La Gazette du Canada, Partie I, volume 152, numéro 7 : Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l'électricité thermique au charbon

Le 17 février 2018

Fondement législatif

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

Ministères responsables

Ministère de l'Environnement
Ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L'ÉTUDE D'IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Contexte

Le Règlement a été publié dans la Partie II de la Gazette du Canada en septembre 2012 (voir référence 2). Le Règlement impose une norme de performance (et 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. Les nouveaux groupes, qui commencent 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 au Canada ont généré approximativement 580 térawattheures (TWh) d'électricité (voir référence 3). La génération des services publics devrait s'établir à 608 TWh en 2030. Les émissions de GES issues de la production d'électricité devraient diminuer dans l'ensemble d'environ 79 Mt en 2015 (voir référence 4) à 33 Mt estimées en 2035, 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 75 % (63 Mt) 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 55 % (27 Mt) des émissions de GES provenant du secteur.

À la vingt et unième 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 a été officiellement ratifié par le Parlement en octobre 2016, engageant le Canada à réduire d'ici 2030 ses émissions de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005. 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 (voir référence 5).

En décembre 2016, le gouvernement du Canada a publié le Cadre pancanadien (voir référence 6). 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 dans tout le Canada d'ici 2030.

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 répertoriés 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. Afin de garantir une transition juste et équitable pour soutenir les travailleurs canadiens, les gouvernements du Canada et de l'Alberta mettront sur pied un groupe de travail, comprenant des syndicats et des entreprises, afin d'entendre les travailleurs et les collectivités.

En novembre 2017, le gouvernement du Canada s'est associé au gouvernement du Royaume-Uni pour lancer l'alliance Énergiser au-delà du charbon, une alliance mondiale visant à éliminer l'électricité produite au charbon.

Afin d'appuyer l'engagement du gouvernement du Canada pris au titre de l'Accord de Paris, le ministère de l'Environnement (le Ministère) a publié un avis d'intention dans la Partie I de la Gazette du Canada (voir référence 7), 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 cinq provinces, qui déployaient une capacité de production combinée d'environ 10 000 mégawatts (MW).

Des 36 groupes exploités en 2017, 20 seraient fermés avant 2030 lorsqu'ils atteindront leur fin de vie utile avant cette date, conformément au Règlement. Un autre groupe fermerait prématurément avant 2030 à cause de l'Alberta Air Emission Standards for Electricity Generation. Un groupe en Saskatchewan a été équipé d'une technologie de captage et de stockage de carbone et pourra continuer ses opérations après sa fin de vie prescrite. Ces groupes ne seraient donc pas touchés par les modifications proposées. Ainsi, 14 groupes au charbon devraient être en activité après 2030 en plus du 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 proposées, 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 (voir référence 8). En 2017, il y avait 18 groupes de production d'électricité alimentés au charbon en exploitation en Alberta, représentant une capacité totale de 6 286 MW.

En 2015, les centrales thermiques alimentées au charbon en Alberta étaient responsables de 48,5 % [40,7 Mt d'équivalent en CO₂ (d'éq. CO₂)] (voir référence 9) de toutes les émissions de GES provenant de la production d'électricité par les services publics au Canada. Cinq de ces centrales, dont la capacité combinée est de 2 106 MW, devraient être mises hors service à la fin de 2030 (voir référence 10).

Par l'entremise du plan de leadership en matière de climat de l'Alberta (Climate Leadership Plan) [2015] (voir référence 11), 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, le Renewable Electricity Program (voir référence 12) de l'Alberta ajoutera une capacité éolienne et solaire de 5 000 MW d'ici 2030, ce qui remplacerait l'équivalent des deux tiers, environ, 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

En avril 2017, deux sociétés exploitant des installations de production d'électricité alimentées au charbon en Alberta ont annoncé leur intention de convertir au gaz naturel 11 groupes alimentés au charbon débutant en 2020. Une fois convertis, ces groupes ne seraient plus assujettis aux modifications proposées, mais seraient plutôt régis par le projet de Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d'électricité thermique au gaz naturel (voir référence 13). Le projet de règlement sur les groupes de production d'électricité alimentés au gaz naturel a été élaboré en parallèle avec les modifications proposées, et établirait 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 14,1 % (11,8 Mt d'éq. CO₂) (voir référence 14) 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 séquestration 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 proposées.

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 (voir référence 15).

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 de façon permanente en 2020.

Nouveau-Brunswick

Le secteur des services publics de la production d'électricité au Nouveau-Brunswick est un monopole réglementé. NB Power, une société d'État provinciale, 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 de production d'électricité alimentés au charbon ou au coke de pétrole au Nouveau-Brunswick produisaient 3,5 % (2,9 Mt d'éq. CO₂) (voir référence 16) 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 % (voir référence 17).

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 (voir référence 18). Par conséquent, sept des huit groupes (1 094 MW) devraient rester en exploitation au-delà de 2030.

En 2015, les groupes alimentés au charbon en Nouvelle-Écosse produisaient 7,2 % (6 Mt d'éq. CO₂) (voir référence 19) 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. 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, 23 % d'oxydes de soufre, 6 % d'oxydes d'azote et 17 % de mercure (voir référence 20). 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, atteindre ces objectifs de réduction plus tôt que ne le prévoit le règlement en vigueur. Les modifications proposées sont l'une des nombreuses mesures retenues dans le Cadre pancanadien pour respecter l'engagement du Canada à l'égard de l'Accord de Paris.

Objectifs

Les modifications proposées visent à faire en sorte que la transition permanente des sources d'électricité produisant beaucoup d'émissions vers des sources à émissions faibles ou nulles soit accomplie d'ici 2030, ce qui contribuerait 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 d'ici 2030 ses émissions de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005.

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 après le 1^er juillet 2015 et aux groupes existants ayant atteint leur fin de vie utile, tel qu'il est défini dans le Règlement. Les modifications proposées obligeraient tous les groupes nouveaux ou existants à se conformer à la norme de rendement après 50 ans de leur mise en service ou d'ici 2030, selon la première éventualité.

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 des services publics sont réglementées par le Règlement, où l'exploitation des groupes alimentés au charbon à émissions élevées pourrait se poursuivre au-delà de 2040. 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. Les gouvernements fédéral et provinciaux seraient contraints d'élaborer des politiques visant à réduire les émissions des autres secteurs où le coût marginal de réduction serait beaucoup plus élevé que le coût de la réduction des émissions provenant des groupes de production d'électricité alimentés au charbon, ce qui entraînerait une perte non essentielle de bien-être collectif.

Mesures facultatives

Les mesures facultatives (ou de rechange) sont moins prescriptives qu'une approche réglementaire. Par exemple, sous 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 de 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 sous la LCPE. Les personnes assujetties à un avis de planification d'un plan P2 doivent tenir compte de l'OGR dans la préparation et l'implantation 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 la conformité aux exigences des modifications proposées 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 appuyer les investissements de l'industrie dans des sources de génération d'électricité à émissions plus faibles ou nulles.

Système de plafonnement et d'échange

Dans un système de plafonnement et d'échange, une limite obligatoire est établie pour les émissions cumulatives admissibles provenant de la collectivité visée. Les participants échangent alors des permis (ou des droits) d'émission dans un système commercial afin de maximiser les profits sans polluer au-delà du plafond.

