d’un groupe autre qu’un groupe visé à l’alinéa a) de la définition de date de mise en service :
  • (i) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est antérieure à 1975, la plus rapprochée des dates suivantes :
    • (A) le 31 décembre de la cinquantième année civile suivant cette date,
    • (B) le 31 décembre 2019,
  • (ii) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est postérieure à 1974, la plus rapprochée des dates suivantes :
    • (A) le 31 décembre de la cinquantième année civile suivant cette date,
    • (B) le 31 décembre 2029;
• b) s’il s’agit d’un groupe visé à l’alinéa a) de la définition de date de mise en service, dix-huit mois après la date applicable visée à l’alinéa a). (useful life)

2 Le paragraphe 3(5) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Exclusion

(5) Sont exclues du calcul des émissions de CO₂ provenant d’un groupe visé au paragraphe (1) les émissions qui répondent aux critères suivants :

• a) elles sont captées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité;
• b) elles sont transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées;
• c) elles ne sont pas ultérieurement rejetées dans l’atmosphère.

3 (1) Le paragraphe 4(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Enregistrement

4 (1) La personne responsable d’un groupe nouveau enregistre ce dernier en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements figurant à l’annexe 1 au plus tard trente jours après la date de mise en service.

(2) Le paragraphe 4(3) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Modification des renseignements

(3) En cas de modification des renseignements fournis dans le rapport d’enregistrement, ou en cas de mise hors service du groupe, la personne responsable transmet au ministre, dans les trente jours qui suivent, un avis indiquant les nouveaux renseignements ou un avis mentionnant la mise hors service du groupe ainsi que la date de celle-ci, selon le cas.

4 Le paragraphe 5(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Date de présentation

(2) La demande est présentée au plus tôt le 1^er janvier et au plus tard le 31 mai de l’année civile au cours de laquelle le groupe atteint la fin de sa vie utile.

5 Les alinéas 9(1)a) et b) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

• a) s’agissant d’un groupe nouveau, celui-ci est conçu pour permettre l’intégration d’un système de captage et de séquestration de carbone, à construire;
• b) s’agissant d’un groupe en fin de vie utile, celui-ci peut être adapté pour permettre l’intégration d’un tel système, à construire.

6 Les alinéas 10a) à d) de la version anglaise du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

• (a) carry out a front end engineering design study by January 1, 2020;
• (b) purchase any major equipment that is necessary for the capture element by January 1, 2021;
• (c) enter into any contract required for the transportation and storage of CO₂ emissions from the unit by January 1, 2022;
• (d) take all necessary steps to obtain all permits or approvals required in relation to the construction of the capture element by January 1, 2022; and

7 (1) L’alinéa 14(1)d) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• d) la quantité des émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant est déterminée selon un système ou une méthode visés au paragraphe 20(1);

(2) L’alinéa 14(3)b) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• b) qu’au moins trente mois consécutifs au cours de la période visée à l’alinéa (1)g) se sont écoulés avant la date à laquelle la demande est présentée.

8 La variable G_aux de la formule figurant au paragraphe 19(1) du même règlement est remplacée par ce qui suit :

• G_aux la quantité d’électricité, exprimée en GWh, produite par le groupe et utilisée par la centrale électrique où le groupe est situé pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement, au cours de l’année civile en cause, attribuée à ce groupe pour la production d’électricité et la séparation de CO₂, sauf la pressurisation de CO₂, et déterminée selon une méthode d’attribution appropriée, à partir de données fournies 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.

9 La formule figurant à l’article 22 de la version anglaise du même règlement est remplacée par ce qui suit :

10 Le passage de la variable CC_i de la formule figurant au paragraphe 23(2) de la version française du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

• CC_i représente le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la i^e période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, selon la même unité de mesure applicable que celle mentionnée pour la variable CC_M, et fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible ou, s’il ne l’est pas, celui établi par la personne responsable — ce contenu étant déterminé :

11 (1) L’alinéa 24(2)c) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• c) un combustible visé au tableau 4 de l’annexe 5;

(2) Les sous-alinéas 24(6)a)(i) et (ii) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

• (i) charbon ou biomasse, conformément à la norme ASTM D5865-13 intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke,
• (ii) dérivés de matières résiduaires, conformément à la norme ASTM D5865-13,

12 L’alinéa 2d) de l’annexe 1 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• d) s’il s’agit d’un groupe existant ou d’un groupe en fin de vie utile, l’année civile durant laquelle il a atteint ou atteindra la fin de sa vie utile;

Entrée en vigueur

13 Le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Contexte

Le Règlement a été publié en septembre 2012 dans la Partie II de la Gazette du Canada. Le Règlement impose une norme de performance (une limite d’émissions) de 420 t de CO₂/GWh de l’électricité produite par les groupes de production d’électricité alimentés au charbon, aux dérivés du charbon et au coke de pétrole. La norme est conçue pour permettre aux centrales électriques d’effectuer une transition permanente vers des types de production à émissions faibles ou nulles, des énergies renouvelables ou des combustibles fossiles avec captage et stockage du carbone, qui permettent tous de se conformer à la norme de 420 t/GWh, considérée comme un niveau de rendement « aussi propre que le gaz ». Les nouveaux groupes, qui débutent leur opération après le 1^er juillet 2015, sont assujettis à la norme de performance dès leur mise en service. Les groupes en activité avant 2015 doivent se conformer à la norme de rendement à la fin de leur vie utile, définie comme suit dans le Règlement :

• Les groupes mis en service avant le 1^er janvier 1975 sont soumis à la norme de performance après 50 années d’exploitation, ou le 31 décembre 2019 au plus tard;
• Les groupes mis en service après le 31 décembre 1974 et avant le 1^er janvier 1986 sont soumis à la norme de rendement après 50 années d’exploitation, ou au plus tard le 31 décembre 2029, selon la première de ces dates;
• Les groupes mis en service après le 31 décembre 1985 sont soumis à la norme de rendement après 50 années d’exploitation.

Le Règlement comprend également des options de souplesse en matière de conformité afin d’assurer un approvisionnement fiable en électricité tout en respectant les objectifs du Règlement.

En 2015, les services publics du Canada ont généré approximativement 580 térawattheures (TWh) d’électricité^{référence 3}. La production des services publics devrait s’établir à 608 TWh en 2030. Les émissions de GES issues de la production d’électricité^{référence 4} devraient diminuer dans l’ensemble, d’environ 79 Mt en 2015^{référence 5} à 43 Mt estimées en 2030, une réduction d’environ 46 %, en raison principalement d’une baisse de l’utilisation du charbon comme combustible pour la production d’électricité. Cette baisse est attribuable en grande partie au Règlement.

En 2015, les groupes alimentés au charbon, responsables de 11 % de toute l’électricité produite au Canada, produisaient 78 % [61,5 Mt d’équivalent CO₂ (d’éq. CO₂)] des émissions de GES de ce secteur. D’ici 2030, les groupes alimentés au charbon ne devraient produire que 5 % de toute l’électricité produite au Canada, mais seraient responsables de près de 63 % (27 Mt d’éq. CO₂) des émissions de GES provenant du secteur.

À la 21^e Conférence des Parties à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) qui s’est tenue à Paris en décembre 2015, le Canada et 194 autres pays ont conclu un accord pour lutter contre les changements climatiques (l’Accord de Paris). L’Accord de Paris a renforcé les efforts des Parties à la CCNUCC pour limiter la hausse de la température moyenne sur la planète à beaucoup moins que 2 °C et poursuit ses activités pour limiter l’augmentation à 1,5 °C. L’Accord de Paris a été ratifié officiellement par le Parlement en octobre 2016 et engageait le Canada à réduire les émissions de GES de 30 % des niveaux de 2005 d’ici 2030. L’objectif a été accepté par la plupart des premiers ministres provinciaux à la réunion des premiers ministres qui a eu lieu en mars 2016^{référence 6}.

En décembre 2016, le gouvernement du Canada a publié le Cadre pancanadien ^{référence 7}. Le gouvernement du Canada a élaboré ce cadre en collaboration avec les provinces et les territoires, ainsi qu’avec les peuples autochtones. Le Cadre pancanadien décrit brièvement les initiatives visant à atteindre les objectifs de réduction des émissions dans l’ensemble des secteurs de l’économie. Les nouvelles actions pour réduire les émissions de GES provenant du secteur de l’électricité incluent un engagement des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux à travailler de concert afin d’accélérer l’élimination progressive des groupes conventionnels au charbon au Canada d’ici 2030.

Le gouvernement du Canada travaille avec les provinces pour accélérer la transition vers l’électricité propre. Le programme de Collaboration régionale en matière d’électricité et infrastructure stratégique identifiera les projets prometteurs, y compris les interconnexions de transmission interprovinciale, avec le potentiel d’atteindre des réductions importantes de GES de manière rentable et de fournir de l’électricité propre là où l’on en a besoin. Des projets d’interconnexions potentielles pourraient améliorer la flexibilité du réseau et permettre une plus grande interaction et une utilisation plus efficace des sources d’énergie renouvelable. L’Initiative de collaboration régionale en matière d’électricité et d’infrastructure stratégique aidera à étayer les décisions d’investissement dans l’infrastructure d’électricité et favorisera une croissance économique propre. Le gouvernement fédéral a également fait des investissements importants dans la croissance écologique, comme le financement fédéral pour des projets dans le cadre du Fonds pour l’infrastructure verte de 21,9 milliards de dollars prévus dans le budget de 2017, ainsi que 5 milliards de dollars disponibles pour l’infrastructure verte par la Banque de l’infrastructure du Canada^{référence 8}.

Le gouvernement du Canada reconnaît l’importance de soutenir une transition juste pour les travailleurs et les collectivités qui pourraient être touchés par la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, y compris l’élimination progressive de la production traditionnelle d’électricité à partir du charbon. Afin de mieux comprendre et de minimiser les répercussions de cette élimination progressive, le gouvernement du Canada a créé un groupe de travail sur la transition équitable pour les collectivités et les travailleurs des centrales au charbon canadiennes. Ce groupe de travail comprend des représentants des syndicats, des entreprises et des municipalités, ainsi que des experts en matière de développement durable et de perfectionnement du personnel. Au printemps 2018, le groupe de travail s’est rendu dans les régions canadiennes touchées. Ses membres ont rencontré des travailleurs et des membres de collectivités qui dépendent du charbon, et ont consulté des intervenants et des représentants de différentes administrations. Le groupe de travail fournira des recommandations d’ici la fin de l’année 2018 sur ce que pourrait comprendre un plan de transition juste pour les collectivités et les travailleurs des centrales au charbon.

En novembre 2017, le gouvernement du Canada a établi un partenariat avec le gouvernement du Royaume-Uni pour lancer l’Alliance : Énergiser au-delà du charbon, une alliance mondiale pour éliminer la production d’électricité au charbon.

Afin d’appuyer l’engagement du gouvernement du Canada pris au titre de l’Accord de Paris, le 17 décembre 2016, le Ministère de l’Environnement (le Ministère) a publié un avis d’intention dans la Partie I de la Gazette du Canada ^{référence 9}, dans lequel il communiquait son intention de modifier le Règlement pour exiger que tous les groupes alimentés au charbon respectent la norme de performance de 420 t de CO₂/GWh au plus tard en 2030.

Groupes touchés et mesures provinciales de réduction

En 2017, il y avait 36 groupes de production d’électricité alimentés au charbon, exploités à 16 installations, dans 5 provinces, qui déployaient une capacité de production combinée d’environ 10 000 mégawatts (MW).

Des 36 groupes opérant en 2017, 20 seraient fermés avant 2030^{référence 10} lorsqu’ils atteindront leur fin de vie utile avant cette date, conformément au Règlement. Un groupe en Saskatchewan a été équipé d’une technologie de captage et de stockage de carbone et sera en mesure d’atteindre la norme de rendement de 420 tonnes de CO₂/GWh et de poursuivre ses activités après sa fin de vie prescrite. En conséquence, le nombre total de groupes alimentés au charbon qui devraient poursuivre leurs activités au-delà de 2030, en l’absence des modifications, est de 15, plus un groupe équipé d’une technologie de captage et de stockage de carbone.

Les figures 1 et 2 indiquent les endroits où se trouvent les installations de production d’électricité alimentées au charbon et les lignes de transport à haute tension en Alberta et en Saskatchewan et au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse, respectivement.

Figure 1 : Installations de production d’électricité alimentées au charbon en Alberta et en Saskatchewan

Figure 2 : Installations de production d’électricité alimentées au charbon au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse

Le graphique à barres de la figure 3 indique le nombre de groupes qui devraient être en activité entre 2019 et 2055 en l’absence des modifications, mais en application des annonces de politiques provinciales telles que l’annonce de l’Alberta concernant la fermeture de tous les groupes alimentés au charbon de la province d’ici la fin de 2030. Le graphique en aires derrière les barres indique la capacité combinée des groupes en activité. L’axe vertical de droite indique la capacité combinée des groupes alimentés au charbon en activité, en mégawatts.

Figure 3 : Nombre prévu de groupes de production d’électricité alimentés au charbon au Canada et la capacité associée prévue

Alberta

Le secteur de l’électricité en Alberta est un marché de l’énergie organisé par le gouvernement et formé de participants privés. En 2016, le gouvernement de l’Alberta a approuvé un plan présenté par l’Alberta Electric System Operator visant à faire la transition vers un nouveau cadre de marché qui englobe un marché de l’énergie et un marché de la capacité. Dans un marché purement de l’énergie, les producteurs d’électricité ne sont payés que pour l’électricité fournie au réseau. Grâce à un cadre de marché de capacité, les producteurs d’électricité seraient indemnisés pour la capacité prête à distribuer l’électricité, qu’elle soit fournie ou non. Le nouveau cadre devrait être en place d’ici 2021^{référence 11}. En 2017, il y avait 18 groupes de production d’électricité alimentés au charbon en activité en Alberta, avec une capacité totale de 6 286 MW.

En 2015, les centrales thermiques alimentées au charbon en Alberta étaient responsables de 53,0 % (41,9 Mt d’éq. CO₂)^{référence 12} de toutes les émissions de GES provenant de la production d’électricité par les services publics au Canada. Six groupes, dont la capacité combinée est de 2 500 MW, devraient être mis hors service à la fin de 2030. Six groupes devraient arrêter leurs activités avant 2030 en raison du Règlement, tandis que six autres groupes doivent convertir leur consommation de combustible du charbon au gaz naturel.

Par l’entremise du Plan de leadership en matière de climat de l’Alberta (Climate Leadership Plan) [2015]^{référence 13}la province s’engage à éliminer les émissions de GES provenant des sources de production d’électricité au charbon d’ici la fin de 2030. Ce plan impose également un tarif du carbone de 30 dollars la tonne d’émissions de CO₂ aux grands émetteurs industriels (y compris les producteurs d’électricité) à compter de 2018, tout en exigeant également que 30 % de la production d’électricité par les services publics de la province proviennent de sources renouvelables d’ici 2030.

Pour atteindre cet objectif ^{référence 14}, l’Alberta ajoutera une capacité éolienne et solaire de 5 000 MW d’ici 2030, ce qui remplacerait l’équivalent d’environ 80 % de l’électricité actuellement produite par le charbon. De nouveaux groupes alimentés au gaz naturel devraient remplacer la capacité restante.

Conversion au gaz naturel de l’alimentation au charbon

Une société en Alberta a annoncé son intention de convertir au gaz naturel ses six groupes alimentés au charbon entre 2020 et 2022 (conversions du charbon au gaz naturel). Ces groupes ont une capacité combinée maximale d’environ 2 400 MW. Une fois convertis, ces groupes ne seraient plus assujettis aux modifications, mais seront plutôt régis par le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel ^{référence 15}. Le règlement sur les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel a été élaboré en parallèle avec les modifications, et établira une norme de rendement pour tous les nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel ainsi que les groupes de production d’électricité alimentés au charbon qui ont été convertis au gaz naturel.

Saskatchewan

Le secteur des services publics de production d’électricité en Saskatchewan est un monopole réglementé, la plupart des installations de production et de transport d’énergie, de même que l’exploitation, appartenant à SaskPower, une société d’État provinciale. En 2017, sept groupes de production d’électricité alimentés au charbon étaient en activité en Saskatchewan, avec une capacité totale de 1 535 MW.

En 2015, les installations de production d’électricité alimentées au charbon en Saskatchewan produisaient 15,6 % (12,3 Mt d’éq. CO₂)^{référence 16} de toutes les émissions de GES provenant de la production d’électricité par les services publics au Canada. Un groupe, d’une capacité de 120 MW, a commencé ses activités en 2014 en employant une technologie de captage et de stockage du carbone. Le taux d’émissions de CO₂ de ce groupe s’est révélé inférieur à la limite de la norme de rendement établie par le Règlement et le groupe ne serait pas touché par les modifications.

Deux groupes de production au charbon seraient mis hors service en 2020, un autre en 2028, et deux autres en 2030. Le groupe restant, dont la capacité est de 276 MW, devrait être mis hors service en 2043. La majeure partie de l’électricité produite par les groupes alimentés au charbon qui seront mis hors service avant 2030 devrait être produite par un nouveau groupe de production d’électricité alimenté au gaz naturel qui commencerait ses activités en 2020. De la nouvelle capacité de production d’électricité au gaz naturel devrait être mise en service en 2029 et en 2042 pour remplacer les groupes alimentés au charbon à mesure qu’ils seront mis hors service.

En novembre 2015, SaskPower s’est engagée à ce que 50 % de sa capacité de production d’électricité provienne de sources renouvelables d’ici 2030, dont environ 30 % à partir de l’énergie éolienne ^{référence 17}.

Manitoba

Il existe un groupe de production d’électricité alimenté au charbon en exploitation au Manitoba et il sert uniquement en cas d’urgence. Il devrait être mis hors service d’ici la fin de 2019.

Nouveau-Brunswick

Le secteur des services publics de la production d’électricité au Nouveau-Brunswick est un monopole réglementé avec NB Power, une société d’État provinciale, qui est responsable de la production, du transport et de la distribution de la majeure partie de l’électricité de la province. En 2015, les groupes électriques alimentés au charbon ou au coke de pétrole au Nouveau-Brunswick produisaient 2,9 % (2,3 Mt d’éq. CO₂)^{référence 18} de toutes les émissions de GES provenant de la production d’électricité par les services publics au Canada.

En 2017, le Nouveau-Brunswick disposait de deux groupes de production d’électricité alimentés au charbon en exploitation, dont la capacité totale s’élevait à 837 MW. L’un des deux groupes, d’une capacité de 357 MW, est alimenté au coke de pétrole avec mazout lourd, et devrait être mis hors service en 2029, tandis que l’autre groupe, dont la capacité est de 480 MW, devrait être mis hors service en 2044.

En 2015, le Nouveau-Brunswick a adopté un règlement pris en application de sa Loi sur l’électricité qui exige que 40 % des ventes d’électricité réalisées à l’intérieur de la province proviennent de sources renouvelables d’ici 2020. Jusque-là, les ventes d’électricité réalisées à l’intérieur de la province provenant de sources renouvelables doivent être équivalentes ou supérieures à la proportion de 2012-2013, soit environ 28 %^{référence 19}.

Nouvelle-Écosse

Le secteur de l’électricité est un monopole réglementé en Nouvelle-Écosse, la plupart des installations de production et de transport de l’électricité appartenant à Nova Scotia Power Inc., une entreprise de services publics exploitée par des intérêts privés.

En 2017, la Nouvelle-Écosse possédait huit groupes de production d’électricité alimentés au charbon, d’une capacité totale de 1 247 MW. En vertu du règlement actuellement en vigueur, la vie utile de six de ces huit groupes arrivera à son terme avant 2030, mais la Nouvelle-Écosse a conclu un accord d’équivalence avec le gouvernement fédéral, résultant dans la suspension de l’application du Règlement dans la province^{référence 20}. Par conséquent, sept des huit groupes (1 094 MW) devraient rester en exploitation au-delà de 2030.

En 2015, les installations de production d’électricité alimentées au charbon de la Nouvelle-Écosse produisaient 6,2 % (4,9 Mt d’éq. CO₂)^{référence 21} de toutes les émissions de GES provenant de la production d’électricité par les services publics au Canada.

Dans le cadre de l’accord d’équivalence, la Nouvelle-Écosse a modifié son Environment Act en 2013 pour y inclure des plafonds d’émissions de GES pour les services publics d’électricité. Les émissions totales de GES provenant des services publics d’électricité sont plafonnées à 4,5 Mt d’éq. CO₂ pour l’année 2030. Dans son plan d’action sur les changements climatiques de 2009, la stratégie énergétique de 2009 et le plan de l’électricité renouvelable de 2010, la Nouvelle-Écosse s’engage à entreprendre une transition du charbon vers des sources d’énergie plus durables. Ces politiques exigeaient que Nova Scotia Power inc. obtienne 25 % de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable d’ici 2015 et que ce minimum augmente à 40 % d’ici 2020.

Enjeux

En contribuant aux changements climatiques, les émissions de GES posent un risque pour la santé, l’environnement et le bien-être général des Canadiens. D’après l’inventaire canadien des gaz à effet de serre et l’inventaire des polluants de l’atmosphère d’Environnement et Changement climatique Canada, les groupes de production d’électricité alimentés au charbon sont les sources fixes qui émettent le plus de GES et de polluants atmosphériques nocifs au Canada, produisant près de 9 % des émissions totales nationales de GES en 2015, 22 % des oxydes de soufre, 6 % des oxydes d’azote et 16 % du mercure. Bien que le Canada ait pris des mesures pour réduire les émissions de GES et de polluants atmosphériques provenant des groupes de production d’électricité alimentés au charbon, il faudrait, pour contribuer de façon importante au respect de son engagement à l’égard de l’Accord de Paris et à la protection accrue de la santé et de l’environnement des Canadiens, atteindre ces objectifs de réduction plus tôt que ne le prévoit le Règlement en vigueur.

Objectifs

Les modifications visent à veiller à ce que la transition permanente des sources d’électricité à émissions élevées (par exemple la production d’électricité à partir du charbon) vers des sources à émissions faibles ou nulles soit accomplie d’ici 2030, ce qui contribuera davantage à la protection de l’environnement et de la santé des Canadiens, et aiderait le Canada à respecter son engagement à l’égard de l’Accord de Paris, qui consiste à réduire ses émissions de GES de 30 % par rapport au niveau de 2005, d’ici 2030.

Description

En vertu du Règlement, la norme de rendement de 420 t de CO₂/GWh d’électricité produite s’applique aux nouveaux groupes de production d’électricité alimentés au charbon mis en service le 1^er juillet 2015 ou après et aux groupes existants ayant atteint leur fin de vie utile, tel qu’il a été défini dans le Règlement. Les modifications exigeront que tous les groupes existants se conforment à la norme de rendement après l’atteinte de leur fin de vie utile (entre 45 à 50 ans de leur mise en service) ou d’ici 2030, selon la première éventualité. Cette norme de performance est conçue pour éliminer le charbon conventionnel d’ici 2030.

Options réglementaires et non réglementaires considérées

Afin d’atteindre l’objectif d’assurer une transition permanente de sources d’émissions élevées à des sources plus faibles ou nulles d’ici 2030, le Ministère a considéré les options suivantes :

Statu quo

Les émissions de CO₂ provenant de groupes alimentés au charbon sont réglementées par le Règlement, où l’exploitation des groupes alimentés au charbon à émissions élevées pourrait se poursuivre au-delà de 2040 (la fermeture du dernier groupe est prévue pour 2053). Permettre aux groupes alimentés au charbon à émissions élevées d’exercer leurs activités, exigerait que d’autres secteurs réduisent leurs émissions de GES afin que le Canada atteigne son objectif en matière d’émissions pour 2030. Cela entraînerait une perte non essentielle de bien-être collectif.

Mesures facultatives

Les mesures facultatives (ou alternatives) sont moins prescriptives qu’une approche réglementaire. Par exemple, en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE], un plan de prévention de la pollution (plan P2) est une entente facultative pour l’utilisation de procédés, de pratiques, de matériels, de produits, de substances ou d’énergie qui évite ou réduit au minimum la création de polluants et déchets et réduit le risque général pour l’environnement et la santé humaine.

L’objectif de la gestion du risque (OGR) identifié dans un avis de planification d’un plan P2 n’est pas contraignant en vertu de la LCPE. Les personnes assujetties à un avis de planification d’un plan P2 doivent considérer l’OGR dans la préparation et la mise en œuvre de leurs plans, mais ne seraient pas tenues responsables devant la loi. Les avis de planification de plan P2 sont donc moins prescriptifs et moins rigoureux que la réglementation. Une approche réglementaire permet d’assurer que les exigences des modifications soient respectées et que de telles réductions contribuent aux engagements du Canada pris au titre de l’Accord de Paris.

Un plan P2 ne pourrait donner ni l’assurance de réductions significatives d’émissions dans les délais voulus ni le niveau de certitude nécessaire pour supporter les investissements de l’industrie dans des sources de production d’électricité à émissions plus faibles ou nulles.

Tarification des émissions de GES

Le premier pilier du Cadre pancanadien est l’établissement d’un prix du carbone partout au Canada, et un élément clé de cet établissement est la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (2018). À compter de janvier 2019 au plus tard, les groupes de production d’électricité alimentés au charbon seraient assujettis à cette tarification dans toutes les provinces. Même lorsque des programmes de tarification du carbone fédéral et provincial sont soit en place ou en développement, les modifications ont été incluses dans le Cadre pancanadien comme une mesure climatique complémentaire qui permettrait des réductions d’émissions plus importantes et plus rapides que la tarification du carbone à lui seul.

Les systèmes existants ou en planification de tarification du carbone mis en place par les gouvernements provinciaux et fédéral réduiraient les émissions des groupes de production d’électricité alimentés au charbon, mais l’élimination complète de l’électricité traditionnelle au charbon ne surviendrait pas de manière plus hâtive que dans le scénario de référence.

Approche réglementée en vertu de la LCPE

Réduire les émissions de GES au niveau requis pour atteindre l’objectif de 2030 demandera des réductions de tous les secteurs de l’économie du Canada. Les modifications sont l’une des nombreuses mesures prises pour atteindre cet objectif. L’approche réglementée s’appuie sur le cadre réglementaire existant afin d’assurer que la transition permanente des sources conventionnelles de production d’électricité alimentées au charbon à émissions élevées vers des sources à émissions plus faibles ou nulles soit réalisée dans les délais visés. Elle est conçue pour offrir une certitude réglementaire afin de permettre aux producteurs d’électricité des services publics d’ajuster leurs plans de dépenses en immobilisations.

Avantages et coûts

De 2019 à 2055, la réduction prévue des émissions de GES^{référence 22} provenant de la production d’électricité par les services publics découlant des modifications serait d’environ 94 Mt d’éq. CO₂, ce qui permettra d’éviter des dommages attribuables aux changements climatiques évalués à 3,4 milliards de dollars^{référence 23}. Un autre avantage des modifications sera une réduction des émissions de polluants atmosphériques, ce qui entraînera une amélioration de la qualité de l’air évaluée à 1,3 milliard de dollars, ce qui mène à une économie totale de près de 4,7 milliards de dollars. Le coût total de la conformité aux modifications étant de 2,0 milliards de dollars, l’avantage net serait de 2,7 milliards de dollars.

Comme l’indique la figure 4, les coûts les plus importants seront engagés aux alentours de 2029 et 2030 pour la mise en service de nouvelles capacités pour remplacer les groupes de production d’électricité alimentés au charbon pour la mise hors service des groupes qui ont atteint leur fin de vie utile. Ces coûts seront partiellement contrebalancés plus tard par les coûts évités par le remplacement de la capacité, si ces groupes avaient été en activité jusqu’à la fin de leur vie utile. Le remplacement hâtif entraînera également des coûts différentiels de production progressivement plus élevés dans les années ultérieures, car les installations seront tenues de fournir de l’électricité à partir de sources plus coûteuses.

Figure 4 : Coûts annuels des émissions de CO₂ et de la conformité dans le scénario de référence et le scénario réglementaire

Cadre analytique

Les avantages et les coûts associés aux modifications ont été évalués conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT), qui consiste à déterminer, à quantifier et, dans la mesure du possible, à déterminer la valeur monétaire des impacts associés au règlement. Les impacts différentiels des modifications sont déterminés par comparaison du secteur de l’électricité sans les modifications (le scénario de référence) et avec les modifications (le scénario réglementaire). Le scénario de référence comprend la réglementation provinciale et les programmes qui influent sur la production d’électricité des provinces.

Les principaux impacts des modifications sont indiqués dans le modèle logique ci-dessous (figure 5). Dans l’analyse centrale, on examine les avantages et les coûts de remplacer la capacité de production plus tôt dans le scénario réglementaire que dans le scénario de référence. La différence entre les deux serait les avantages nets des modifications.

D’après les renseignements obtenus lors de consultations avec des intervenants des services publics, on suppose que les centrales électriques alimentées au charbon qui ne satisferont pas aux normes établies dans les modifications (420 t de CO₂/GWh de l’électricité produite) fermeront leurs portes en 2030 plutôt qu’à une date ultérieure déterminée dans le Règlement ou dans la réglementation provinciale (élimination progressive accélérée). L’accélération de la fermeture des groupes de production au charbon aura pour résultat une réduction des émissions de GES et de polluants atmosphériques du secteur de l’électricité, ce qui permettra d’éviter des dommages attribuables aux changements climatiques dans le futur et d’améliorer la qualité de l’air. La conformité aux modifications se traduira par une hausse des coûts pour fournir de l’électricité aux consommateurs dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence. Dans le scénario réglementaire, les consommateurs répondront à la hausse des prix en consommant moins d’électricité que dans le scénario de référence, ce qui réduira le bien-être du consommateur. Les coûts de la conformité pour les fournisseurs d’électricité et la perte de bien-être des consommateurs seront le coût collectif des modifications.

Figure 5 : Modèle logique pour l’analyse des modifications

Groupe au charbon atteignant la fin de sa vie réglementaire et devant respecter la norme de rendement de 420 t de CO2/GWh.	→	Réduction des émissions de GES et de polluants atmosphériques	→	Évitement des dommages attribuables aux changements climatiques/Amélioration de la qualité de l’air					→	Avantages sociaux
↓
Fermeture et remplacement par une production d’électricité non alimentée par le charbon. Trois stratégies de conformité pour répondre à la perte de production.	→	Créer une capacité de remplacement		→	Coûts de conformité			→		Coûts sociaux
	→	Accroître la production des groupes existants non alimentés au charbon		→		→		Augmentation du prix de détail
								↓
	→	Augmenter les importations/Réduire les exportations		→		→		Réduire l’utilisation de l’électricité	→

Le scénario de référence et le scénario réglementaire ont été basés sur le Scénario de référence des émissions de gaz à effet de serre de 2017 pour le Canada et mis à jour au moyen d’une consultation auprès d’intervenants et d’homologues des ministères fédéraux et ministères provinciaux.