Des systèmes de plafonnement et d'échange sont déjà appliqués en Ontario (voir référence 21) et au Québec (voir référence 22). Ces programmes régionaux autonomes de plafonnement et d'échange, qui pourraient éventuellement intégrer l'un à l'autre et à d'autres marchés en Amérique du Nord grâce à la Western Climate Initiative par exemple, ont été mis en œuvre (voir référence 23). Le Système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne est en application depuis 2005 et constitue le plus grand régime d'échange d'émissions de GES au monde.

Un système de plafonnement et d'échange ne permettrait pas d'atteindre l'objectif de l'élimination complète des groupes de production d'électricité alimentés au charbon dans les délais voulus, ni d'assurer la certitude réglementaire nécessaire pour appuyer les investissements de l'industrie dans des sources de génération 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 à l'échelle du Canada, et un élément clé de cet établissement est le filet de sécurité fédéral (voir référence 24). À partir de 2018, les groupes de production d'électricité alimentés au charbon seraient assujettis à cette tarification dans toutes les provinces où le filet de sécurité fédéral est en place. Même lorsque des programmes de tarification du carbone fédéral et provinciaux sont soit en place, soit en élaboration, les modifications proposées ont été incluses dans le Cadre pancanadien comme une mesure climatique complémentaire qui permettrait des réductions d'émissions plus profondes et plus rapides que la tarification du carbone à elle seule.

Les systèmes existants ou en planification de tarification du carbone implantés 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 base.

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. Les modifications proposées sont l'une des nombreuses mesures prises pour atteindre cet objectif. L'approche réglementée s'appuie sur le cadre réglementaire existant afin de garantir que la transition permanente des sources de production d'électricité alimentées au charbon à émissions élevées vers des sources à émissions plus faibles ou nulles est 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 (voir référence 25) provenant de la production d'électricité par les services publics découlant des modifications proposées serait d'environ 100 Mt, ce qui permettrait d'éviter des dommages attribuables aux changements climatiques évalués à 3,6 milliards de dollars (voir référence 26). Un autre avantage des modifications proposées serait une réduction des émissions de polluants atmosphériques, ce qui entraînerait une amélioration de la qualité de l'air évaluée à 1,3 milliard de dollars, ce qui mène à une économie totale de 4,9 milliards de dollars. Le coût total de la conformité aux modifications proposées étant de 2,2 milliards de dollars, l'avantage net serait de 2,7 milliards de dollars.

Comme l'indique la figure 4, les coûts seraient les plus importants vers l'an 2029 pour la mise en service de nouvelle capacité pour remplacer les groupes de production d'électricité alimentés au charbon et en 2030, pour la mise hors service des groupes qui ont atteint leur fin de vie. Ces coûts seraient 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 entraînerait également des coûts annuels de production progressivement plus élevés dans les années ultérieures, car les installations seraient 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 base et le scénario réglementaire

Cadre analytique

Les avantages et les coûts associés aux modifications proposées ont été évalués conformément au Guide d'analyse coûts-avantages pour le Canada (voir référence 27) du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT), qui consiste à déterminer, à quantifier et, dans la mesure du possible, à monétiser les impacts associés au règlement. Les impacts différentiels des modifications proposées sont déterminés par comparaison du secteur de l'électricité sans les modifications proposées (le scénario de base) et avec les modifications proposées (le scénario réglementaire). Le scénario de base comprend la réglementation provinciale, telle que le plan de leadership en matière de climat de l'Alberta, et les programmes qui influent sur la production d'électricité des provinces, y compris leurs calendriers réglementaires annoncés et l'application d'une tarification du carbone.

Les principaux impacts des modifications proposées 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 base. La différence entre les deux serait les avantages nets des modifications proposées.

L'accélération de la fermeture des groupes de production au charbon aurait pour résultat une réduction des émissions de GES et de polluants atmosphériques du secteur de l'électricité, ce qui permettrait d'éviter des dommages attribuables aux changements climatiques dans le futur et une amélioration de la qualité de l'air. La conformité aux modifications proposées se traduirait par une hausse des coûts pour fournir de l'électricité aux consommateurs dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de base. Dans le scénario réglementaire, les consommateurs répondraient à la hausse des prix en consommant moins d'électricité que dans le scénario de base, ce qui réduirait le bien-être du consommateur. Les coûts de la conformité pour les fournisseurs d'électricité et la perte de bien-être des consommateurs seraient le coût collectif des modifications proposées.

Figure 5 : Modèle logique pour l'analyse des modifications proposées

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

→

Dommages attribuables aux changements climatiques évités/amélioration de la qualité de l'air

→

Avantage collectif

↓

Fermeture et remplacement par la 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 la conformité

→

Coût collectif

→

Augmentation du prix de détail

→

Accroître la production des groupes existants non alimentés au charbon

→

↓

→

Augmenter les importations/réduire les exportations

→

→

Diminution de la consommation d'électricité

→

Le scénario de base et le scénario réglementaire ont été fondés sur le Scénario de référence des émissions de gaz à effet de serre de 2016 pour le Canada (voir référence 28) et mis à jour au moyen d'une consultation auprès d'intervenants et d'homologues des ministères fédéraux et provinciaux.

Les scénarios modélisés ont été fondés sur les meilleures données disponibles en date de mars 2017, afin de laisser suffisamment de temps pour compléter de multiples étapes de la modélisation et du traitement des données. L'annonce de l'intention de convertir des groupes alimentés au charbon en Alberta à des groupes alimentés au gaz naturel a été faite après mars 2017 et, par conséquent, les conversions n'ont pas été incorporées dans le scénario de base. Le Ministère réévaluera et mettra à jour le scénario de base aux fins de la publication dans la Partie II de la Gazette du Canada.

L'hypothèse sous-jacente du scénario réglementaire est que les installations de production d'électricité répondront 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. Cette période a été choisie en prévision de la publication des modifications proposées dans la Partie II de la Gazette du Canada d'ici la fin de 2018. 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 base. Comme l'indique la figure 4, peu de coûts devraient être dégagés avant 2029.

Tout règlement touchant la capacité des installations à fournir de l'électricité aura un effet indirect sur un grand nombre de 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 causerait une hausse du prix au détail de l'électricité (voir référence 29).

Stratégies de conformité

Les modifications proposées accéléreraient la fin de vie réglementée des groupes de production d'électricité classiques alimentés au charbon jusqu'à la fin de 2029. Les entreprises de production d'électricité y répondraient par l'une 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 ou diminuer les exportations;
• c) augmenter la production à partir des groupes existants non alimentés au charbon.

Cette analyse suppose que les installations répondraient à la perte de production des groupes de production d'électricité alimentés au charbon avec la même stratégie dans le scénario de base 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 base, alors il faudrait s'attendre qu'elle soit également remplacée par un nouveau groupe alimenté au gaz naturel dans le scénario réglementaire.

Alberta

Dans le scénario de base, les groupes de production d'électricité alimentés au charbon de l'Alberta seraient 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 seraient fermés à la fin de 2029. Il y aurait un écart de 12 mois entre le scénario de base et le scénario réglementaire. Tous les coûts et les avantages et toutes les réductions d'émissions attribuables aux modifications proposées se réaliseraient en raison de la différence entre le scénario de base et le scénario réglementaire, c'est-à-dire la fermeture plus hâtive de 12 mois dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de base. Le manque à produire des groupes alimentés au charbon serait, en partie, remplacé par l'augmentation de production des groupes existants, avec une contribution des groupes industriels de cogénération existants, bien qu'il devrait y avoir un petit changement dans le choix du moment pour faire certains investissements en immobilisations. Comme les groupes de cogénération sont, pour la plupart, alimentés au gaz naturel, cela entraînerait des dépenses plus élevées en combustible pour cette année-là.