Les scénarios modélisés ont été fondés sur les renseignements les plus à jour et les réglementations provinciales et fédérale actuelles, tandis que la réglementation en cours d’élaboration, comme la tarification du carbone par le gouvernement fédéral dans toutes les provinces (le filet de sécurité fédéral), n’est pas incluse dans la modélisation du Ministère. Au vu des preuves des services publics, l’analyse suppose que six groupes de production d’électricité au charbon en Alberta seront convertis en groupes alimentés au gaz naturel (conversions du charbon au gaz) entre 2020 et 2022.

L’hypothèse sous-jacente du scénario réglementaire est que les installations de production d’électricité répondront aux modifications de manière conforme au comportement de minimisation des coûts de l’entreprise, tout en tenant compte des exigences opérationnelles du système et en respectant toutes les autres règles et tous les autres règlements dont la mise en vigueur est applicable ou imminente.

La période examinée pour cette analyse s’étend de 2019 à 2055. La dernière année de l’analyse permet de saisir l’impact total du remplacement hâtif de tous les groupes alimentés au charbon, car le dernier groupe de production d’électricité alimenté au charbon n’est pas censé fermer avant 2053, selon le scénario de référence. Comme l’indique la figure 4, peu de coûts sont prévus avant 2029.

Tout règlement touchant la capacité des installations à fournir de l’électricité aura un effet indirect sur de nombreuses parties de l’économie. Les prix plus élevés de l’électricité modifieront le comportement des particuliers et des sociétés qui dépendent de l’électricité. Néanmoins, la portée de l’analyse centrale se limite à l’impact sur les coûts pour le secteur de l’électricité et les émissions découlant de ce même secteur, en tenant compte des répercussions sur le bien-être des consommateurs que causera une hausse du prix au détail de l’électricité^{référence 24}.

Stratégies de conformité

Les modifications accéléreront la fin de vie utile réglementée des groupes de production d’électricité classiques alimentés au charbon, jusqu’à la fin de 2029. Les entreprises de production d’électricité y répondront par une ou une combinaison des trois options suivantes pour remplacer la perte de production des groupes de production d’électricité alimentés au charbon :

• a) créer une capacité de remplacement respectant la réglementation sur les émissions;
• b) augmenter les importations et/ou diminuer les exportations; ou
• c) augmenter la production à partir des groupes existants non alimentés au charbon.

Cette analyse suppose que les installations répondront à la perte de production des groupes de production d’électricité alimentés au charbon avec la même stratégie dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire. Par exemple, si la production d’électricité provenant d’un groupe de production alimenté au charbon devait être remplacée par celle provenant d’un nouveau groupe de production alimenté au gaz naturel dans le scénario de référence, alors il faudra s’attendre également qu’elle soit remplacée par un nouveau groupe alimenté au gaz naturel dans le scénario réglementaire.

Alberta

Dans le scénario de référence, les groupes de production d’électricité alimentés au charbon de l’Alberta seront mis hors service d’ici le 31 décembre 2030, en réponse au Plan de leadership en matière de climat de l’Alberta. Dans le scénario réglementaire, tous les groupes au charbon de l’Alberta seront fermés à la fin de 2029. Il y aura un écart de 12 mois entre le scénario de référence et le scénario réglementaire. Tous les coûts, avantages et réductions d’émissions attribuables aux modifications se réaliseront en raison de la différence entre le scénario de référence et le scénario réglementaire, c’est-à-dire la fermeture plus hâtive de 12 mois dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence. Le manque à produire des groupes alimentés au charbon sera, en partie, remplacé par l’augmentation de production des groupes existants (y compris les groupes convertis du charbon au gaz naturel).

Saskatchewan

La Saskatchewan devrait créer une capacité additionnelle alimentée au gaz naturel en 2042 afin de remplacer le groupe au charbon qui fermera en 2043 dans le scénario de référence. Dans le scénario réglementaire, le groupe au charbon de Saskatchewan sera fermé à la fin de 2029. La perte de production d’électricité thermique au charbon sera remplacée par un nouveau groupe de production alimenté au gaz naturel construit vers la même année. Il est déjà prévu de créer cette année-là, une capacité de production d’électricité alimentée au gaz naturel pour remplacer les groupes au charbon qui seront mis hors service en 2029 dans le scénario de référence. Les nouveaux groupes auraient une plus grande capacité dans le scénario réglementaire que dans le scénario de référence. Cela entraînerait des coûts différentiels de production de plus en plus élevés entre 2030 et 2043. Les coûts d’immobilisations seraient plus élevés en 2029 pour remplacer hâtivement le groupe au charbon, mais seraient évités en 2043, puisque ce groupe aurait été mis hors service 13 ans plus tôt.

Nouveau-Brunswick

Le Nouveau-Brunswick est une plaque tournante régionale de l’électricité, avec un réseau de transport fortement interconnecté aux Maritimes, au Québec et à la Nouvelle-Angleterre. La province devrait tirer avantage de sa capacité de transmission existante et remplacer la perte d’électricité des groupes de production alimentés au charbon par de l’hydroélectricité achetée du Québec.

La province est, depuis longtemps, un exportateur net d’électricité, mais cela devrait changer radicalement au cours des deux prochaines décennies alors que la capacité de production est mise hors service sans être complètement remplacée.

Dans le scénario de référence au Nouveau-Brunswick, environ 480 MW de capacité de production serait mise hors service aux alentours 2044 lors de la mise hors service de l’unique groupe au charbon.

Dans le scénario réglementaire, la fermeture du groupe de production alimenté au charbon mènerait à la mise hors service de près de 480 MW de capacité de production en 2030. L’électricité produite par le groupe alimenté au charbon serait remplacée par l’achat d’électricité hors province. Ceci mènerait à une augmentation des entrées nettes d’électricité de près de 2 600 GWh en 2030 (comparativement à une sortie nette d’environ 620 GWh de plus que le scénario de référence).

Dans le scénario de référence et le scénario réglementaire, la province créerait une certaine nouvelle capacité au gaz naturel pour maintenir une marge de réserve^{référence 25}. Cependant, étant donné le prix élevé du gaz naturel, il serait plus rentable d’importer de l’hydroélectricité du Québec, et donc le taux d’utilisation de ces groupes serait faible. Il en coûterait plus cher d’importer de l’électricité du Québec que d’en produire par une centrale électrique alimentée au charbon, mais moins cher que d’en produire à l’aide d’un groupe alimenté au gaz naturel.

Nouvelle-Écosse

Dans le scénario de référence, l’accord d’équivalence avec la Nouvelle-Écosse est censé répondre aux conditions requises dans la LCPE et se prolonger indéfiniment au-delà de 2030, tandis qu’il prend fin en 2030 dans le scénario réglementaire.

Dans les scénarios modélisés, la Nouvelle-Écosse remplacera presque toute son électricité produite au charbon par de l’électricité produite par de nouveaux groupes alimentés au gaz naturel. Il y aura également quelques ajustements des échanges commerciaux d’électricité intraprovinciaux et interprovinciaux. Les échanges avec Terre-Neuve et Labrador, au moyen du Lien Maritime, devraient atteindre leur capacité maximale dans le scénario de référence et le scénario réglementaire avant 2030. Cependant, la Nouvelle-Écosse exportera moins d’électricité vers le Nouveau-Brunswick dans le scénario réglementaire que dans le scénario de référence en raison de la demande créée au Nouveau-Brunswick lors de la fermeture des centrales électriques au charbon.

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

À la suite de la publication de la Partie I dans la Gazette du Canada, le Ministère s’est engagé avec ses partenaires provinciaux, les intervenants de l’industrie et les organisations non gouvernementales à examiner les hypothèses de modélisation utilisées dans l’analyse des modifications. Vous trouverez ci-dessous un résumé des modifications apportées à l’analyse :

Mises à jour de l’hypothèse du scénario de référence

• En Alberta, 6 des 12 groupes de production alimentés au charbon qui devaient fermer avant 2029 conformément aux Règlements, vont se convertir au gaz naturel entre 2020 et 2022. On prévoit maintenant que ces centrales vont fonctionner 10 ans après la conversion au gaz naturel et produire autant que les groupes précédents alimentés au charbon, tout en produisant environ 40 % moins d’émissions de GES^{référence 26}. Les conversions du charbon au gaz naturel devraient réduire à court terme la construction de nouvelles centrales au gaz naturel et accroître la consommation de carburant et les émissions de GES dans le scénario réglementaire entre 2029 et 2031 (année au cours de laquelle la dernière centrale converti du charbon au gaz naturel devrait prendre sa retraite). Cela se traduirait par des coûts différentiels de construction nets moindres, des coûts de carburant supplémentaires plus élevés, et une diminution des émissions de GES dans GC-II par rapport à GC-I.
• Au Nouveau-Brunswick, le principal changement consiste au fait qu’une centrale au charbon ayant une capacité de 480 MW, pour laquelle la production prévue était établie au niveau de la dernière année historique dans GC-I, a été utilisée librement dans les prévisions de GC-II, ce qui a entraîné une hausse de la production prévue dans le scénario de référence. Cette augmentation de la production de la centrale au charbon dans le scénario de référence devrait entraîner une hausse du coût de remplacement de la production perdue et une plus grande réduction des émissions de GES dans le scénario réglementaire lorsque la centrale fermera ses portes plus tôt en raison des modifications.
• En raison de la mise à jour de l’information de la Nouvelle-Écosse, deux chaudières à vapeur au gaz naturel resteront en activité et ne seront pas mises hors service, respectivement en 2025 et 2032, comme indiqué dans le scénario de référence. Lorsque les centrales alimentées au charbon fermeront leurs portes plus tôt en raison des modifications (dans le scénario réglementaire), on compensera la perte de production des centrales au charbon en augmentant la production de ces vieilles centrales inefficaces ayant été maintenues en activité plutôt qu’en augmentant la production provenant de nouvelles centrales alimentées au gaz naturel, selon les projections effectuées dans GC-I. Par conséquent, le maintien en activité de ces chaudières à vapeur alimentées au gaz naturel aura pour effet de réduire la construction de nouvelles centrales au gaz naturel et d’accroître l’utilisation de combustibles et les émissions de GES dans le scénario réglementaire (ce qui entraîne une diminution des coûts de construction nets différentiels, une hausse des coûts de combustibles et une réduction moindre des émissions de GES dans GC-II comparativement à GC-I).
• Le Ministère a également mis à jour ses projections des prix du gaz naturel pour le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse, basés sur la moyenne du taux de croissance de l’indice moyen des prix de citygate pour le carrefour gazier algonquin de Wood Mackenzie. La prévision des prix du gaz naturel du Nouveau-Brunswick pour les services publics d’électricité est maintenant alignée avec les prix de la Nouvelle-Écosse. La consommation de gaz naturel devrait augmenter en raison des modifications. Le prix beaucoup plus élevé du gaz naturel dans les Maritimes par rapport au coût du charbon entraîne une hausse du coût du carburant dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence.

Autres mises à jour de modélisation

• L’analyse de GC-II était basée sur le scénario de référence de 2017 par rapport à l’analyse de GC-I qui était basée sur le scénario de référence de 2016. Le scénario de référence de 2017 a mis à jour certaines données d’entrée clés comme le produit intérieur brut et la population, les hypothèses de croissance pour des secteurs spécifiques de l’industrie et certaines hypothèses de coûts.
• Le Ministère a remodelisé les impacts des GES (les dommages évités du changement climatique) dans GC-II pour tenir compte des changements de la composition du marché de l’électricité des différentes provinces tel que mentionné au cours de la période de consultation, et afin d’intégrer des projections plus robustes et réalistes pour certains groupes de production d’électricité.
• Le Ministère n’a pas modifié les avantages découlant de la qualité de l’air (avantage pour la santé et l’environnement), comme on a jugé que les changements dans les réductions des polluants atmosphériques étaient négligeables à l’échelle nationale au cours du délai d’analyse. Cependant, les résultats pourraient être différents à l’échelle régionale en raison de changements dans le scénario de référence entre GC-I et GC-II. Par exemple, les améliorations prévues à la qualité de l’air pourraient être légèrement moindres en Alberta en 2030 en raison de l’ajout de conversions du charbon au gaz au scénario de référence.

Impacts différentiels de la conformité

La plupart des coûts différentiels des modifications se produisent dans les quatre provinces directement touchées par le règlement, comme présenté dans le tableau 11 de la section de l’analyse de la distribution de l’impact ci-dessous. Il y aura des économies dans d’autres provinces en raison de l’augmentation des recettes d’exportation d’électricité et de la réduction des coûts d’importation d’électricité.

Avantages de la conformité

L’avantage cumulatif au Canada des réductions des émissions résultant des modifications est évalué à environ 4,7 milliards de dollars (de 2019 à 2055).

Les avantages des modifications découlent de l’évitement des dommages attribuables aux changements climatiques mondiaux, et par l’amélioration de la qualité de l’air découlant de la réduction des émissions de polluants atmosphériques. Les avantages découlant de la réduction des émissions de polluants atmosphériques (calculés à l’échelle provinciale) comprennent les avantages pour la santé et l’environnement. Les modifications permettront de réduire les émissions de GES provenant de la production d’électricité de 94 Mt d’éq. de CO₂ ^{référence 27} entre 2019 et 2055 comparativement au scénario de référence. Les dommages évités attribuables aux changements climatiques grâce à ces réductions sont évalués à 3,4 milliards de dollars à l’aide des Estimations du coût social des gaz à effet de serre du Ministère. Les modifications donneront également lieu à une réduction des émissions de beaucoup de polluants atmosphériques principaux. La réduction d’émissions la plus importante sera de 555 kilotonnes (kt) d’oxydes de soufre (SO_x) et de 206 kt d’oxydes d’azote (NO_x) entre 2019 et 2055. Ces polluants atmosphériques principaux nuisent à la santé des Canadiens, par une exposition directe et la création du smog (y compris de particules et d’ozone troposphérique). Les avantages pour la santé de la réduction des émissions de polluants atmosphériques et de la non-exposition humaine au mercure pour la santé sont évalués à 1,3 milliard de dollars. Les avantages pour l’environnement, comme une hausse du rendement des cultures, une diminution de la contamination de surface et une amélioration de la visibilité, sont évalués à 40 millions de dollars.

Réductions des émissions de GES

Presque toutes (> 99 %) les réductions des émissions de GES découlant des modifications proviendront des réductions des émissions de CO₂. Il y aura également des réductions des émissions d’oxyde de diazote (N₂O), mais une petite augmentation des émissions de méthane (CH₄). Ces émissions sont évaluées séparément à l’aide des Estimations du coût social des gaz à effet de serre. Cependant, aux fins de la présentation de rapports, les émissions de N₂O et de CH₄ sont converties en équivalent de CO₂ à l’aide des Potentiels de réchauffement planétaire sur 100 ans provenant du Quatrième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat. Le tableau 1 indique la réduction prévue des émissions de GES attribuable aux modifications.

Tableau 1 : Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO₂)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	7,1	0,5	0,3	0	0	0	8,0
Saskatchewan	0	0,8	6,6	6,6	2,7	0	0	16,7
Nouveau-Brunswick	0	2,8	13,8	13,6	8	0	0	38,3
Nouvelle-Écosse	0	2,1	10,1	9,2	6,6	3,3	0,7	32
Reste du Canada	0	–0,1	–0,5	–0,5	0	0	0	–1,1
Total	0	12,8	30,6	29,2	17,3	3,3	0,7	93,8

Les valeurs du coût social sont utilisées pour l’estimation de la valeur monétaire, pour une année donnée, des dommages qui seront causés dans le monde entier au cours des prochaines décennies par tonne additionnelle de GES émise dans l’atmosphère. Cette analyse utilise les valeurs centrales du coût social du CO₂, CH₄ et N₂O. Une évaluation à l’aide de la valeur au 95^e centile (P₉₅), qui représente un avenir peu probable à coût élevé sur le plan des changements climatiques, est présentée dans l’analyse de sensibilité. Le tableau 2 indique la valeur centrale et la valeur au 95^e centile du coût collectif pour le CO₂, le CH₄ et le N₂O au début de chaque décennie.

Tableau 2 : Coût social des GES au début de chaque décennie, valeurs centrales et valeurs au 95^e centile (en dollars de 2016 par tonne)

GES	2020		2030		2040		2050
	Centrale	P95	Centrale	P95	Centrale	P95	Centrale	P95
CO2	46	191	56	244	67	292	77	331
CH4	1 319	3 955	1 785	5 730	2 291	7 676	2 802	9 357
N2O	16 461	55 120	20 807	71 566	25 300	88 465	30 137	106 241

Avantages de la réduction des émissions de polluants atmosphérique

Pour évaluer les avantages potentiels pour la santé et l’environnement découlant de la réduction des émissions de polluants atmosphériques, le Service météorologique du Canada d’Environnement et Changement climatique Canada a utilisé le modèle atmosphérique Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air (AURAMS) pour déterminer les effets que la diminution des émissions aura sur la qualité de l’air ambiant (c’est-à-dire l’air que les Canadiens respirent). Santé Canada a ensuite employé l’Outil d’évaluation des bénéfices liés à la qualité de l’air (OEAQA) pour déterminer les effets que l’amélioration de la qualité de l’air ambiant aura sur la santé des Canadiens.

En fonction des changements à la qualité de l’air ambiant local, l’OEAQA estime les réductions probables des risques moyens par habitant pour un éventail d’impacts sur la santé reconnu pour être associé à l’exposition à la pollution atmosphérique. Ces changements aux risques pour la santé par habitant sont ensuite multipliés par les populations affectées afin d’estimer la réduction du bilan d’effets nocifs pour la santé de l’ensemble de la population canadienne. L’OEAQA applique également des valeurs économiques, tirées de la documentation disponible, pour estimer les avantages socioéconomiques moyens par habitant d’une diminution des risques pour la santé.

Les avantages pour l’environnement ont été estimés à l’aide du modèle d’évaluation de la qualité de l’air (MEQA2). Ce modèle estime les effets des changements apportés à la qualité de l’air ambiant, résultant de l’exposition à la pollution atmosphérique, sur trois différents paramètres : la productivité des cultures, la contamination de surface et la visibilité. Plus précisément, le MEQA2 repose sur les fonctions biologiques de type dose-réponse pour mesurer les augmentations dans le produit des ventes découlant de l’augmentation de la productivité des cultures associée à la diminution de l’ozone troposphérique, ainsi que sur des estimations de la disposition à payer des ménages canadiens pour mesurer l’amélioration du bien-être découlant de la diminution de la contamination de surface et de l’amélioration de la visibilité (c’est-à-dire les fenêtres), les deux étant associées à des concentrations plus faibles de particules.

Les estimations des avantages ne tiennent pas seulement compte d’une réduction des émissions, mais aussi des conditions atmosphériques et du critère d’exposition (population ou terres cultivées) à ces polluants. La densité de la population, la direction des vents et les conditions atmosphériques jouent un rôle essentiel dans la formation du smog. Par exemple, la réduction des émissions aux installations qui sont situées en amont de grandes agglomérations ou de vastes terres cultivées peut avoir un impact plus important qu’une réduction similaire à des installations situées en aval ou à distance. Par conséquent, il est possible que les estimations des avantages dans une province ne soient pas nécessairement proportionnelles à la réduction des émissions dans cette même province. En outre, dans certaines provinces, les avantages pour l’environnement peuvent être en partie attribuables à une réduction des émissions dans les provinces adjacentes, puisque les polluants peuvent être transportés sur de grandes distances. Les modèles AURAMS, OEBQA et AQMV2 ont été utilisés pour les années 2030 et 2035. Pour estimer les avantages pour les autres années, on a employé des techniques de calcul au prorata. La réduction des émissions en 2030 sera bien plus importante par rapport à toute autre année du calendrier d’analyse. Comme la variabilité de la réduction annuelle des émissions est plus faible selon les estimations entre 2031 et 2055, les avantages annuels pour l’environnement dans cette période ont été calculés par approximation à l’aide du calcul proportionnel au prorata des valeurs de 2035 de la réduction des émissions de polluants (SO_x et NO_x, principalement) pour chaque année entre 2031 et 2034, et entre 2036 et 2055^{référence 28}.

Amélioration des incidences pour la santé

Les avantages totaux pour la santé sont estimés à environ 1,2 milliard de dollars pour la période s’échelonnant de 2019 à 2055.

Les incidences sur la santé humaine et les avantages socioéconomiques qui en découlent dépendent considérablement de la proximité de la population à la source des émissions issues de la production d’électricité à partir du charbon. Comme mentionné ci-dessus, il s’agit de l’exposition de la population aux changements de la qualité de l’air et non simplement aux changements absolus des niveaux de particules (MP) et d’ozone qui déterminent les avantages pour la santé des modifications. C’est pourquoi les régions qui profitent des plus grands avantages pour la santé et celles qui réalisent les améliorations de la qualité de l’air les plus importantes ne sont pas nécessairement les mêmes.

Les avantages pour la santé visés par l’analyse comprennent un vaste éventail d’effets sur la santé liés à la pollution atmosphérique. Ces problèmes de santé peuvent varier des crises d’asthme et des difficultés respiratoires mineures à des effets plus graves, comme les visites en salle d’urgence et l’hospitalisation pour des problèmes respiratoires et cardiovasculaires. La pollution atmosphérique augmente également le risque moyen de décès par habitant. Même si les changements dans les niveaux de risques individuels sont petits, ils s’appliquent à de grandes populations, et cette réduction des risques individuels se traduit par des avantages collectifs importants. Le tableau 3 présente certains des changements estimés dans les résultats cumulatifs pour la santé qui découlent des modifications.

Les avantages pour la santé découlant de l’amélioration de la qualité de l’air attribuable aux modifications auront une valeur actualisée de l’ordre de 440 millions de dollars en 2030. Ceci comprend un avantage important en Alberta (310 millions de dollars). En Alberta, les estimations des avantages attribuables aux modifications ne s’étendent pas au-delà de 2030, car les groupes alimentés au charbon fermeront d’ici 2031 dans le scénario de référence. En 2035, les avantages estimés pour la santé dans l’ensemble du Canada devraient être plus modestes, soit d’environ 56 millions de dollars. L’avantage estimatif le plus important reviendrait à la Nouvelle-Écosse (26 millions de dollars).

Le tableau 3 présente l’estimation de la valeur actualisée totale en ce qui a trait aux améliorations en matière de bien-être collectif, exprimée en termes économiques (dollars), pour toutes les répercussions sur la santé, de 2019 à 2055. La valeur actualisée des avantages pour la santé est évaluée à 1,2 milliard de dollars, les avantages étant les plus importants en Nouvelle-Écosse, puis en Alberta, au Nouveau-Brunswick et en Saskatchewan ^{référence 29}.

Les réductions des MP_2,5 ambiants représentent environ 60 % des avantages pour la santé découlant des modifications. Cela est dû principalement à la formation secondaire de MP_2,5 découlant de la réduction d’autres polluants primaires, comme les NO_x et les SO_x. Les améliorations dues à l’ozone représentent environ 40 % des avantages pour la santé. Les avantages sont poussés par la réduction du risque de décès prématuré résultant en grande partie des réductions des niveaux de MP ambiants.

Les valeurs du tableau 3 sont les valeurs socioéconomiques associées aux changements de l’état de santé ou aux changements de risques pour la santé. Ces valeurs sont obtenues en utilisant une approche basée sur le bien-être social. Les valeurs dans le tableau ne devraient pas être interprétées comme des économies de coûts de soins de santé ou des changements dans la productivité. Plutôt, les valeurs dans ce tableau sont des mesures de l’amélioration de la qualité de la vie résultant d’une meilleure santé. De loin, l’impact le plus important des améliorations de la qualité de l’air, en termes de qualité de vie, est la réduction de la mortalité prématurée. Les réductions dans le risque de mortalité représentent environ 95 % de l’estimation du bien-être collectif ^{référence 30}.

Tableau 3 : Changements estimés dans l’état de santé cumulatif résultant de la réglementation ^{référence 31} et valeur actualisée totale en ce qui a trait aux améliorations en matière de bien-être collectif pour toutes les répercussions sur la santé, de 2019 à 2055

Région	Changements estimés dans l’état de santé cumulatif résultant de la réglementation			Valeur actualisée en 2017 du total des troubles de santé évités (millions de dollars 2016, actualisées à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)
	Mortalité prématurée	Épisodes d’asthme	Jours de respiration difficile et de réduction des activités	Associé à l’ozone	Associé au MP2,5	Total (inclus d’autres polluants incluant le mercure)
Alberta	56	14 000	66 000	90	210	306
Saskatchewan	10	1 400	9 400	4	40	48
Nouveau-Brunswick	36	4 100	23 000	70	80	158
Nouvelle-Écosse	89	8 000	58 000	70	300	396
Reste du Canada	73	12 000	38 000	230	100	315
Total	260	40 000	190 000	470	730	1 223

L’estimation des variations des résultats cumulatifs pour la santé correspond au nombre total de personnes touchées.

Réduction des émissions de mercure du secteur de l’électricité

En plus de réductions des émissions de NO_x, SO_x et de MP, on s’attend à ce que les modifications réduisent les émissions de mercure de la production électrique des services publics de 1,4 tonne entre 2019 et 2055. Le mercure qui pénètre l’écosystème peut entrer dans la chaîne alimentaire et avoir des impacts néfastes pour les humains et les espèces sauvages. On s’attend donc que la réduction des émissions de mercure provenant des groupes de production d’électricité entraîne des avantages sur la santé humaine. Ces avantages ont été estimés à approximativement 5 millions de dollars^{référence 32}.

Avantages pour l’environnement

Les MP peuvent s’accumuler sur les surfaces et en altérer leurs caractéristiques optiques, les faisant paraître souillées ou sales, alors que les MP en suspension dans l’air peuvent empêcher et disperser la lumière du jour et ainsi réduire la visibilité. De plus, des concentrations élevées d’ozone peuvent affecter les cultures en réduisant leur biomasse et en augmentant leur vulnérabilité à des facteurs de stress tels que les maladies. Donc, l’amélioration de la qualité de l’air peut réduire les souillures sur les surfaces, contribuer à une meilleure visibilité, et, par le fait même, avoir des retombées positives pour la santé générale des Canadiens, ainsi que sur le secteur du tourisme et l’amélioration du rendement des cultures. On a estimé que les avantages environnementaux découlant des modifications se chiffreraient à environ 40 millions de dollars. Le bien-être des ménages résidentiels associé à l’amélioration de la visibilité est évalué à 29,6 millions de dollars. La hausse du rendement des cultures et les coûts d’entretien ménager évités représentaient respectivement 8,2 millions de dollars et 2,5 millions de dollars. La Nouvelle-Écosse bénéficiera de la plus grande partie de ces avantages, qui vont de pair avec une réduction importante de ses émissions.

Le tableau 4 ci-dessous présente l’estimation des avantages pour l’environnement, selon la modélisation de chaque effet et pour chaque province réduisant de façon importante ses émissions en vertu des modifications, les autres provinces et territoires étant regroupés sous « reste du Canada ».

Tableau 4 : Cumul des avantages pour l’environnement, par effet et par province (2019-2055), en millions de dollars actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %

Effet sur l’environnement	Agriculture	Souillures	Visibilité	Total
Indicateur économique	Variation des revenus de ventes pour les producteurs de cultures	Coûts évités par les ménages	Changement sur le plan du bien-être des ménages
Alberta	3	1	5	9
Saskatchewan	1	0	1	3
Nouveau-Brunswick	0	0	3	4
Nouvelle-Écosse	0	1	11	12
Reste du Canada	3	0	9	12
Total	8	2	29	40

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux indiqués.

Il convient de considérer comme prudentes les estimations des avantages pour l’environnement ci-dessus, car plusieurs avantages n’ont pu être quantifiés. La réduction des concentrations d’ozone et de MP peut améliorer la santé des écosystèmes forestiers et réduire les risques de maladie ou de décès prématurés au sein des populations de bétail ou d’espèces sauvages sensibles. Pour l’industrie agroalimentaire, cela signifiera potentiellement une diminution des coûts de traitement et des pertes économiques. Cependant, il n’a pas été possible de quantifier ces avantages au moyen du modèle MEQA2, en raison des limites des données et des méthodes.

Coûts liés à la conformité

Les coûts différentiels découlant des modifications s’élèveraient à 2 milliards de dollars entre 2019 et 2055.

Les dépenses totales pour la production d’électricité par les services publics ont été calculées par année et par province au Canada pour le scénario de référence et le scénario réglementaire. Les valeurs établies pour les coûts présentés dans l’analyse correspondent à la différence entre les deux scénarios.

Les coûts différentiels associés aux modifications sont divisés en trois catégories; les coûts en capital, les coûts d’approvisionnement et la consommation d’électricité réduite. La majeure partie de ces coûts est attribuable aux coûts des carburants additionnels ou à l’énergie achetée d’une autre région.

Coûts en capital

Les coûts en capital sont les dépenses uniques pour la mise en service d’une nouvelle capacité et la mise hors service des groupes électriques qui ont atteint leur fin de vie utile. Les coûts de construction d’une nouvelle capacité et de mise hors service surviennent à la fois dans le scénario de référence et le scénario réglementaire, bien qu’à des périodes différentes. Les coûts de remise à neuf sont des investissements qui visent à restaurer l’intégrité opérationnelle du groupe de production d’électricité. Lorsqu’une centrale au charbon est fermée plus tôt que prévu, les coûts de remise à neuf sont évités.

Il y a des coûts ponctuels initiaux importants pour assurer la conformité entre 2026 et 2030 alors que des groupes de remplacement sont construits et les groupes de charbon sont mis hors service. Ceci est compensé en évitement de coûts de construction durant les années qui suivent et en coûts de remise à niveau qui permettraient au groupe alimenté au charbon de continuer à fonctionner au-delà de 2030.

Dans l’ensemble, les modifications entraînent des économies de coûts nets de 305 millions de dollars, comme le montre le tableau 5. La plupart des économies sont réalisées par le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse et l’Alberta, avec des coûts différentiels nets en capital positifs en Saskatchewan. Les valeurs du tableau 5.A (coûts de construction nets), du tableau 5.B (coûts de remise à niveau) et du tableau 5.C (coûts de mise hors de service) sont additionnées et présentées dans le tableau 5.

Tableau 5 : Coût différentiel en capital
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	195	−263	−1	0	0	0	−69
Saskatchewan	0	224	−28	−27	−159	0	0	10
Nouveau-Brunswick	0	100	−86	37	−222	0	0	−171
Nouvelle-Écosse	−40	585	−65	−163	−175	−141	−79	−79
Reste du Canada	0	6	22	−27	3	0	0	4
Total	−40	1 110	−419	−181	−553	−142	−79	−305

Coût de construction d’une capacité de remplacement

Le coût différentiel total pour mettre en service une capacité de production de remplacement est d’environ 142 millions de dollars.

Le prix par kilowatt (kW) de la mise en service d’une nouvelle capacité de production est tiré du National Renewable Energy Laboratory 2015 Standard Scenarios Annual Report et a été corrigé pour chaque province dans le cadre d’une consultation avec les intervenants. Par exemple, les coûts attendus non actualisés en 2030 de la capacité des groupes de production alimentés au gaz naturel à cycle combiné sont de 1 748 $ par kW en Alberta et en Saskatchewan, 1 624 $ par kW en Nouvelle-Écosse et 1 020 $ par kW au Nouveau-Brunswick.