Saskatchewan

La Saskatchewan devrait créer une autre capacité alimentée au gaz naturel en 2029 afin de remplacer le groupe au charbon qui aurait été en activité jusqu'en 2043 dans le scénario de base. 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 base. Comme les nouveaux groupes auraient une capacité supérieure à celle dans le scénario de base, cela entraînerait des coûts 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 de génération 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 génération est mise hors service sans être complètement remplacée.

Dans le scénario de base au Nouveau-Brunswick, approximativement 1 100 MW de capacité de génération serait mis hors service aux alentours de 2030. Ceci devrait entraîner une sortie nette d'environ 1 200 GWh en 2029 et une entrée nette de 500 GWh en 2030. Ce déficit commercial devrait s'accroître à environ 3 000 GWh par année d'ici 2044 lors de la mise hors service du 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 1 580 MW de capacité de génération en 2030. L'électricité qui était générée par le groupe alimenté au charbon serait remplacée par l'achat d'électricité hors province. Ceci mènerait à une augmentation des entrées nettes de près de 3 600 GWh en 2030 (3 100 GWh de plus que le scénario de base).

Dans le scénario de base et le scénario réglementaire, la province créerait une certaine nouvelle capacité au gaz naturel pour maintenir une marge de réserve. Cependant, étant donné le prix élevé du gaz naturel, il serait plus rentable d'importer de l'hydroélectricité du Québec; le taux d'utilisation de ces groupes serait donc 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.

L'augmentation des importations d'hydroélectricité du Québec et la réduction de la dépendance à la production, plus coûteuse, aux combustibles fossiles abaissent le prix au comptant de l'électricité pendant la demande de base, ce qui abaisse le rendement de la construction de la production intermittente au Nouveau-Brunswick et, en fin de compte, réduit la création d'une capacité éolienne dans le scénario réglementaire.

Nouvelle-Écosse

Dans le scénario de base, l'accord d'équivalence avec la Nouvelle-Écosse se prolongerait indéfiniment au-delà de 2030 mais prendrait fin en 2030 dans le scénario réglementaire.

Dans les scénarios modélisés, la Nouvelle-Écosse remplacerait presque toute son électricité produite au charbon par de l'électricité produite par de nouveaux groupes alimentés au gaz naturel. Il y aurait 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 base et le scénario réglementaire avant 2030. Cependant, la Nouvelle-Écosse exporterait moins d'électricité vers le Nouveau-Brunswick dans le scénario réglementaire que dans le scénario de base.

Répercussions différentielles de la conformité

Plus de 99 % des coûts additionnels résultant des modifications proposées surviendraient dans les quatre provinces directement touchées par la réglementation, tel qu'il est indiqué dans le tableau 12 de la section de l'« Analyse de répartition des répercussions » ci-dessous. Les coûts dans les autres provinces sont surtout reliés aux changements dans les échanges d'électricité interprovinciaux. La majorité des tableaux n'inclut que les provinces touchées. Donc, les totaux peuvent différer des sommes des différentes parties en raison des répercussions dans les autres provinces. Toutefois, comme les avantages de l'amélioration de la qualité de l'air ne sont pas limités à la province d'origine, une ligne représentant le reste du Canada est incluse dans ces tableaux.

Avantages de la conformité

L'avantage cumulatif au Canada des réductions des émissions résultant des modifications proposées est évalué à 4,9 milliards de dollars (de 2019 à 2055).

Les avantages des modifications proposées le sont par l'évitement des dommages attribuables aux changements climatiques globaux 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 les avantages pour l'environnement. Les modifications proposées permettraient de réduire les émissions de GES provenant de la production d'électricité de 100 Mt d'éq. CO₂ entre 2019 et 2055 par rapport au scénario de base. Les dommages attribuables aux changements climatiques évités grâce à ces réductions sont évalués à 3,6 milliards de dollars à l'aide des Estimations du coût social des gaz à effet de serre (voir référence 30) d'ECCC. Les modifications proposées donneraient également lieu à une réduction des émissions de beaucoup de polluants atmosphériques principaux. La réduction d'émissions la plus importante serait 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 1,2 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 proposées proviendraient des réductions des émissions de CO₂. Il y aurait 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 (voir référence 31) sur 100 ans provenant du Quatrième rapport d'évaluation du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (voir référence 32). Le tableau 1 indique la réduction prévue des émissions de GES attribuable aux modifications proposées.

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	0,0	9,7	0,9	0,1	0,0	0,0	0,0	10,6
Saskatchewan	0,0	1,3	6,4	6,7	2,7	0,0	0,0	17,0
Nouveau-Brunswick	0,0	2,6	11,2	11,4	6,7	0,0	0,0	31,9
Nouvelle-Écosse	0,0	2,7	12,5	11,2	8,5	4,3	1,6	40,7
Total	0,0	16,3	30,9	29,4	17,9	4,3	1,6	100,5

Les valeurs du coût social sont utilisées pour l'estimation de la valeur financière, pour une année donnée, des dommages qui seraient 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, du CH₄ et du 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	47	195	58	249	68	298	79	338
CH4	1 348	4 043	1 825	5 858	2 343	7 848	2 865	9 566
N2O	16 830	56 354	21 272	73 168	25 867	90 445	30 812	108 620

Avantages de la réduction des émissions de polluants atmosphériques

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 de l'ECCC a utilisé le modèle atmosphérique Système régional unifié de modélisation de la qualité de l'air pour déterminer les effets que la diminution des émissions aurait 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 (OEBQA) (voir référence 33) pour déterminer les effets que l'amélioration de la qualité de l'air ambiant aurait sur la santé des Canadiens.

En fonction des changements à la qualité de l'air ambiant local, l'OEBQA 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 touchées afin d'estimer la réduction du bilan d'effets nocifs pour la santé de l'ensemble de la population canadienne. L'OEBQA 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 sur la disposition des ménages canadiens à payer 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 Système régional unifié de modélisation de la qualité de l'air, OEBQA et AQMV2 ont été utilisés pour les années 2030 et 2035. Afin d'estimer les avantages pour les autres années, on a employé des techniques de calcul proportionnel. La réduction des émissions en 2030 serait 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 entre 2031 et 2055 selon les estimations, les avantages annuels pour l'environnement dans cette période ont été calculés par approximation à l'aide du calcul proportionnel 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 (voir référence 34).

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. 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 proposées. 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 beaucoup 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 du Règlement.

Les avantages pour la santé découlant de l'amélioration de la qualité de l'air attribuable aux modifications proposées auraient une valeur actualisée de l'ordre de 440 millions de dollars en 2030. Ceci comprend un avantage important en Alberta de 310 millions de dollars. En Alberta, les estimations des avantages attribuables aux modifications proposées ne s'étendent pas au-delà de 2030, car les groupes alimentés au charbon fermeraient d'ici 2031 dans le scénario de base. 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 (voir référence 35).

La réduction des MP_2,5 ambiants représente environ 60 % des avantages pour la santé découlant des modifications proposées. 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 mortalité prématurée résultant largement des réductions des niveaux de MP ambiants.

Les valeurs du tableau 3 sont les valeurs socio-économiques 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 collectif (voir référence 36). Les valeurs dans ce tableau ne sont ni des estimations des coûts des traitements médicaux, ni des estimations des changements dans la productivité ou du PIB. 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, sur le plan de la qualité de vie, est la réduction du taux de décès prématurés. Les réductions dans le risque de décès représentent approximativement 95 % de l'estimation du bien-être collectif (voir référence 37).