Le tableau 5.A montre les coûts différentiels de construction prévus pour une nouvelle capacité de production. Les valeurs positives signifient que les services publics devraient engager des dépenses plus élevées dans le scénario réglementaire que dans celui de référence. Les valeurs négatives signifient, quant à elles, que les coûts d’une nouvelle construction sont évités dans le scénario réglementaire. Dans le cas de la Nouvelle-Écosse, d’ici 2030, 708 millions de dollars seront dépensés pour remplacer les groupes de production alimentés au charbon par des centrales au gaz naturel. Comme ces groupes de production seront remplacés graduellement dans le scénario de référence, ces coûts de remplacement seront évités dans les années subséquentes, soit un coût net global de 256 millions de dollars.

Le Nouveau-Brunswick construit entre 2026 et 2040 de nouvelles capacités de production alimentées au gaz naturel d’une valeur d’environ 100 millions de dollars dans le scénario réglementaire comparativement au scénario de référence. Toutefois, cela est compensé par les coûts évités entre 2041 et 2045 d’une valeur de 197 millions de dollars pour la construction d’une nouvelle capacité de production d’électricité alimentée au gaz naturel dans le scénario de référence. Par conséquent, il y a une économie globale de 98 millions de dollars. Dans l’ensemble, les coûts différentiels nets de construction sont faibles au Nouveau-Brunswick comme la province importe de l’électricité du Québec, qui est moins chère que la construction de nouvelles centrales électriques alimentées au gaz naturel.

Tableau 5.A : Coûts différentiels nets de construction
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	0	−74	−1	0	0	0	−75
Saskatchewan	0	203	23	−27	−145	0	0	55
Nouveau-Brunswick	0	63	0	37	−197	0	0	−98
Nouvelle-Écosse	0	708	2	−95	−159	−134	−66	256
Reste du Canada	0	6	22	−27	3	0	0	4
Total	0	980	−26	−113	−498	−134	−66	142

Remise à neuf

Les modifications permettront d’éviter de supporter des coûts nets de remise à neuf chiffrés à 502 millions de dollars. Les remises à neuf des groupes de production d’électricité alimentés au charbon leur permettent de fonctionner pendant environ 50 ans. Les coûts de remise à neuf varient selon la nature et l’ampleur des réparations, le nombre d’années de prolongement recherché et le type de pièces à remplacer.

Les premiers travaux de remise à neuf sont généralement effectués après environ 20 ans d’activité afin de prévenir des interruptions imprévues. On évalue que les travaux de remise à neuf entrepris initialement pour ajouter 20 ans de plus à la durée de vie d’un groupe existant coûtent 1 008 $/kW, tandis que ceux pour un prolongement de 15 ans ne coûtent que 504 $/kW ^{référence 33}. Les travaux de remise à neuf subséquents ne viseraient pas à prolonger la durée de vie utile d’autant d’années, mais leur coût est inférieur parce que, même si les groupes plus anciens sont soumis à un niveau plus élevé de stress thermique, leur sous-ensemble de pièces à remplacer pour résoudre les problèmes est moindre. Dans les cas des centrales ayant déjà fait l’objet de travaux de remise à neuf au moins une fois, on a donc présumé que les coûts de remise à neuf correspondent à 60 % des valeurs ci-dessus.

Les modifications réduiront la durée de vie des groupes visés et permettront ainsi d’éviter des travaux de remise à neuf majeurs. Dans certains cas, les services publics choisiront d’effectuer des travaux de remise à neuf moins importants avant 2030, étant donné que le groupe ne sera encore en service que pendant 6 ou 7 ans, et non pendant 20 ans de plus. Par exemple, on s’attend à ce qu’un groupe en Nouvelle-Écosse requière une remise à niveau en 2022. Dans le scénario de référence, une remise à niveau exhaustive permettra au groupe de fonctionner pendant une période supplémentaire de 20 ans avant de nécessiter une nouvelle remise à niveau. Dans le scénario réglementaire, la remise à niveau sera moins exhaustive puisque le groupe sera mis hors service après huit années. Ceci résultera dans un évitement de coûts de remise à niveau d’approximativement 40 millions de dollars.

Les groupes alimentés au gaz naturel seront remis à niveau après à peu près 20 années d’opération. Le coût moyen estimé de remise à niveau d’un groupe en configuration cycle combiné au gaz naturel est d’approximativement 126 dollars du kilowatt. Le tableau 5.B illustre ces coûts pour les groupes qui auraient autrement nécessité une remise à niveau.

Tableau 5.B : Coûts différentiels nets de la remise à neuf
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	0	0	0	0	0	0	0
Saskatchewan	0	0	−51	0	0	0	0	−51
Nouveau-Brunswick	0	0	−86	0	0	0	0	−86
Nouvelle-Écosse	−40	−209	−57	−59	0	0	0	−365
Reste du Canada	0	0	0	0	0	0	0	0
Total	−40	−209	−194	−59	0	0	0	−502

Coûts de mise hors service

La mise hors service de groupes existants devrait coûter 55 millions de dollars, et elle devrait se produire pendant l’année au cours de laquelle les groupes cessent leurs activités. Dans le scénario réglementaire, la totalité des coûts de mise hors service des groupes alimentés au charbon sera reportée en 2030. Ces coûts seront alors évités dans les années subséquentes. On a présumé que les coûts de mise hors service atteindront 117 $/kW, en tenant compte du crédit pour les matières mises au rebut. Ce chiffre s’applique à des activités telles que le démantèlement de chaudières, la démolition de structures et le désamiantage. Il comprend également les dépenses de projet, notamment pour obtenir des permis et des assurances, louer de la machinerie lourde et embaucher des opérateurs de machinerie lourde. Comme le coût réel reste le même au fil des ans, l’impact différentiel est la valeur temporelle de l’argent dépensé à différentes périodes.

Tableau 5.C : Coûts différentiels nets de mise hors service
(millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	195	−189	0	0	0	0	6
Saskatchewan	0	22	0	0	−15	0	0	7
Nouveau-Brunswick	0	37	0	0	−25	0	0	13
Nouvelle-Écosse	0	85	−10	−9	−16	−7	−13	29
Reste du Canada	0	0	0	0	0	0	0	0
Total	0	339	−199	−9	−56	−7	−13	55

Coûts d’approvisionnement en électricité

Entre 2019 et 2055, il en coûtera 1,9 milliard de dollars de plus pour approvisionner les consommateurs en électricité au Canada. Les coûts d’approvisionnement en électricité sont des coûts permanents liés à la fourniture d’électricité aux consommateurs. Les coûts d’approvisionnement comprennent les dépenses de fonctionnement et d’entretien (coûts autres que ceux des combustibles pour la production d’électricité), les combustibles, les achats à l’extérieur de la province (le prix payé pour importer de l’électricité) et la perte de revenus en raison des manques à gagner des exportations. Ces coûts sont indiqués ci-dessous. Les valeurs du tableau 6.A (changements dans les échanges avec d’autres régions), 6.B (coûts d’opération et d’entretien), et 6.C (coûts de carburant) s’additionnent pour obtenir les valeurs du tableau 6.

Tableau 6 : Impact différentiel sur le coût de l’approvisionnement en électricité
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	338	−7	8	−1	−1	−1	334
Saskatchewan	0	35	123	111	43	0	0	312
Nouveau-Brunswick	0	77	363	315	−94	−3	−2	656
Nouvelle-Écosse	0	103	451	312	147	−28	−73	913
Reste du Canada	0	−147	−106	−83	1	0	0	−336
Total	0	406	824	661	96	−32	−76	1 879

Marché de l’électricité

Le réseau nord-américain est fortement intégré, particulièrement dans les régions de l’Est. Le Canada est un exportateur net d’électricité aux États-Unis, résultant principalement des ressources hydroélectriques à coûts faibles. Selon le Résumé des échanges commerciaux d’électricité de l’Office national de l’énergie, en 2017 les exportations nettes d’électricité du Canada vers les États-Unis se chiffraient à 62,2 TWh pour une valeur nette de 2,7 milliards de dollars.

Les modifications entraîneront une légère augmentation des importations et une réduction des exportations puisqu’une plus grande proportion de la capacité sera utilisée pour subvenir aux besoins du marché. Les exportations nettes aux États-Unis diminueront en moyenne de 2,3 TWh par année entre 2030 et 2044 dans le scénario réglementaire relativement au scénario de référence. Cumulativement, les exportations vers les États-Unis sont inférieures de 33,8 TWh et les importations provenant des États-Unis augmentent de 1,4 TWh dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence. La réduction des revenus nets d’exportation sera d’environ 1,1 milliard de dollars. Il faut noter que le Canada demeure un exportateur net d’électricité dans les deux scénarios et que le changement dans le niveau des échanges représente une petite part de la demande totale au Canada.

La majorité des réductions des exportations d’électricité résulte du changement attendu dans les flux du Québec. Une portion de l’électricité qui est présentement exportée vers l’état de New York ou la Nouvelle-Angleterre dans le scénario de référence sera envoyée au Nouveau-Brunswick dans le scénario réglementaire. D’autre part, le Nouveau-Brunswick va également réduire ses exportations au Québec afin de répondre aux pénuries intérieures d’électricité, et le Québec va diminuer ses exportations vers l’Ontario en réponse aux réductions des importations du Nouveau-Brunswick.

Dans l’ensemble, les modifications auront un impact différentiel sur la balance commerciale de l’électricité de 1,0 milliard de dollars. Ce chiffre comprend une réduction des revenus d’exportation d’électricité de 731 millions de dollars et une augmentation des dépenses d’importation de 291 millions de dollars.

Le tableau 6.A montre les répercussions nettes sur la balance commerciale de l’électricité pour les provinces touchées. Ceci inclut à la fois les dépenses d’importation et les pertes de revenus.

Tableau 6.A : Impact différentiel sur la balance commerciale de l’électricité
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	35	20	24	4	0	0	83
Saskatchewan	0	−31	−19	−21	−3	0	0	−74
Nouveau-Brunswick	0	140	620	509	283	42	15	1 609
Nouvelle-Écosse	0	5	−44	−69	−49	−42	−15	−213
Reste du Canada	0	−148	−108	−85	−41	0	0	−382
Total	0	1	468	358	194	0	0	1 022

Coûts de fonctionnement et d’entretien

Les groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel présentent des coûts de fonctionnement et d’entretien fixes et variables plus bas que les groupes de production d’électricité alimentés au charbon. La moyenne non actualisée des coûts fixes et variables d’opération et d’entretien pour un groupe à cycle combiné alimenté au gaz naturel serait respectivement d’environ 6 210 $/MW et 1,6 $/mégawattheure (MWh) dans toutes les provinces entre 2019 et 2055. En comparaison, la moyenne non actualisée des coûts pour un groupe au charbon est de 12 000 $/MW pour les coûts de fonctionnement et d’entretien fixes et de 2,1 $/MWh pour les coûts de fonctionnement et d’entretien variables pour la même période.

Les modifications représenteront des coûts de fonctionnement et d’entretien moindres, d’environ 287 millions de dollars. Le tableau 6.B regroupe les économies en coûts de fonctionnement et d’entretien fixes et variables qui résulteraient des modifications.

Tableau 6.B : Coûts différentiels de fonctionnement et d’entretien
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	−44	−2	−3	−1	−1	−1	−53
Saskatchewan	0	−1	−11	−8	−3	0	0	−25
Nouveau-Brunswick	0	−12	−51	−38	−20	−3	−2	−127
Nouvelle-Écosse	0	−9	−40	−22	−13	−5	0	−89
Reste du Canada	0	1	3	2	1	0	0	6
Total	0	−66	−102	−70	−36	−9	−3	−287

Coûts des combustibles

Les coûts des combustibles constituent la majeure partie des dépenses variables de production pour les groupes thermiques. Les modifications feront en sorte que les coûts nets des combustibles totaliseront 1,3 milliard de dollars.

Le tableau 6.C comprend les coûts différentiels attendus des modifications qui totaliseraient 1,3 milliard de dollars pour la période d’analyse. Pendant que le coût des combustibles augmentera dans la plupart des provinces affectées, le Nouveau-Brunswick connaîtra une économie en combustibles résultant de la mise hors service du groupe de production d’électricité alimenté au charbon en 2030 et le remplacement de la perte de génération par des importations du Québec. Les coûts différentiels de combustibles pour l’Alberta incluent des coûts de combustibles plus élevés par groupes convertis du charbon au gaz naturel. Ces groupes utilisent davantage de combustibles (ils sont moins efficaces) comparativement aux nouveaux groupes alimentés au gaz naturel.

Tableau 6.C : Coûts différentiels des combustibles
(en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	346	−25	−14	0	0	0	307
Saskatchewan	0	68	153	140	46	0	0	407
Nouveau-Brunswick	0	−51	−205	−156	−74	0	0	−486
Nouvelle-Écosse	0	108	535	403	160	−23	−73	1 109
Reste du Canada	0	0	0	0	0	0	0	0
Total	0	471	458	373	132	−23	−73	1 338

Le prix du carburant varie entre les provinces, mais comme l’indique le tableau 7, on prévoit que le prix payé par les producteurs d’électricité pour le gaz naturel sera le double du coût du charbon comparativement au coût de l’énergie livrée, mesurée en dollars par millions d’unités thermales britanniques (MMBtu).

La prévision du prix du charbon est établie à partir des prix historiques ajustés en fonction du taux de croissance du prix moyen du charbon à l’entrée de la mine, tel qu’indiqué dans le rapport de l’Energy Information Administration des États-Unis intitulé Annual Energy Outlook 2015.

Le prix historique du gaz naturel est fondé sur les données de Statistique Canada, et le prix futur est estimé selon le prix mondial du gaz naturel établi par la projection des prix du carrefour Henry de l’Office national de l’énergie et corrigé à l’échelle régionale à la suite d’une consultation avec les intervenants.

Tableau 7 : Prix des combustibles pour les services d’électricité
(en dollars par MMBtu)

		Alberta	Saskatchewan	Nouveau-Brunswick	Nouvelle-Écosse
2020	Charbon	1,07	1,88	2,97	3,58
	Gaz naturel	3,13	4,23	8,30	8,30
2030	Charbon	1,23	2,05	3,14	3,75
	Gaz naturel	3,85	4,60	8,32	8,32
2040	Charbon	1,39	2,20	3,29	3,90
	Gaz naturel	4,20	4,95	8,60	8,60
2050	Charbon	1,39	2,20	3,29	3,90
	Gaz naturel	4,20	4,95	8,60	8,60

Perte de bien-être découlant d’une consommation d’électricité réduite

En 2016, les Canadiens ont consommé 577,1 TWh d’électricité provenant des services publics ^{référence 34}. Dans le scénario de référence, la demande nationale en électricité provenant des services publics devrait augmenter à 602,3 TWh d’ici 2040. Dans le scénario réglementaire, en 2040, la demande en électricité sera inférieure d’environ 150 GWh.

Les prix au détail seront plus élevés dans le scénario réglementaire que dans celui de référence comme les consommateurs assumeront la majeure partie des coûts de conformité. Confrontés à une hausse des prix, les consommateurs se tourneront vers des activités moins énergivores ou opteront pour des technologies plus efficaces. Le scénario réglementaire quantifie la répercussion du coût d’une diminution de la consommation d’électricité et d’un changement de comportement de la part des consommateurs en multipliant la variation de la consommation nationale d’électricité par le prix de vente au détail de l’électricité. Le résultat ainsi obtenu indique, pour le scénario réglementaire, la mesure dans laquelle les consommateurs devront obtenir une compensation pour utiliser la même consommation d’électricité que dans le scénario de référence. Pour ce qui est de la perte de bien-être, le calcul est le même que pour la compensation de la variation. Cette mesure peut surestimer le véritable coût du bien-être, car elle ne tient pas compte du gain en matière de bien-être découlant du remplacement des activités énergivores par des activités consommant moins d’électricité. Comme le montre le tableau 8, la valeur de la perte de bien-être se chiffrera à environ 200 millions de dollars.