Tableau 3 : Changements estimés dans l'état de santé cumulatif résultant de la réglementation (voir référence 38) 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 dans l'état de santé évité (millions de dollars de 2016)
	Mortalité prématurée	Épisodes d'asthme	Jours de respiration difficile et de réduction des activités	Associé à l'ozone	Associé aux MP2,5	Total (inclus d'autres polluants)
Alberta	56	14 000	66 000	90	210	310
Saskatchewan	10	1 400	9 400	4	40	50
Nouveau-Brunswick	36	4 100	23 000	70	80	160
Nouvelle-Écosse	89	8 000	58 000	70	300	400
Reste du Canada	73	12 000	38 000	230	100	320
Total	260	40 000	190 000	470	730	1 200

Chaque chiffre a été arrondi pour ne présenter qu'au maximum deux chiffres significatifs. Les chiffres étant arrondis, il est possible que les sommes des colonnes et des rangées ne correspondent pas exactement aux totaux.

Réduction des émissions de mercure du secteur de l'électricité

En plus de réductions des émissions de NO_x, de SO_x et de MP, on s'attend à ce que les modifications proposées 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 cinq millions de dollars (voir référence 39).

Avantages pour l'environnement

Les MP peuvent s'accumuler sur les surfaces et en altérer leurs caractéristiques optiques, les faisant paraître souillées ou sales. 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 nuire aux cultures en réduisant leur biomasse et augmenter 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 améliorer le rendement des cultures. On a estimé que les avantages environnementaux découlant des modifications proposées 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 représentent respectivement 8,2 millions de dollars et 2,5 millions de dollars. La Nouvelle-Écosse bénéficierait de la plus grande partie de ces avantages, qui va de pair avec la 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 qui réduit de façon importante ses émissions en vertu du règlement proposé, 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

Effet sur l'environnement Indicateur économique	Agriculture Variation des revenus tirés des ventes pour les producteurs de cultures	Souillures Coûts évités par les ménages	Visibilité Changement sur le plan du bien-être des ménages	Total
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 signifierait 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 supplémentaires découlant des modifications proposées s'élèveraient à 2,2 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 base et le scénario réglementaire. Les valeurs établies pour les coûts présentés dans l'analyse correspondent à la différence entre les deux scénarios.

Les coûts additionnels associés aux modifications proposées 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. Les coûts de remplacement de capacité et de mise hors service s'appliqueraient dans les deux scénarios mais à différents moments. Les coûts de remise à niveau sont les investissements qui visent à rétablir l'intégrité fonctionnelle du groupe. Les coûts de remise à niveau seraient évités lorsqu'un groupe alimenté au charbon est mis hors service prématurément.

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 évitement de coûts de remise à niveau qui permettraient au groupe alimenté au charbon de continuer à fonctionner au-delà de 2030.

Au total, les coûts en capital nets nécessaires pour se conformer aux modifications proposées totaliseraient 85 millions de dollars, tel qu'il est indiqué au tableau 5. 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 en capital additionnel (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	173	−167	−1	0	0	0	6
Saskatchewan	0	297	−53	−1	−195	13	0	61
New Brunswick	0	241	−171	−34	−127	11	0	−80
Nova Scotia	−40	949	−196	−184	−202	−110	−116	101
Total	−40	1 660	−587	−220	−525	−86	−116	85

Les totaux peuvent différer à cause des impacts mineurs dans les provinces qui ne sont pas directement touchées par les modifications proposées.

Coût de construction d'une capacité de remplacement

Le coût total pour mettre en service une capacité de production de remplacement est d'environ 466 millions de dollars.

Le prix par kilowatt (kW) de la mise en service d'une nouvelle capacité est tiré du National Renewable Energy Laboratory 2015 Standard Scenarios Annual Report (voir référence 40) 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 de génération électrique en configuration cycle combiné au gaz naturel est de $1 748/kW en Alberta et en Saskatchewan, $ 1 624/kW en Nouvelle-Écosse, et $ 1 020/kW au Nouveau-Brunswick.

Le tableau 5.A montre les coûts de construction supplémentaires 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 base. Les valeurs négatives signifient, quant à elles, que les coûts d'une nouvelle construction sont évités dans le scénario réglementaire. Selon ce même scénario, la Nouvelle-Écosse devra investir, d'ici 2030, plus de un milliard de dollars pour remplacer les groupes de production alimentés au charbon par des centrales au gaz naturel. Par contre, dans le scénario de base, les centrales seraient progressivement remplacées, donc les coûts de remplacement seraient évités dans les années subséquentes.

Au Nouveau-Brunswick, la capacité éolienne aménagée sera inférieure d'environ 70 MW dans le scénario réglementaire par rapport à celui de base, ce qui se traduit par des économies de 18 millions de dollars. Dans le scénario de base, la province devrait disposer d'une capacité éolienne d'environ 350 MW d'ici 2035. En comparaison, le scénario réglementaire ne prévoit qu'une capacité éolienne de 280 MW d'ici 2035, et aucun nouvel aménagement éolien n'est ajouté par la suite.

Tableau 5.A : Coûts de construction nets supplémentaires (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	9	−7	−1	0	0	0	1
Saskatchewan	0	275	−2	−1	−181	0	0	92
Nouveau-Brunswick	0	204	−85	−34	−102	0	0	−18
Nouvelle-Écosse	0	1 073	−129	−116	−186	−157	−102	383
Total	0	1 561	−224	−152	−470	−157	−103	455

Les totaux peuvent différer à cause des impacts mineurs dans les provinces qui ne sont pas directement touchées par les modifications proposées.

Remise à neuf

Les modifications proposées permettraient d'éviter de supporter des coûts nets de remise à neuf chiffrés à 424 millions de dollars. Ce total inclut 502 millions de dollars en coûts de remise a neuf évités pour les groupes de production d'électricité alimentés au charbon mis hors service hâtivement, en plus de 78 millions de dollars en coûts additionnels pour les groupes alimentés au gaz naturel qui ont remplacé les groupes au charbon. Les groupes de production d'électricité au charbon sont conçus pour fonctionner pendant environ 25 à 30 ans. Toutefois, la remise à neuf de ces centrales peut prolonger leur durée de vie à 50 ans et plus. Les coûts de remise à neuf varient selon la nature et l'ampleur des réparations, le nombre d'années de prolongation recherché et le type de pièces à remplacer.

Les premiers travaux de remise à neuf sont généralement effectués après environ 20 ans de fonctionnement afin de prévenir les défaillances imprévues. On a présumé que les travaux de remise à neuf entrepris initialement pour ajouter 20 ans à la durée de vie d'un groupe existant coûtent 1 008 $/kW, tandis que ceux pour une prolongation de 15 ans ne coûtent que 504 $/kW (voir référence 41). Les travaux de remise à neuf subséquents ne viseraient pas à prolonger la durée de vie utile d'autant d'années, et leur coût est moindre parce que, même si les groupes en fin de vie utile sont soumis à un niveau élevé de stress thermique, leur sous-ensemble de pièces à remplacer est plus restreint. Dans les cas des groupes 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 proposées réduiraient la durée de vie des groupes visés et permettraient ainsi d'éviter des travaux de remise à neuf majeurs. Dans certains cas, les services publics choisiraient d'effectuer des travaux de remise à neuf moins importants avant 2030, étant donné que le groupe ne serait 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 base, une remise à niveau exhaustive permettrait au groupe d'opérer pendant une période supplémentaire de 20 ans avant de nécessiter une nouvelle remise à niveau. Dans le scénario réglementaire, la remise à niveau serait moins exhaustive puisque le groupe serait mis hors service après huit années, ce qui entraînerait un évitement de coûts de remise à niveau d'approximativement 40 millions de dollars.

Les groupes alimentés au gaz naturel seraient remis à niveau après environ 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 $/kW. Le tableau 5.B illustre ces coûts pour les groupes qui auraient autrement nécessité une remise à niveau.

Tableau 5.B : Coûts supplémentaires nets de la remise à neuf (en millions de dollars)

	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	13	0	−38
Nouveau-Brunswick	0	0	−86	0	0	11	0	−75
Nouvelle-Écosse	−40	−209	−57	−59	0	54	0	−311
Total	−40	−209	−194	−59	0	78	0	−424

Coûts de mise hors service

La mise hors service de groupes existants devrait coûter 54 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 payée en 2030. Ces coûts sont 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.

Les coûts réels ne variant pas au fil du temps, l'incidence additionnelle est la valeur temporelle de l'argent dépensé à des périodes différentes.

Tableau 5.C : Coûts nets supplémentaires de mise hors service (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	164	−159	0	0	0	0	5
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
Total	0	308	−169	−9	−56	−7	−13	54

Coûts d'approvisionnement en électricité

Entre 2019 et 2055, il en coûterait 1 894 millions 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 des tableaux 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 : Répercussions supplémentaires sur le coût de l'approvisionnement en électricité (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	167	−48	−5	0	0	0	115
Saskatchewan	0	18	73	60	21	0	0	172
Nouveau-Brunswick	0	35	228	212	106	−13	−5	563
Nouvelle-Écosse	0	52	173	267	303	196	37	1 028
Total	0	289	382	567	437	186	33	1 894

Échanges d'électricité

Le réseau électrique nord-américain est fortement intégré, particulièrement dans les régions de l'est. Historiquement, le Canada est un exportateur net d'électricité aux États-Unis, résultant principalement des ressources hydroélectriques à coûts faibles. En 2016, les échanges en électricité avec les États-Unis se sont traduits par une exportation nette de 63,8 TWh, représentant un revenu net de 2,7 milliards de dollars (voir référence 42).

Les modifications proposées entraîneraient une légère augmentation des importations et une réduction des exportations puisqu'une plus grande proportion de la capacité serait utilisée pour subvenir aux besoins du marché. Les exportations nettes aux États-Unis diminueraient en moyenne de 2,8 TWh par année entre 2030 et 2044 dans le scénario réglementaire relativement au scénario de base. Cumulativement, les exportations vers les États-Unis sont inférieures de 39,5 TWh dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de base. La réduction en revenu net d'exportation représente approximativement 1,4 milliard de dollars. Notons 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 à l'État de New York ou en Nouvelle Angleterre dans le scénario de base serait envoyée au Nouveau-Brunswick dans le scénario réglementaire. La perte de revenu d'exportation représente une perte de bien-être pour les Canadiens et est attribuable au Nouveau-Brunswick. Il y aurait une perte d'exportation aux États-Unis associée à une diminution de la génération en Nouvelle-Écosse qui aurait abouti aux États-Unis en transit à travers le Nouveau-Brunswick. La valeur de la réduction des exportations attribuable à la Nouvelle-Écosse est d'approximativement 181 millions de dollars.

Le tableau 6.A montre les répercussions nettes sur la balance commerciale de l'électricité pour les provinces touchées, ce qui inclut à la fois les dépenses d'importations et les pertes de revenus.

Table 6.A : Impact différentiel sur la balance commerciale de l'électricité (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	0		0	0	0	0	0
Saskatchewan	0	0	−12	0	0	0	0	−13
Nouveau-Brunswick	0	138	455	430	223	−13	−5	1 229
Nouvelle-Écosse	0	25	116	12	12	11	4	181
Total	0	186	516	479	242	0	0	1 423

Les totaux peuvent différer à cause des impacts mineurs dans les provinces qui ne sont pas directement touchées par les modifications proposées.

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 configuration cycle combiné au gaz naturel serait d'approximativement 6 210 $/MW et de 1,6 $/mégawattheure (MWh), respectivement, dans toutes les provinces entre 2019 et 2055. 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 proposées représenteraient des coûts de fonctionnement et d'entretien moindres, d'environ 196 millions de dollars. Le tableau 6.B regroupe les économies en coûts de fonctionnement et d'entretien fixes et variables qui résulteraient des modifications proposées.

Tableau 6.B : Coûts de fonctionnement et d'entretien supplémentaires (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	−17	−3	0	0	0	0	−21
Saskatchewan	0	−1	−7	−6	−2	0	0	−16
Nouveau-Brunswick	0	−8	−29	−26	−14	0	0	−76
Nouvelle-Écosse	0	−7	−29	−22	−15	−9	−3	−85
Total	0	−32	−67	−54	−31	−9	−3	−196

Les totaux peuvent différer à cause des impacts mineurs dans les provinces qui ne sont pas directement touchées par les modifications proposées.

Coûts des combustibles

Les coûts des combustibles constituent la majeure partie des dépenses variables de production pour les groupes thermiques. Selon les modifications proposées, les coûts nets des combustibles totaliseraient 667 millions de dollars.

Le tableau 6.C comprend les coûts additionnels attendus des modifications proposées qui totaliseraient 667 millions de dollars pour la période d'analyse. Pendant que le coût des combustibles augmenterait dans la plupart des provinces touchées, le Nouveau-Brunswick connaîtrait 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 (voir référence 43).

Tableau 6.C : Coûts des combustibles supplémentaires (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	184	−45	−4	0	0	0	135
Saskatchewan	0	20	92	66	23	0	0	201
Nouveau-Brunswick	0	−96	−198	−193	−103	0	0	−590
Nouvelle-Écosse	0	34	86	277	306	194	36	932
Total	0	135	−67	143	225	194	36	667

Les totaux peuvent différer à cause des impacts mineurs dans les provinces qui ne sont pas directement touchées par les modifications proposées.

Le prix du carburant varie entre les provinces. Cependant, comme il est illustré dans le tableau 7, on s'attend à ce que le prix prévu payé par les générateurs d'électricité de gaz naturel soit le double du coût du charbon s'il est comparé en termes de coût d'énergie livrée, mesuré en dollars par millions d'unités thermales britanniques (MMBtu).

La prévision du prix du charbon est établie à partir des prix historiques qui sont ajustés en fonction du taux de croissance du prix moyen du charbon à l'entrée de la mine tiré du cas de référence publié 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	1,45	2,15	5,54	3,91
	Gaz naturel	3,50	4,03	9,01	7,37
2030	Charbon	1,64	2,34	5,72	4,26
	Gaz naturel	4,23	4,48	9,18	7,51
2040	Charbon	1,82	2,52	5,90	4,44
	Gaz naturel	4,58	4,83	9,53	7,87
2050	Charbon	1,82	2,52	5,90	4,44
	Gaz naturel	4,58	4,83	9,53	7,87

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

En 2015, les Canadiens ont consommé 512,9 TWh d'électricité provenant des services publics (voir référence 44). Dans le scénario de base, la demande nationale en électricité provenant des services publics devrait s'élever à 608,3 TWh d'ici 2040. Dans le scénario réglementaire, en 2040, la demande en électricité serait inférieure d'environ 200 GWh.

Les prix au détail seraient plus élevés dans le scénario réglementaire que dans celui de base, car les coûts de la conformité seraient en majeure partie répercutés sur les consommateurs. Confrontés à une hausse des prix, les consommateurs se tourneraient vers des activités moins énergivores ou opteraient 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 devraient obtenir une compensation pour utiliser la même consommation d'électricité que dans le scénario de base. 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 chiffrerait à environ 248 millions de dollars.