Tableau 8 : Coûts différentiels de la perte de bien-être liée à la réduction de la consommation d’électricité (en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	−1	14	3	0	0	0	16
Saskatchewan	0	0	12	17	7	0	0	36
Nouveau-Brunswick	0	0	2	5	3	0	0	11
Nouvelle-Écosse	0	0	31	36	32	28	10	137
Reste du Canada	0	0	0	0	0	0	0	0
Total	0	−2	59	62	42	28	10	200

Coûts pour le gouvernement

L’administration des modifications, la promotion de la conformité et l’application du Règlement entraîneront une hausse négligeable des coûts différentiels pour le gouvernement. Ces coûts pour le gouvernement ont été identifiés dans le résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR) de 2012 ^{référence 35} Le Ministère adoptera une approche minimale et réactive en matière de promotion de la conformité au cours de la première année suivant la publication des modifications. Cela inclura la publication de renseignements sur le site Web du gouvernement du Canada, dont le Règlement modifié, le présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation, une foire aux questions et les réponses aux demandes d’information ou d’éclaircissements.

Résumé des avantages et des coûts

Tableau 9 : Résumé des répercussions (en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

Répercussions quantifiées	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Avantages
Dommages liés aux GES évités	0	503	1 156	1 034	578	102	20	3 392
Amélioration de la qualité de l’air	0	450	416	256	120	17	5	1 263
Total des avantages	0	952	1 572	1 290	698	119	24	4 655
Coûts
Coûts en capital	−40	1,110	−419	−181	−553	−142	−79	−305
Coûts d’approvisionnement en électricité	0	406	824	661	290	−32	−76	2 073
Consommation d’électricité réduite	0	−2	59	62	42	28	10	200
Total des coûts	−40	1 515	464	543	−221	−146	−146	1 968
Avantages nets	40	−562	1 108	747	919	265	170	2 687
Autres paramètres quantifiés
Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO2)	0	13	31	29	17	3	1	94
Réduction des émissions de NOx (kt)	0	37	73	56	34	5	1	206
Réduction des émissions de SOx (kt)	0	90	223	150	75	13	5	555

Les réductions cumulatives des émissions de GES prévues d’environ 94 Mt d’éq. CO₂ seront réalisées à un coût estimé à 2,0 milliards de dollars, soit 21 dollars par tonne de d’éq. CO₂ de 2019 à 2055, comme le montre le tableau 10.

Les modifications devraient permettre de réduire de 12,8 Mt d’éq. CO₂ d’émissions de GES en 2030. Pour ce faire, des dépenses liées à la conformité de l’ordre de 874 millions de dollars, ou 69 dollars par tonne de d’éq. CO₂, seront engagées. Cependant, cette mesure du coût par tonne est biaisée par des coûts initiaux élevés, tandis qu’au cours des années subséquentes, les coûts évités s’accumulent.

Tableau 10 : Coût par tonne des réductions d’émissions des GES

	Coûts (millions de dollars)	Réduction des émissions de GES (Mt d’éq. CO2)	Coût par tonne
2019-2055	1 968	93,8	20,97
En 2030	874	12,8	68,55

Analyse de répartition des répercussions

Les provinces maritimes seront les plus affectées par les modifications, avec la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick encourant trois quarts des coûts différentiels (à l’exclusion des économies réalisées ailleurs au Canada). La majeure partie de ces coûts trouvera son origine dans l’augmentation des coûts de livraison d’électricité aux clients, soit par des coûts de combustibles plus élevés ou par l’achat d’électricité d’une autre région. Le tableau 11 illustre la ventilation des coûts par province et la part des coûts de conformité totaux.

Tableau 11 : Répartition des coûts de conformité (en millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	Coût en capital	Coût d’approvisionnement	Perte de bien-être par une consommation réduite	Coût total	Part du coût total
Alberta	−69	338	16	285	12%
Saskatchewan	10	309	36	356	15 %
Nouveau-Brunswick	−171	996	11	835	36 %
Nouvelle-Écosse	−79	807	137	865	37 %
Reste du Canada	4	−377	0	−373	—
Total	−305	2 073	200	1 968	100 %

Les coûts totaux de conformité correspondent à la somme des coûts différentiels pour l’Alberta, la Saskatchewan, le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse, et ils excluent les économies de coûts dans le reste du Canada.

Répercussion sur la compétitivité

Comme mentionné ci-dessus, les modifications augmenteront les coûts de production. Il serait possible de recouvrer ces coûts par une hausse des prix, mais cette mesure devra recevoir l’approbation soit du Cabinet provincial de la Saskatchewan soit des organismes de réglementation en matière d’électricité du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse.

L’Alberta ne devrait pas être très touchée par la politique fédérale, car l’élimination du charbon est déjà prévue pour 2030 dans le cadre de son Plan de leadership en matière de climat. Les modifications exigent la fermeture des groupes alimentés au charbon un an plus tôt (le 31 décembre 2029 au plus tard), mais devraient avoir des répercussions minimes en Alberta, étant donné que les décisions d’affaires seront largement attribuables à la politique provinciale.

Répercussions sur le prix au détail pour les consommateurs résidentiel

Les modifications pourraient avoir des répercussions sur les consommateurs résidentiels d’électricité ayant peu de moyens d’absorber une augmentation des prix. Comme le montre le tableau 12, les tarifs d’électricité des clients résidentiels pourraient augmenter d’au plus 5 % dans les provinces touchées selon le scénario réglementaire comparativement au scénario de référence. D’après les tarifs de 2016 ^{référence 36}, une telle augmentation ajoutera jusqu’à 100 dollars ^{référence 37} par année sur la facture moyenne d’électricité, avec la plus forte hausse en Nouvelle-Écosse.

Tableau 12 : Répercussions des modifications sur le tarif de détail facturé aux clients résidentiels

	Estimation de la facture d’électricité moyenne mensuelle (en dollars de 2016)	Hausse en pourcentage la plus élevée dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence (%)	Estimation de l’augmentation annuelle des dépenses d’électricité ($)
Calgary (Alberta)	104	4,1	51,03
Regina (Saskatchewan)	146,45	1,1	19,38
Moncton (Nouveau-Brunswick)	124,98	1,4	21,64
Halifax (Nouvelle-Écosse)	158,83	5,2	100,05

L’augmentation estimée des dépenses en électricité est présentée en termes annuels, car la période sur laquelle les modifications devraient avoir une incidence sur les dépenses varie selon les provinces.

Répercussions sur le commerce de l’électricité interprovincial et international du Canada

Les exportations d’électricité du Canada se font principalement par les provinces produisant beaucoup d’électricité à faible coût et sans émissions. Prenons, par exemple, le Québec, le Manitoba et la Colombie-Britannique, des provinces productrices presque exclusivement d’hydroélectricité, qui étaient responsables d’environ les deux tiers des exportations canadiennes en 2016. La part de l’Ontario, qui ne compte aucune production d’électricité alimentée au charbon, représentait environ 28 % des exportations canadiennes. Malgré l’intégration dans une certaine mesure des marchés de l’électricité canadien et américain, les limites imposées aux réseaux de transmission entre les deux pays pourront atténuer les répercussions sur les flux commerciaux entre les deux pays.

Les modifications n’imposeront aucune barrière aux exportations d’électricité canadiennes vers les États-Unis. Cependant, elles pourraient toucher les surplus d’électricité du Canada disponibles pour l’exportation. Si, en réponse aux modifications, et à la suite d’une perte de capacité, les services publics provinciaux achetaient de l’électricité d’autres provinces, cela pourrait réduire les exportations aux États-Unis. Selon la modélisation réalisée par le Ministère, les modifications donneront lieu à un détournement de 5 % en moyenne des exportations commerciales prévues d’électricité du Canada vers les États-Unis qui serait redirigé vers les provinces qui accusent une perte de capacité de production alimentée au charbon entre 2030 et 2044.

Les forces du marché, les incitatifs fiscaux, les politiques environnementales des États américains et les avancées technologiques seront des facteurs plus importants au fil du temps dans la balance commerciale en matière d’électricité du Canada avec les États-Unis, car ils dicteront les conditions de l’évolution à long terme de la production d’électricité aux États-Unis.

Compétitivité des entreprises consommant beaucoup d’électricité

Les répercussions sur le prix de l’électricité induites par les modifications pourraient se traduire par un affaiblissement de la position concurrentielle de certaines entreprises du secteur de la fabrication et de l’extraction dans les quatre provinces qui seront touchées par la politique. Le coût des secteurs susceptibles d’être touchés variera, mais sera généralement influencé par l’ampleur de la consommation d’électricité nécessaire pour l’exploitation des entreprises. Les secteurs consommant beaucoup d’électricité opérant dans les provinces affectées incluent les moulins de pâtes, papier et carton, la fabrication de gaz industriels, de pesticides et fertilisants, et l’exploitation de potasse.

Pendant que les coûts augmenteraient pour ces secteurs conséquemment à l’augmentation des coûts de l’électricité, tout impact sur la position compétitive pourrait être réduit par divers moyens. Par exemple, les augmentations de prix pourraient être transférées aux consommateurs par les entreprises qui ont une puissance commerciale suffisante. De plus, les services publics provinciaux peuvent avoir une marge de manœuvre discrétionnaire pour établir les coûts d’électricité des grands utilisateurs. Entre-temps, les impacts des prix de l’électricité devraient être réduits pour les installations industrielles qui produisent de l’électricité sur place, ce qui est actuellement le cas pour certaines installations de pâte et papiers et de potasse dans les provinces touchées. Dans ce contexte, il convient de noter que d’autres facteurs ont une plus grande influence sur l’environnement concurrentiel confrontant l’industrie, incluant les coûts de main-d’œuvre et de capitaux, la proximité aux marchés, le traitement fiscal, les taux de change, les infrastructures et l’état de droit ^{référence 38}.

Considérations relatives au marché de l’emploi

Les modifications pourraient avoir des répercussions directes sur le marché de l’emploi dans trois secteurs : l’extraction du charbon; la production d’électricité alimentée au charbon et le transport du charbon, dont les ports et les entreprises ferroviaires.

En 2016, entre 2 000 et 3 500 personnes occupaient des emplois directs dans le secteur minier du charbon thermique au Canada, avec des mines situées en Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan et Nouvelle-Écosse. Ce secteur représente jusqu’à 0,02 % de la main-d’œuvre canadienne ^{référence 39},^{référence 40}. Depuis 2013, les emplois ne cessent de diminuer dans le secteur canadien des mines de charbon, y compris les emplois dans les mines de charbon thermique et les mines de charbon métallurgique et, de 2013 à 2016, la production de charbon a affiché une baisse de 12 % ^{référence 41}. Les perspectives d’accroissement des exportations canadiennes de charbon thermique sont faibles. En 2017, la mine de Coal Valley de l’entreprise Westmoreland était la seule exportatrice de charbon thermique du Canada^{référence 42}. Les marchés européens se contractent et sont déjà approvisionnés par des pays ayant des coûts de production inférieurs, tandis que l’approvisionnement des marchés à forte croissance de l’Asie devrait provenir de leur propre production nationale ainsi que des exportations à coût concurrentiel de l’Indonésie, de la Russie et de l’Australie. Ainsi, il est improbable que les exportations canadiennes de charbon thermique augmentent et la plupart des mines de charbon thermique canadiennes qui répondent à la demande des consommateurs nationaux devraient cesser leurs activités après l’entrée en vigueur des modifications.

En 2016, les centrales de production d’électricité au charbon, qui seront touchées par les modifications, employaient directement jusqu’à 1 500 travailleurs ^{référence 43}. Un grand nombre de ces emplois pourraient être menacés par l’application des modifications. Cependant, les répercussions sur l’emploi dans le secteur des services publics seraient atténuées par la construction ou la conversion et l’exploitation d’une nouvelle capacité de production. En Alberta, par exemple, il a récemment été annoncé que des centrales alimentées au charbon seraient converties au gaz naturel, ce qui permettra de prolonger leur durée d’exploitation au-delà des dates de fermeture réglementaires. Pour situer dans leur contexte les chiffres relatifs à l’emploi mentionnés ci-dessus, la variation trimestrielle moyenne du marché de l’emploi canadien a été de 61 300 emplois entre le deuxième trimestre de 2007 et le premier trimestre de 2017 ^{référence 44}. La transition des emplois des mines de charbon thermique et des centrales de production d’électricité alimentées au charbon s’échelonnera dans le temps au fur et à mesure de la fermeture des installations.

Les estimations des emplois relatifs au transport du charbon ne sont pas disponibles. Cependant, on ne s’attend pas à ce que la politique ait des répercussions importantes sur le secteur canadien du transport ferroviaire. En 2015, le charbon représentait 13 % du tonnage total expédié par rail au Canada. Par contre, 87 % des envois de charbon par rail provenaient de la Colombie-Britannique, où l’on produit principalement du charbon métallurgique utilisé dans la production d’acier qui ne serait pas visé par les modifications. Près de 13 % des envois de charbon par rail proviennent de l’Alberta, dont essentiellement la majeure partie était destinée à la Colombie-Britannique. Puisque cette province ne dispose d’aucune capacité de production d’électricité alimentée au charbon, le charbon thermique en provenance de l’Alberta qui lui est destiné est probablement exporté, et il est peu probable qu’il soit touché par les modifications.

Quant aux provinces importatrices de charbon thermique, soit la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick, elles n’auront plus à maintenir ces importations pour répondre à la demande, ce qui entraînerait une réduction du transport en direction et en provenance des ports nationaux et par voie ferroviaire. Ces ports et les entreprises de transport ferroviaire connexes sont relativement plus vulnérables aux changements qui toucheront le transport du charbon que ceux de la côte du Pacifique. Bien que le charbon représente une part importante de leur activité économique présente, il ne constitue pas une grande partie du tonnage passant par ces ports. Il est donc peu probable que l’entrée en vigueur des modifications mette fin aux activités de ces ports, mais elles pourraient avoir des répercussions sur les emplois et les revenus lors de la transition de leurs opérations, jusqu’à ce qu’ils s’adaptent à leur nouvel environnement commercial.

Répercussions pour les collectivités

De nombreux emplois liés à la production d’électricité au charbon sont concentrés dans de petites collectivités, et les répercussions économiques pour ces collectivités pourraient être importantes étant donné la faiblesse des prix du charbon et des perspectives économiques défavorables pour les marchés du charbon. Avec la mise en application des modifications, on s’attend à ce que la plupart des mines de charbon thermique actuellement exploitées au Canada aient cessé leurs activités après 2030 et certaines pourraient fermer plus tôt. Bien que les effets cumulatifs sur les emplois de ces fermetures seraient relativement minimes et souvent transitoires, à mesure que le marché de l’emploi s’adapte, les licenciements pourraient être concentrés dans les petites collectivités qui dépendent beaucoup des mines de charbon et/ou de l’industrie de la production d’électricité. Par conséquent, les répercussions pourraient être importantes dans ces collectivités.

Afin de garantir une transition juste et équitable pour soutenir les travailleurs canadiens, le Canada mettra sur pied un groupe de travail, comprenant des syndicats et des entreprises, afin d’entendre les travailleurs et les collectivités. Le gouvernement du Canada travaillera avec le gouvernement de l’Alberta sur une approche à guichet unique pour répondre aux besoins des travailleurs. Par exemple, en offrant des programmes de formation et de réemploi, des programmes de réaménagement des effectifs, de la prévention du licenciement grâce au programme de Travail partagé, et une aide immédiate aux travailleurs déplacés grâce à l’assurance-emploi.