Tableau 8 : Coût supplémentaire de la réduction de la consommation d'électricité et de la perte de bien-être (en millions de dollars)

	2019-2025	2026-2030	2031-2035	2036-2040	2041-2045	2046-2050	2051-2055	Total
Alberta	0	0	49	9	0	0	0	58
Saskatchewan	0	0	0	12	6	0	0	18
Nouveau-Brunswick	0	0	5	41	32	0	0	79
Nouvelle-Écosse	0	0	12	25	28	24	5	94
Total	0	0	66	87	66	24	5	248

Coûts pour le gouvernement

L'administration des modifications proposées, la promotion de la conformité et l'application du Règlement entraîneraient une hausse négligeable des coûts pour le gouvernement. Ces coûts ont été présentés dans le Résumé de l'étude d'impact de la réglementation (RÉIR) de 2012 (voir référence 45). Le Ministère adopterait une approche minimale et réactive en matière de promotion de la conformité au cours de la première année suivant la publication des modifications proposées. Cela comprendrait la publication de renseignements sur le site Web du gouvernement du Canada, dont le règlement modifié, le présent RÉIR, une foire aux questions et la réponse 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 changements climatiques évités	0	643	1 169	1 038	597	131	47	3 626
Amélioration de la qualité de l'air	0	450	425	256	120	17	5	1 273
Total des avantages	0	1 093	1 594	1 294	717	149	51	4 898
Coûts
Coûts en capital	−40	1 660	−587	−220	−525	−86	−116	85
Coûts d'approvisionnement en électricité	0	289	382	567	437	186	33	1 894
Consommation d'électricité réduite	0	−12	66	87	66	24	5	237
Total des coûts	−40	1 938	−139	434	−23	123	−78	2 216
Avantages nets	40	−846	1 734	860	740	25	129	2 683
Autres paramètres quantifiés
Réduction des émissions de GES (Mt d'éq. CO2)	0	16	31	29	18	4	2	100
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

On a estimé à 22 $ par tonne le coût de la réduction de 100 Mt d'émissions de GES prévues d'ici 2055, comme le montre le tableau 10.

Les modifications proposées devraient permettre de réduire de 16,3 Mt d'éq. CO₂ d'émissions de GES en 2030. Pour ce faire, des dépenses liées à la conformité de l'ordre de 1,9 milliard de dollars, ou 116 $ par tonne, devraient être 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 sont provisionnés.

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

	Coûts (en millions de dollars)	Réductions des émissions de GES (Mt d'éq. CO2)	Coût par tonne
D'ici 2055	2 216	100,5	22,06
D'ici 2030	1 898	16,3	116,22

Analyse de répartition des répercussions

Les Maritimes seraient les plus touchées par les modifications proposées, avec la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick encourant plus des trois quarts des coûts supplémentaires. La majeure partie de ces coûts trouverait son origine dans l'augmentation des coûts de livraison de l'électricité aux clients, soit par des coûts de combustibles plus élevés soit par le pouvoir d'achat d'une autre région. Le tableau 11 illustre la ventilation des coûts par province et la part des coûts totaux. La part des coûts totaux correspond de près à la part des réductions des émissions de GES pour chaque province (illustré dans le tableau 1).

Tableau 11 : Répartition des coûts de conformité (en millions de dollars)

	Coût en capital	Coût d'approvisionnement	Perte de bien-être de l'utilisation d'électricité réduite	Coût total	Part du coût total
Alberta	6	115	54	175	8 %
Saskatchewan	61	172	13	246	11 %
Nouveau-Brunswick	−80	563	77	561	25 %
Nouvelle-Écosse	101	1 028	93	1 221	55 %
Reste du Canada	−3	16	0	12	1 %
Total	85	1 894	237	2 216	100 %

Répercussion sur la concurrence

Comme il est mentionné ci-dessus, les modifications proposées augmenteraient les coûts de production. Il serait possible de recouvrer ces coûts par une hausse des prix, mais cette mesure devrait 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 proposée, car l'élimination du charbon est déjà prévue pour 2030 dans le cadre de son plan de leadership en matière de climat. Les modifications proposées 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 seraient largement attribuables à la politique provinciale.

Répercussions sur le prix au détail pour les consommateurs résidentiels

Les modifications proposées pourraient avoir des répercussions sur les consommateurs résidentiels d'électricité ayant peu de moyens d'absorber une flambée des prix. Comme le montre le tableau 12, les tarifs d'électricité des clients résidentiels pourraient augmenter d'au plus 12,3 % dans les provinces touchées selon le scénario réglementaire comparativement au scénario de base. D'après les tarifs de 2016 (voir référence 46), cette augmentation représenterait 184 $ et 200 $ de plus par année sur la facture moyenne d'électricité au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse, respectivement.

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

	Estimation de la facture d'électricité moyenne mensuelle en 2016 ($)	Hausse en pourcentage la plus élevée dans le scénario réglementaire par rapport au scénario du statu quo (%)	Estimation de l'augmentation annuelle des dépenses d'électricité ($)
Calgary, Alberta	104,00	8,5	106,08
Regina, Saskatchewan	146,45	1,2	21,09
Moncton, Nouveau-Brunswick	124,98	12,3	184,47
Halifax, Nouvelle-Écosse	158,83	10,5	200,13

La proportion de résidents âgés à faible revenu est légèrement plus importante au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse que dans d'autres régions du pays. Selon le Recensement de 2016 (voir référence 47), 17 % des Canadiens étaient âgés de plus de 64 ans en 2016. En Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick, ce pourcentage atteignait 20 %. Le revenu médian déclaré par les Canadiens, tous âges confondus, qui ont rempli leur déclaration fiscale en 2015 était de 33 920 $ (voir référence 48). Le revenu médian déclaré par des particuliers en Nouvelle-Écosse était de 31 580 $ et de 30 480 $ au Nouveau-Brunswick.

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. Par exemple, le Québec, le Manitoba et la Colombie-Britannique, des provinces productrices presque exclusivement d'hydroélectricité, 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 pourraient atténuer les répercussions sur les flux commerciaux entre les deux pays.

Les modifications proposées n'imposeraient aucune barrière aux exportations d'électricité canadiennes vers les États-Unis. Cependant, elles pourraient toucher les surplus d'électricité du Canada destinés à l'exportation. Si, en réponse aux modifications proposées, et par 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 proposées donneraient lieu à un détournement de 6 % en moyenne des exportations commerciales prévues d'électricité du Canada vers les États-Unis qui seraient redirigées vers les provinces qui accusent une perte de capacité de production alimentée au charbon entre 2030 et 2044. Il est improbable que ces changements touchent les revenus des générateurs d'électricité des provinces exportatrices qui, résultant des modifications proposées, vendraient leur électricité à des clients différents.

Les forces du marché, les incitatifs fiscaux, les politiques environnementales des États américains et les avancées technologiques sont autant de facteurs qui joueront un rôle crucial 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.

Concurrence des entreprises consommant beaucoup d'électricité

Les répercussions sur le prix de l'électricité induites par les modifications proposées 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 seraient touchées par la politique. Le coût des secteurs susceptibles d'être touchés variera, mais serait généralement influencé par l'ampleur de la consommation d'électricité nécessaire pour l'exploitation de l'entreprise. Les secteurs consommant beaucoup d'électricité opérant dans les provinces touchées comprennent les usines de pâtes, papier et carton, la manufacture de gaz industriels, de pesticides et fertilisants, et la potasse.