Incertitude des estimations des répercussions

Tout modèle utilisé pour prévoir le comportement de millions de personnes sur plusieurs décennies présente des incertitudes. Une analyse de la sensibilité a été menée en changeant une variable à la fois tout en maintenant les autres variables constantes. Cette analyse a permis d’examiner les risques et l’incertitude associés à des paramètres clés aux fins d’analyse. Comme le montre le tableau 13, la modification du taux d’actualisation, l’augmentation des coûts en capital et l’utilisation de la valeur du 95^e centile pour le coût social des gaz à effet de serre ne changent en rien la conclusion générale selon laquelle les répercussions des modifications représentent un avantage net pour les Canadiens.

Tableau 13 : Résumé des paramètres clés utilisés dans l’analyse (millions de dollars, actualisés à 2017 utilisant un taux d’actualisation de 3 %)

	Avantage	Coût	Avantages nets	Rapport coût/bénéfice
Analyse centrale	4 655	1 968	2 687	2,4
Taux d’actualisation 7 %	2 333	1 214	1 119	1,9
Taux d’actualisation 0 %	8 142	2 687	5 455	3,0
Coûts en capital 20 % plus élevés	4 655	1 997	2 659	2,3
Coûts en capital 50 % plus élevés	4 655	2 039	2 616	2,3
Coûts en capital 100 % plus élevés	4 655	2 110	2 545	2,2
95e centile du coût social du carbone (CSC)	15 986	1 968	14 018	8,1

Prix des combustibles

Le prix des combustibles est l’un des facteurs principaux dont il faut tenir compte pour déterminer l’incidence des modifications. Le tableau 14 montre le coût estimatif total des modifications avec des prix du charbon et du gaz naturel 20 % plus élevés ou plus bas que prévu.

Tableau 14 : Sensibilité du prix des combustibles

TOTAL DES COÛTS
Prix moyen estimé pour le charbon et le gaz naturel (2020 à 2050)		Prix du gaz naturel
		−20%	Centrale (6,37 $/MMBtu)	+ 20 %
Prix du charbon	+20 %	597	1 478	2 359
	Centrale (2,58 $/MMBtu)	1 087	1 968	2 849
	−20 %	1 577	2 458	3 339

La cellule dans le coin inférieur droit du tableau 14 représente le coût différentiel le plus élevé dans lequel le prix du charbon est 20 % plus bas que prévu et celui du gaz naturel 20 % plus haut que prévu. Dans ce scénario, le coût total des modifications avoisine les 3,2 milliards de dollars. Comme les avantages demeureront inchangés, l’avantage net restera positif. Pour qu’un écart des prix des combustibles entraîne un avantage net négatif, il faudra que le prix du charbon soit près de 43 % moins élevé que prévu et celui du gaz naturel 43 % plus élevé que prévu. Ce scénario entraînera un coût total légèrement supérieur à 4,7 milliards de dollars.

Conversions du charbon au gaz naturel

Comme indiqué ci-dessus, des entreprises d’électricité de l’Alberta ont indiqué leur intention de convertir au gaz naturel six groupes alimentés au charbon entre 2020 et 2022. Un groupe de production d’électricité converti au gaz naturel émettra moins de CO₂ que lorsqu’il fonctionnait au charbon. Selon la modélisation du Ministère, en raison des modifications, les six conversions confirmées du charbon au gaz naturel vont diminuer par environ 3 Mt d’éq. CO₂ les émissions de GES de l’Alberta par rapport à celle sans conversion, au cours de la période d’analyse. Il y aura aussi une augmentation du coût du carburant et une diminution du coût de mise en service de la capacité de production de remplacement comme les groupes convertis, moins efficaces, remplacera le besoin de construire de nouveaux groupes de production de gaz naturel lorsque les centrales à charbon vont fermer plus tôt que prévu en raison des modifications. Il convient de noter que l’on ne connaît pas encore toutes les répercussions des conversions du charbon au gaz étant donné que d’autres conversions de centrales au charbon pourraient être annoncées après l’entrée en vigueur des modifications.

Changements des émissions de GES à l’échelle mondiale

La prise en compte des changements des émissions de GES à l’échelle mondiale peut avoir une incidence sur les avantages escomptés des modifications dans la lutte contre les changements climatiques. À des fins de simplicité, le scénario de base de l’analyse coûts-avantages comprend uniquement les changements des émissions de GES à l’échelle nationale. Toutefois, la hausse des importations d’électricité en provenance des États-Unis résultant des modifications pourrait contribuer aux émissions de GES à l’échelle mondiale. En tenant compte de diverses méthodes de production d’électricité et de diverses intensités des émissions, on estime que la hausse des importations d’électricité en provenance des États-Unis augmentera de façon cumulative les émissions mondiales de GES de 13,9 Mt d’éq. CO₂ au cours de la période d’analyse, ce qui se traduit par des dommages liés aux changements climatiques d’environ 500 millions de dollars (0,5 milliard de dollars). Ces dommages pourraient faire passer les avantages nets des modifications de 2,7 milliards de dollars à 2,2 milliards de dollars. Ainsi, la prise en compte des changements des émissions de GES à l’échelle mondiale ne modifie pas la conclusion globale selon laquelle les modifications apportent un avantage net pour les Canadiens.

Règle du « un pour un »

Les modifications n’auront aucune incidence sur les exigences relatives à l’établissement de rapports. Par conséquent, elles ne vont pas augmenter le fardeau administratif. La règle du « un pour un » ne s’applique pas. C’est pourquoi il n’est pas nécessaire d’éliminer un règlement existant.

Lentille des petites entreprises

Le point de vue de la petite entreprise ne s’applique pas aux modifications, étant donné qu’il n’y a aucune petite entreprise parmi celles visées par les modifications. Les modifications n’induiront donc aucun coût pour de petites entreprises.

Consultation

Le ministère de l’Environnement (le Ministère) a élaboré les modifications en consultation avec les organisations autochtones, les organisations non gouvernementales de l’environnement, l’industrie et les associations professionnelles concernées ainsi que les provinces et territoires. Le 17 décembre 2016, le Ministère a publié un Avis d’intention d’élaborer des règlements sur les gaz à effet de serre provenant de la production d’électricité au Canada (l’Avis) dans la Partie I de la Gazette du Canada, pour une période de consultation publique de 60 jours. L’Avis publié le 12 septembre 2012 annonce l’intention du gouvernement de modifier le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et d’établir les exigences réglementaires relatives à la production d’électricité à partir du gaz naturel. Au cours de la période de consultation publique de 60 jours, les intervenants ont formulé 8 commentaires sur les modifications. Le Ministère a abordé ces commentaires dans la section de la consultation du résumé de l’étude d’impact de la réglementation publié avec la proposition du Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon dans la Partie I de la Gazette du Canada le 17 février 2018.

Les modifications ont également été soumises à une période de consultation du public de 60 jours. Le Ministère a reçu 22 commentaires des intervenants, y compris les provinces, les services publics, les organisations non-gouvernementales (ONG) et les associations industrielles, sur l’objectif de la politique, les accords d’équivalence, les rapports à présenter, le chevauchement des politiques et des initiatives et l’analyse des coûts et des bénéfices. Vous trouverez ci-dessous un résumé de ces commentaires et les réponses du gouvernement.

Objectif de la politique

Un intervenant de l’industrie a suggéré que les modifications devraient coordonner le calendrier fédéral de l’élimination graduelle de la production d’électricité conventionnelle au charbon (prévu pour la fin de 2029), avec celui de l’Alberta (prévu pour la fin de 2030). Cet intervenant a laissé entendre que la date pour l’élimination progressive établie par le gouvernement fédéral entre en conflit avec les accords entre le gouvernement de l’Alberta et les exploitants provinciaux du charbon, lesquels comprennent des paiements de transition aux entreprises en vertu du Plan de leadership en matière de climat (Climate Leadership Plan). En outre, une province a indiqué que le règlement exige des délais plus souples pour l’élimination progressive du charbon et la transition vers des solutions de rechange en électricité renouvelable. Elle a proposé de retarder d’une décennie l’abandon progressif du charbon afin de prévoir suffisamment de temps pour mettre en place des solutions de rechange réalisables, au coût le plus bas, comme la production d’électricité nucléaire ou d’hydroélectricité. Cependant, la demande de retarder l’échéancier des modifications d’un an ou d’une décennie n’a pas été retenue, comme elle rendrait les objectifs de réduction des émissions de GES difficilement atteignables pour le Canada. L’élimination accélérée du charbon est l’un des mécanismes utilisés par le gouvernement du Canada pour atteindre ses cibles nationales et internationales de 2030 de réduction des GES au titre de l’Accord de Paris. Le Ministère a aussi précisé que les provinces pourraient remplacer leur perte de production d’électricité à partir du charbon en choisissant les méthodes de production les mieux adaptées à leur situation. Celles-ci pourraient comprendre, entre autres, l’importation d’électricité provenant d’administrations voisines, la construction de nouvelles centrales au gaz naturel, la conversion de centrales au charbon en centrales au gaz naturel, la création de nouvelles capacités éoliennes et d’autres sources d’énergie renouvelable, et la conclusion d’accords d’équivalence.

Un intervenant des ONG pour l’environnement a suggéré que des mesures supplémentaires soient prises pour s’assurer qu’une partie importante des groupes de production d’électricité alimentés au charbon est remplacée par des sources renouvelables d’électricité ou une capacité de stockage de l’énergie, ou que la production de remplacement n’est pas nécessaire en raison de la réduction de la demande globale, de l’augmentation de l’efficience et d’une gestion axée sur la demande. Le Ministère a noté que le Cadre pancanadien est utilisé pour mettre en œuvre des mesures supplémentaires, telles que la tarification du carbone, au-delà de ces modifications pour réduire les émissions de GES. De plus, d’autres programmes fédéraux visent à soutenir le stockage de l’énergie, l’amélioration de l’efficience et la gestion de la demande d’énergie.

Accords d’équivalence

Plusieurs ONG de la santé et de l’environnement ont proposé que les accords d’équivalence actuels ou futurs liés au Règlement modifié prennent également en considération les polluants atmosphériques (comme le mercure, le dioxyde de soufre, les oxydes d’azote et les particules fines) en plus des GES. Les ONG ont aussi laissé entendre que les accords d’équivalence actuels ou futurs ne devraient pas favoriser une transition vers la production d’électricité à partir de gaz naturel. Elles ont plutôt recommandé que l’on exige une transition comprenant une majorité de méthodes de production d’énergies renouvelables (par exemple 70 %) et une minorité de production d’énergie à partir du gaz naturel (par exemple 30 %). De plus, les ONG ont recommandé de rendre le processus d’élaboration et de mise en œuvre des accords d’équivalence plus transparents pour tous les intervenants, et elles ont recommandé qu’un examen périodique de tels accords soit réalisé à mi-chemin de leur mise en œuvre. Une ONG environnementale a indiqué que, de manière générale, les accords d’équivalence peuvent atténuer les résultats escomptés des règlements. Ces commentaires seront pris en considération dans l’élaboration d’accords d’équivalence.

Le Ministère a mentionné que les accords d’équivalence visent à éviter les chevauchements parmi les différentes administrations et à permettre à l’administration la mieux placée d’offrir aux Canadiens un environnement de la meilleure qualité possible. Ces accords constituent des instruments importants permettant aux administrations fédérale, provinciales et territoriales de collaborer avec efficacité et efficience afin d’atteindre les objectifs généraux de protection de l’environnement. Ces accords sont négociés règlement par règlement, et le Ministère ne peut émettre aucun commentaire au sujet de négociations en cours ou futures. Cependant, avant l’entrée en vigueur de chacun des accords d’équivalence, le gouvernement prévoit une période de commentaires de 60 jours pendant laquelle les personnes qui le souhaitent peuvent présenter leurs commentaires ou un avis d’objection. Le ministre soumet un rapport à l’intention du public qui porte sur ces commentaires et avis à la fin de la période de 60 jours.

Exigences en matière de rapport

Une ONG de l’environnement a fait remarquer que toutes les données communiquées (par exemple les émissions de GES) devraient être rendues publiques au niveau des groupes de production. Le Ministère a indiqué que les données de conformité ne sont pas accessibles au public. Cependant, le Programme de déclaration des émissions de GES (PDGES) et l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) du gouvernement fédéral mettent à jour leurs exigences en matière d’obligation de fournir des données au niveau des groupes de production.

Chevauchement des politiques et des initiatives

L’une des questions découlant du dialogue du Ministère avec les intervenants de l’industrie était une inquiétude liée aux politiques du gouvernement fédéral en matière de changements climatiques touchant le secteur de l’électricité, y compris l’accélération de l’élimination progressive du charbon, la norme relative au combustible propre et la tarification du carbone basée sur les résultats, entre autres, ont été mis au point à un rythme très rapide et faisaient l’objet de chevauchements. Le Ministère a créé un comité multi-intervenants sur les mesures réglementaires et les programmes de réduction des GES pour servir de tribune aux intervenants afin de cerner les questions d’intérêt ou les préoccupations et de discuter des interactions (synergies et chevauchements) entre les programmes de lutte contre le changement climatique et les règlements, ainsi que sur les effets cumulatifs des GES et les impacts économiques.

Analyse coûts-avantages

Deux provinces et deux intervenants de l’industrie ont fait valoir que les coûts de la réglementation sont sous-estimés dans certaines provinces. Cela comprend les coûts d’exploitation et de combustibles, le capital et l’infrastructure. Ils ont déclaré que les cycles d’amortissement pour les actifs intermédiaires et de transition seront compressés, ce qui entraînerait des taux différentiels plus élevés pour les contribuables de la province. Ils ont également noté que l’analyse peut sous-estimer le coût du gaz naturel liquide et les exigences de transport des carburants (pipeline), ainsi que les conséquences des phénomènes météorologiques extrêmes. Une ONG environnementale a proposé que l’analyse coûts-avantages devrait tenir compte d’une augmentation de l’utilisation et du développement des énergies renouvelables, des interconnexions provinciales et des importations d’électricité pour certaines provinces au lieu de prévoir de nouvelles infrastructures de gaz naturel.

Le Ministère a collaboré avec les intervenants afin d’intégrer leurs commentaires, lorsqu’ils étaient appuyés par des preuves adéquates. Cela inclut mettre à jour de nombreuses hypothèses de coûts y compris les prévisions des prix du gaz, et les frais de remise en état, d’entretien et d’amortissement. Le Ministère a également mis à jour les sources de production et de distribution d’électricité des provinces, en collaboration avec les intervenants. Le Ministère note que la voie choisie par son modèle pour éliminer progressivement les centrales au charbon ne représente pas la seule voie disponible. Le modèle choisit plutôt la voie la plus économique, compte tenu des données d’entrées du modèle, pour répondre aux prévisions de la demande future.