Pendant que les coûts augmenteraient pour ces secteurs conséquemment à l'augmentation des coûts de l'électricité, toute incidence sur la position concurrentielle pourrait être réduite par divers moyens. Par exemple, les augmentations de prix pourraient être transmises 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 effets des prix de l'électricité pourraient être atténués pour les installations industrielles qui génèrent de l'électricité sur site, ce qui est le cas pour certaines usines de pâtes et papiers et de potasse dans les provinces touchées. Pour contexte, d'autres facteurs ont une plus grande influence sur l'environnement concurrentiel dont fait face l'industrie, y compris les coûts de la main-d'œuvre et de capitaux, la proximité aux marchés, le traitement fiscal, les taux de change, les infrastructures et l'état de droit (voir référence 49).

Considérations relatives au marché de l'emploi

Les modifications proposées 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, en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse, ce qui représente jusqu'à 0,02 % de la main-d'œuvre canadienne (voir référence 50), (voir référence 51). 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 % (voir référence 52). 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 au Canada (voir référence 53). 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 proposées.

En 2016, les centrales de production d'électricité au charbon, qui seraient touchées par les modifications proposées, employaient directement jusqu'à 1 500 travailleurs (voir référence 54). Un grand nombre de ces emplois pourraient être menacés par l'application des modifications proposées. 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, du deuxième trimestre de 2007 jusqu'au premier trimestre de 2017, le marché de l'emploi au Canada a affiché une variation moyenne trimestrielle de plus ou moins 61 300 emplois (voir référence 55). Il convient de noter que la transition des emplois des mines de charbon thermique et des centrales de production d'électricité alimentées au charbon s'échelonnerait 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 proposées. 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 la Colombie-Britannique ne dispose d'aucune capacité de production d'électricité alimentée au charbon, tout envoi de charbon thermique en provenance de l'Alberta qui lui est destiné est probablement exporté. Et puisque les envois de charbon thermique vers la Colombie-Britannique proviennent de mines produisant du charbon destiné à des marchés d'exportation, il est peu probable qu'ils soient touchés par les modifications proposées.

Quant aux provinces importatrices de charbon thermique, soit la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick, elles n'auraient plus à maintenir ces importations pour répondre à la demande avec la mise en œuvre des modifications proposées, 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. À noter que, même si 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 de la politique proposée mette fin aux activités de ces ports, mais elle pourrait avoir des répercussions sur les emplois et les revenus lors de la transition de leurs opérations et lorsqu'ils s'ajustent à leur nouvel environnement commercial au fil du temps.

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. Au cours des deux dernières années, la baisse du prix du charbon et des perspectives de marché défavorables pour le charbon ont déjà contraint plusieurs mines de charbon au Canada à cesser leurs activités ou à les suspendre. Avec la mise en application des modifications proposées, on s'attend à ce que la plupart des mines de charbon thermique actuellement exploitées au Canada aient cessé leurs activités en 2030 et certaines pourraient fermer plus tôt. Bien que les effets cumulatifs sur les emplois de ces fermetures soient relativement minimes et souvent passagers car le marché de l'emploi s'adapte, les mises à pied pourraient être concentrées dans les petites collectivités qui dépendent beaucoup des mines de charbon ou de l'industrie de la production d'électricité.

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 un horizon de nombreuses 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 proposées représentent un avantage net pour les Canadiens.

Tableau 13 : Résumé des paramètres clés utilisés dans l'analyse (millions de dollars)

	Avantage	Coût	Avantages nets	Rapport coût/bénéfice
Analyse centrale	4 898	2 216	2 683	2,2
Taux d'actualisation 7 %	2 457	1 300	1 156	1,9
Taux d'actualisation 0 %	8 582	3 385	5 197	2,5
Coûts en capital 20 % plus élevés	4 898	2 307	2 592	2,1
Coûts en capital 50 % plus élevés	4 898	2 443	2 455	2,0
Coûts en capital 100 % plus élevés	4 898	2 671	2 228	1,8
95e centile du coût social du carbone (CSC)	17 005	2 216	14 790	7,7

Prix des combustibles

Le prix des combustibles est l'un des facteurs principaux dont il faut tenir compte pour déterminer l'incidence des modifications proposées. Le Tableau 14 montre le coût estimatif total des modifications proposées 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 (2020-2050)		Prix du gaz naturel
		-20 %	Analyse centrale (6,44 $/MMBtu)	+20 %
Prix du charbon	+20 %	562	1 471	2 381
	Analyse centrale (3,53 $/MMBtu)	1 306	2 216	3 125
	-20 %	2 050	2 960	3 869

La cellule dans le coin inférieur droit représente le pire scénario 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 de la réglementation avoisine les 4 milliards de dollars. Comme les avantages demeureraient inchangés, l'avantage net resterait positif. Pour qu'un écart des prix des combustibles entraîne un avantage net négatif, il faudrait que le prix du charbon soit près de 31 % moins élevé que prévu et celui du gaz naturel, 31 % plus élevé que prévu. Les coûts associés à cette situation totaliseraient 5 milliards de dollars.

Conversions du charbon au gaz naturel

Tel qu'il est indiqué ci-dessus, deux entreprises qui exploitent des groupes électriques alimentés au charbon en Alberta ont annoncé leur intention de convertir 11 unités au gaz naturel avec des mises en service prévues en début 2020. Une telle conversion n'a pas encore été effectuée pour une unité de charbon au Canada. Un groupe de production d'électricité converti au gaz naturel émettrait moins de CO₂ que lorsqu'elle fonctionnait au charbon. Si elles étaient réalisées, les 11 conversions annoncées entraîneraient une diminution importante des émissions de GES du secteur des services d'électricité en Alberta. Étant donné que les conversions annoncées auraient lieu des années avant l'entrée en vigueur des modifications proposées, il y aurait moins de réductions d'émissions de GES en Alberta attribuables aux initiatives fédérales. Les coûts de conformité en Alberta seraient par conséquent moins élevés.

Le Ministère estime qu'avec les conversions annoncées, les modifications proposées dans l'ensemble entraîneraient toujours un avantage net. Si ces coûts et avantages étaient retirés de l'analyse, il en résulterait un coût total de 2 milliards de dollars, tandis que le bénéfice du changement climatique évitable par lui-même serait de 3,2 milliards de dollars. Cela peut être constaté en additionnant les rangées non albertaines du tableau 1 et du tableau 12.

Règle du « un pour un »

Les modifications proposées n'auront aucune incidence sur les exigences relatives à l'établissement de rapports. Par conséquent, elles n'entraîneront pas d'accroissement du fardeau administratif. Ainsi, la règle du « un pour un » ne s'applique pas, et il n'est pas nécessaire d'éliminer un règlement existant.

Lentille des petites entreprises

La lentille des petites entreprises ne s'applique pas aux modifications proposées, étant donné qu'il n'y a aucune petite entreprise parmi celles qui seraient visées par les modifications proposées. Les modifications proposées n'induiraient donc aucun coût pour de petites entreprises.

Consultation

Le Ministère a élaboré les modifications proposées en coordination avec des organisations autochtones, des organisations non gouvernementales de l'environnement, l'industrie et des associations professionnelles concernées ainsi que les provinces et les territoires. La grande portée de la consultation garantit que l'expertise et les perspectives pertinentes ont été prises en compte.