Un intervenant de l’industrie a indiqué que les modifications (comme présenté dans l’analyse) auront un impact significatif sur les contribuables de la province. L’intervenant a demandé des renseignements supplémentaires pour mieux comprendre les incidences au niveau des consommateurs sur les ménages et les entreprises dans sa province. Le Ministère a effectué un suivi auprès de cet intervenant afin de fournir une répartition des impacts plus détaillée. L’intervenant a également déclaré que, si sa province choisit d’importer de l’électricité d’une province voisine, cela serait considéré comme un « transfert de richesse » d’une région à une autre, sans aucune possibilité de restituer ces coûts à l’économie d’origine. Par conséquent, il a mis l’accent sur l’importance de comprendre pleinement les répercussions des modifications ainsi que les conséquences inattendues possibles. L’intervenant a également affirmé que de telles importations en provenance de l’extérieur du Canada peuvent entraîner une hausse des émissions de GES si cette production vient de combustibles fossiles. Le Ministère a précisé que le scénario de base de l’analyse coûts-avantages ne rend compte que des réductions des émissions de GES provenant de sources nationales. En raison de l’incertitude associée aux différentes méthodes de production d’électricité et à l’intensité des émissions à l’extérieur du Canada, les répercussions possibles sur les émissions de GES dans d’autres administrations sont présentées dans la section sur l’analyse de sensibilité (c’est-à-dire la section sur l’incertitude associée aux estimations des répercussions).

Coopération en matière de réglementation

L’approche par le Canada en vue d’éliminer la production d’électricité conventionnelle au charbon a été élaborée en coordination avec les gouvernements provinciaux et territoriaux, l’industrie et les peuples autochtones, et représente un engagement clé du Cadre pancanadien, adopté le 9 décembre 2016, par les premiers ministres (à l’exception de celui de la Saskatchewan). Le Cadre pancanadien tire parti des initiatives des gouvernements provinciaux et territoriaux visant à réduire les émissions de GES et détermine les possibilités de réductions supplémentaires.

Le gouvernement du Canada travaille avec les provinces pour accélérer la transition vers l’électricité propre. Les projets potentiels d’interconnexion de réseau électrique seront identifiés grâce au programme de Collaboration régionale en matière d’électricité et infrastructure stratégique. Le gouvernement fédéral a également fait des investissements importants dans la croissance écologique, comme le financement fédéral pour des projets dans le cadre du Fonds pour l’infrastructure verte de 21,9 milliards de dollars et de la Banque de l’infrastructure du Canada.

Des accords d’équivalence provinciaux pourraient être pris en considération afin de soutenir le passage du charbon à des sources d’électricité sans émissions dans une province. Les accords d’équivalence offrent une souplesse aux provinces qui ont mis en place un régime applicable permettant d’obtenir un résultat équivalent ou meilleur sur le plan environnemental que la réglementation fédérale pertinente. Dans les cas où un tel accord a été conclu avec une province, le gouvernement fédéral peut adopter un décret déclarant que les dispositions du règlement qui font l’objet de l’accord d’équivalence ne s’appliquent pas dans la province en question.

En décembre 2014, le Ministère et le gouvernement de la Nouvelle-Écosse ont finalisé un accord d’équivalence relatif à la réglementation fédérale de 2012 visant les groupes de production d’électricité au charbon et un décret en conseil a été publié à cet effet dans la Partie II de la Gazette du Canada.

En novembre 2016, les deux gouvernements ont annoncé un accord de principe pour une nouvelle équivalence relative aux modifications afin d’aider la Nouvelle-Écosse à passer directement de l’électricité au charbon à des sources renouvelables comme l’énergie éolienne et l’énergie hydroélectrique. De même, en novembre 2016, le gouvernement de la Saskatchewan et le gouvernement du Canada ont annoncé un accord de principe concernant une équivalence relative au Règlement existant publié en 2012 et couvrant la période 2015 à 2029.

En ce qui concerne la coopération sur le plan réglementaire avec les États-Unis, le gouvernement canadien est allé plus loin que les États-Unis sur le plan de la réglementation des émissions de GES du secteur de l’électricité avec la publication de sa réglementation existante en 2012. Le Canada propose maintenant d’accélérer l’élimination de la production conventionnelle d’électricité au charbon d’ici 2030, ce qui contribuera à l’atteinte des engagements pris par le gouvernement du Canada au titre de l’Accord de Paris. L’ouverture du secteur de l’électricité sur le marché extérieur est réduite par la capacité limitée des réseaux de transmission, ce qui a pour résultat que la majeure partie de l’électricité est consommée dans la même province où elle est produite. De plus, la composition des sources de production et la structure globale réglementaire et commerciale du secteur américain de l’électricité sont nettement différentes. La composition de la production d’électricité au Canada comporte une part plus importante de sources de production sans émission (environ 80 %) que les États-Unis, où environ le tiers de la production totale d’électricité provient de centrales au charbon.

L’approche américaine, élaborée par l’administration Obama, comprenait de nouvelles normes de rendement pour les sources d’émission de GES des groupes de production d’électricité, ainsi qu’un plan en matière d’énergie propre pour les centrales de production alimentées aux combustibles fossiles. L’approche américaine visait à réduire les émissions du secteur de la production d’électricité, sans nécessairement éliminer la production d’électricité au charbon. Les différences entre les normes de rendement canadiennes et américaines applicables à la production d’électricité au charbon se reflètent dans l’intention de la politique.

Le 10 octobre 2017, l’administrateur de l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis a signé un avis d’ébauche de règles d’abroger le plan en matière d’énergie propre (CPP). La proposition d’abrogation est conforme au décret de mars 2017 du président des États-Unis sur l’indépendance énergétique, qui demandait aux agences fédérales de réduire les obstacles d’ordre réglementaire associés à la production d’énergie. L’EPA a publié le projet de règle ACE pour une énergie propre à un prix abordable soumis le 21 août 2018 à une période de commentaires publics de 60 jours. Le projet de règle devrait remplacer le CPP. Le projet de règle ACE obligerait les États à élaborer et soumettre des plans nécessitant une modeste amélioration sur place de l’efficacité énergétique des centrales au charbon individuelles.

En dépit des mesures américaines au niveau fédéral, les forces du marché et les politiques sur les changements climatiques au niveau des états devraient continuer à contribuer à réduire l’utilisation du charbon dans le secteur de l’énergie américain. Le charbon procurait 30 % de la production électrique américaine en 2016, une réduction de 48 % de l’utilisation de 2008. Cela s’est traduit par une réduction de 24 % des émissions de carbone du secteur de l’énergie américain depuis 2005. Toutefois, l’Energy Information Administration des États-Unis prédit que l’abrogation du plan en matière d’énergie propre pourrait ralentir le taux auquel les groupes alimentés au charbon existants sont mis hors service. La proposition de l’EPA ne devrait pas avoir de conséquences importantes sur les mesures sur les changements climatiques du Canada ou sur son rôle comme fournisseur clé d’énergie propre des États-Unis.

Comme le Canada va de l’avant avec ces modifications visant l’élimination progressive des centrales conventionnelles au charbon d’ici 2030, la communauté internationale prend des mesures semblables.

En novembre 2017, le gouvernement du Canada a établi un partenariat avec le gouvernement du Royaume-Uni pour lancer l’Alliance : Énergiser au-delà du charbon, une alliance mondiale pour éliminer la production d’électricité au charbon qui regroupe maintenant 74 membres, dont 28 gouvernements nationaux, 18 gouvernements infrationaux et 28 entreprises ou organisations ^{référence 45}.

Justification

Les modifications obligeront les centrales au charbon à respecter une norme de rendement rigoureuse en 2030 et contribueront à l’élimination progressive de la production d’électricité conventionnelle au charbon et assureront une transition permanente de sources d’électricité à émissions élevées vers des sources à émissions faibles ou nulles.

Ceci contribuera à la protection de l’environnement et de la santé des Canadiens, et aidera le Canada à remplir ses engagements de réduire les émissions de GES de 30 % du niveau de 2005 d’ici 2030.

Bien que les systèmes de tarification du carbone existants et prévus mis en œuvre par les gouvernements fédéral et provinciaux réduiraient les émissions des centrales de production d’électricité au charbon, l’élimination complète de la production conventionnelle alimentée au charbon d’ici 2030 est peu susceptible de se produire sans les modifications.

Le Ministère est ouvert à prendre en considération des accords d’équivalence avec les provinces et les territoires intéressés afin de réduire au minimum la duplication des réglementations et soutenir la transition des provinces vers la production d’électricité sans émissions.

L’approche adoptée par le gouvernement du Canada dans sa lutte contre les changements climatiques est fondée sur le principe de la maximisation des améliorations du rendement environnemental tout en minimisant les répercussions négatives sur l’économie. L’approche de la norme de rendement réglementée fournit la certitude réglementaire nécessaire pour le secteur de l’électricité à un moment où le secteur fait face à des renouvellements importants du matériel existant. En tant que mise à jour d’une réglementation existante, elle est plus simple à administrer, elle permet le passage graduel à des types de production à émissions faibles ou nulles et elle envoie des signaux économiques plus clairs aux décideurs qui envisagent de construire de nouvelles centrales de production d’électricité ou de remplacer les centrales existantes. De plus, bien qu’ils aient des préoccupations particulières, les intervenants des provinces et de l’industrie ont indiqué dans le cadre des consultations qu’ils appuyaient l’approche de la norme de rendement environnemental réglementée. Le gouvernement a examiné toutes les questions soulevées au cours du processus de consultation et a ajusté au besoin les modifications.

Les modifications ont fait l’objet d’une analyse de rentabilité, qui a révélé qu’elles se traduiront par une réduction nette d’environ 94 Mt d’éq. CO₂ d’émissions de GES entre 2029 et 2055. Les avantages différentiels à l’atteinte de ces réductions sont évalués à 4,7 milliards de dollars, tandis que le coût différentiel est d’environ 2,0 milliards de dollars pour la même période. Il en résulte une valeur actuelle nette d’environ 2,7 milliards de dollars.

Évaluation environnementale stratégique

Le Règlement a été préparé dans le contexte du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (EES) a été menée en 2016 aux fins du Cadre pancanadien. L’EES conclut que les propositions faites en conformité avec le Cadre pancanadien réduiront les émissions de GES et sont conformes à la Stratégie fédérale de développement durable 2016-2019. Le Règlement est un aspect important de la Stratégie et s’accorde avec les objectifs d’énergie propre afin que les Canadiens aient accès à de l’énergie à coût raisonnable, fiable et durable^{référence 46}.

Mise en œuvre, application et normes de service

Stratégie de mise en œuvre

On prévoit que les modifications nécessiteront un niveau minimal d’activités de promotion de la conformité. Ces activités seront peu nombreuses puisque les modifications ne s’appliquent qu’à de grandes entreprises et qu’elles ne créeront aucune nouvelle exigence avant la fin de 2029. Les groupes touchés par les dispositions des modifications seront ceux qui n’auraient pas atteint la fin de leur vie utile en 2030, comme le définit le Règlement.

Les activités de mise en œuvre peuvent inclure : l’ajout ou la mise à jour d’information sur les sites Web connexes du Ministère (réponse à des demandes de renseignements et de précisions); un examen des renseignements présentés par des groupes qui atteindront leur fin de vie utile avant 2030 et l’envoi de rappels avant l’échéance de 2029 et avant l’établissement des exigences de déclaration subséquente, s’il y a lieu. Des vérifications préliminaires de la conformité avec les modifications seront effectuées par l’examen et l’analyse des rapports présentés et, selon les résultats, un suivi auprès des entreprises réglementées pourrait s’avérer nécessaire.

Application de la loi

Des mesures d’application de la loi peuvent être prises lorsque le Ministère ne reçoit pas les renseignements requis et/ou s’il doit vérifier ou corriger des renseignements reçus. Le Règlement est habilité par la LCPE; par conséquent, les agents d’application de la loi devront appliquer la Politique de conformité et d’application prévue par la Loi lors de leur vérification de la conformité aux modifications. Cette politique établit l’éventail des interventions qui pourront être faites en cas d’infractions présumées, dont les avertissements, les directives, les ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites criminelles et autres mesures alternatives de protection de l’environnement (qui peuvent remplacer des poursuites criminelles une fois que des accusations ont été portées pour une infraction à la LCPE). De plus, la Politique explique dans quelles circonstances le Ministère peut demander à la Couronne d’intenter des poursuites au civil pour recouvrer des frais.

Les agents d’application de la loi peuvent mener une inspection afin de vérifier s’il y a eu une infraction à la conformité. Le personnel technique du Ministère peut également identifier des infractions présumées, par des renseignements transmis au Ministère par d’autres organismes gouvernementaux, dont Statistique Canada et l’Agence des services frontaliers du Canada, ou par des informations reçues du public. Les agents chargés de l’application de la loi peuvent mener une enquête chaque fois qu’il y a violation possible du règlement modifié.

Lorsqu’un agent de l’autorité arrivera à la conclusion qu’il y a eu infraction présumée à la suite d’une inspection ou d’une enquête, il se basera sur les critères suivants pour décider de la mesure appropriée à prendre :

• La nature de l’infraction présumée : il devra déterminer la gravité des dommages, l’intention du contrevenant présumé, s’il s’agit ou non d’une récidive et s’il y a eu tentative de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon ou d’une autre, les objectifs ou les exigences de la LCPE;
• L’efficacité du moyen employé pour obliger le contrevenant à obtempérer : le but est de faire respecter la Loi dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Les facteurs à prendre en compte comprennent le dossier du contrevenant en matière de conformité à la LCPE, de sa volonté de coopérer avec les agents chargés de l’application de la loi et de la preuve que des correctifs ont été apportés;
• L’uniformité : l’agent de l’autorité doit tenir compte de ce qui a été fait dans des cas semblables pour décider de la mesure à prendre pour appliquer la LCPE.

Mesures de rendement et évaluation

La stratégie de mise en œuvre des modifications comprend une partie sur la mesure du rendement. Cette partie décrit les résultats attendus des modifications et comporte des indicateurs de rendement qui servent à évaluer les progrès réalisés par le Règlement modifié dans l’atteinte de ces résultats. Un suivi du rendement du Règlement modifié sera effectué chaque année, et un rapport à cet effet sera présenté une fois tous les cinq ans ou au besoin.

Voici les résultats visés par les indicateurs de rendement pour le Règlement modifié :

• Les parties réglementées connaissent les exigences du Règlement;
• Les parties réglementées comprennent les exigences du Règlement;
• Les parties réglementées respectent les exigences du Règlement;
• Les parties réglementées non conformes se conforment aux exigences du Règlement;
• La réduction des émissions de CO₂ du secteur par comparaison avec celle d’un scénario de référence;
• Les provinces qui ont des accords d’équivalence respectent les exigences de ces accords.

Les résultats, comme les réductions prévues des émissions de CO₂, seront atteints progressivement et augmenteront au fil du temps.

Évaluation et indicateurs de rendement

Les résultats escomptés des modifications appuient les priorités nationales et internationales en matière de réduction des émissions nationales de GES, par exemple une réduction de 30 % par rapport au niveau de 2005 d’ici 2030. Les progrès réalisés grâce aux modifications vers l’atteinte de ces résultats seront mesurés et évalués.

Des cibles et des indicateurs clairs et quantitatifs, au besoin, ont été définis pour chaque résultat — immédiat, intermédiaire et final — et feront l’objet d’un suivi annuel. Par exemple, un indicateur est la réduction des émissions de CO₂ par secteur comparativement aux émissions décrites dans le scénario de référence. En outre, une compilation qui sera effectuée tous les cinq ans, à compter de 2025 (pour la période 2020-2025) pour évaluer le rendement de chaque indicateur par rapport aux cibles identifiées. Ce processus d’examen périodique permettra au Ministère d’exposer en détail les répercussions des modifications lorsque les groupes seront assujettis aux exigences réglementaires, et d’évaluer le rendement de la réglementation dans l’atteinte des cibles voulues. L’examen quinquennal des données compilées respecte également le calendrier de renouvellement prévu des immobilisations par l’industrie.

Personnes-ressources

Paola Mellow
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Direction de l’énergie et transports
Environnement et Changement climatique Canada
Courriel : ec.electricite-electricity.ec@canada.ca

Matt Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Direction de l’analyse économique
Environnement et Changement climatique Canada
Courriel : ec.darv-ravd.ec@canada.ca