Le Ministère a enclenché le processus de consultation au sujet des modifications proposées en organisant deux webinaires (un en anglais et un en français) en décembre 2016. Une présentation intitulée « Mesures réglementaires annoncées à l'égard de la production d'électricité alimentée au charbon et au gaz naturel » a servi à décrire l'intention du Ministère de modifier le Règlement. Elle comprenait notamment des renseignements détaillés sur l'approche, le calendrier des mesures réglementaires et les prochaines étapes. Trente-sept représentants issus de ministères provinciaux, de sociétés d'État, d'associations industrielles, d'entreprises du secteur et d'organisations non gouvernementales ont pris part aux consultations.

Un avis d'intention de modifier le Règlement en vue d'éliminer la production d'électricité au charbon au Canada a été publié dans Partie I de la Gazette du Canada le 17 décembre 2016. La publication de cet avis a donné l'occasion au Ministère d'entreprendre des consultations hâtives avec les intervenants et de recueillir des commentaires de façon officielle qui ont été pris en compte dans la rédaction des modifications proposées.

Huit commentaires ou questions ont été reçus au sujet des modifications proposées pendant la période de consultation prévue dans l'avis d'intention. Certaines personnes souhaitaient obtenir des précisions sur des aspects techniques ou des définitions réglementaires, par exemple, la définition de la vie utile des groupes alimentés au charbon de 35 ou 40 ans au lieu de 50 ans. Le Ministère a examiné ces commentaires, mais a décidé de fixer une seule date (avant 2030) sans égard à l'âge du groupe.

L'établissement de la date limite pour la transition à 2030 permettrait au Canada de respecter ses engagements à l'égard de l'Accord de Paris. Cette date limite donnerait également le temps à l'industrie pour faire la transition, permettrait des retours sur investissement adéquats et exposerait la stabilité de la génération électrique au Canada à un risque minimal. C'est pourquoi la ministre proposa, en décembre 2016, l'accélération de l'élimination de l'électricité alimentée au charbon au plus tard en 2030.

Le règlement proposé sur la réduction du CO₂ de l'électricité alimenté au gaz naturel, développé en parallèle aux modifications proposées pour la réglementation du charbon, permettrait aux groupes alimentés au charbon d'être convertis au gaz naturel plus tôt que leur fin de vie régulée, produisant une vie utile plus courte pour le charbon.

Plusieurs commentaires de l'industrie et d'une province ont proposé d'harmoniser la date proposée dans les modifications proposées avec la date d'élimination graduelle du gouvernement de l'Alberta (fin 2029 au lieu de la fin 2030). Le Ministère a examiné cette possibilité, mais n'a pas modifié l'approche proposée, puisqu'il n'y a qu'une année de différence entre l'approche proposée et la date d'élimination de la production au charbon en Alberta.

Il est possible que cette décision ne soit pas perçue de façon positive par ceux qui souhaitent un tel changement. Toutefois, le gouvernement du Canada s'est engagé à atteindre ses cibles nationales et internationales de réduction des GES au titre de l'Accord de Paris. Les modifications proposées sont l'un des mécanismes utilisés pour atteindre cette cible.

Une province a exprimé son appui général à l'approche proposée dans son ensemble. D'autres provinces ont donné leur appui conditionnel à l'approche du gouvernement fédéral en fonction des accords d'équivalence. Les commentaires reçus des organisations non gouvernementales soutenaient en grande partie l'approche proposée. Cependant, de nombreuses personnes ont demandé un programme d'élimination plus ambitieux afin de maximiser les gains sur le plan de la santé et de l'environnement. Le Ministère a pris en considération la date d'élimination proposée, mais a maintenu la date initiale proposée afin d'équilibrer les coûts pour l'industrie et les répercussions sur les consommateurs, et minimiser les perturbations pour l'industrie, tout en réalisant des gains importants sur le plan de l'environnement et de la santé, et en respectant les engagements du Canada pris au titre de l'Accord de Paris.

De plus, certaines organisations non gouvernementales ont soutenu que les accords d'équivalence éventuels ne devraient pas être fondés uniquement sur les émissions de dioxyde de carbone, mais devraient aussi tenir compte des émissions des polluants atmosphériques, tels que les oxydes de soufre, les oxydes d'azote, les matières particulaires, le mercure, etc. La Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999) autorise la signature d'accords d'équivalence lorsque les dispositions provinciales sont équivalentes à la réglementation fédérale.

Du début de 2017 jusqu'au mois d'avril 2017, un groupe de travail technique informel a été invité afin d'initier la discussion d'enjeux pouvant influer sur la nature des modifications proposées ainsi que sur le règlement proposé en ce qui concerne la production d'électricité au gaz naturel. Le groupe de travail était formé de représentants des gouvernements fédéral et provinciaux, d'exploitants de réseaux, de l'industrie, d'organisations non gouvernementales et de fabricants d'équipement. Lors des réunions en personne, les participants ont été encouragés à porter des enjeux à l'attention du Ministère, ainsi qu'à lui présenter des données ou des analyses, des conclusions ou des recommandations à des fins d'examen.

Parmi les sujets discutés lors de ces réunions figurent la définition de la vie utile des groupes alimentés au charbon (par exemple 50 ans par opposition à 40 ans); le rôle de la conversion du charbon au gaz afin d'accélérer l'élimination de la production d'électricité au charbon; les avantages et les inconvénients du recours à des accords d'équivalence, etc. Cependant, le principal enjeu soulevé par rapport aux modifications proposées concernait l'harmonisation des dates d'élimination fixées par les gouvernements fédéral et provinciaux. Le Ministère reconnaît que les intervenants ont soulevé cet enjeu plusieurs fois, mais entend toujours respecter la cible de 2030 au titre de l'Accord de Paris.

En 2017, le Ministère a consulté des groupes autochtones au sujet de l'approche proposée en matière de réglementation des GES liés à la production d'électricité. Les consultations ont pris la forme de webinaires en français et en anglais au mois de mai. Des invitations ont été lancées à six organisations autochtones nationales (OAN). Une organisation a participé à un webinaire et les autres ont exprimé leur intérêt à continuer de recevoir de l'information. Le Ministère entend poursuivre ses consultations auprès des intervenants et des OAN d'ici la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada.

De plus, du début au milieu de 2017, les intervenants ont demandé la tenue de réunions avec le Ministère afin de discuter de l'approche proposée visant à réduire les émissions de GES du secteur de l'électricité (dans le cadre de la réglementation proposée pour accélérer l'élimination de la production d'électricité au charbon et celle proposée en matière de production d'électricité au gaz naturel). Ces intervenants sont notamment des représentants des provinces, de l'industrie, des associations et d'organisations non gouvernementales de l'environnement. Parmi les sujets discutés figurent l'harmonisation des dates d'élimination de la production d'électricité au charbon fixées par les gouvernements fédéral et provinciaux, les occasions d'utiliser des crédits compensatoires de GES, le rôle des carburants issus de la biomasse en remplacement de l'électricité produite au charbon, etc. Le Ministère a réitéré son engagement à l'égard de l'atteinte de la cible d'émissions pour 2030 et a précisé que les crédits compensatoires pour les réductions de GES ne constitueraient pas un mécanisme de vérification de la conformité. Cependant, la combustion combinée de biomasse continue d'être un mécanisme valable pour le respect des normes de rendement.

Coopération en matière de réglementation

L'approche proposée 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 déterminés 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 visant les groupes de production d'électricité au charbon et un décret 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 proposées 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 de 2015 à 2029.

En ce qui concerne la coopération sur le plan réglementaire avec les États-Unis, le gouvernement du Canada 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 contribuerait 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 précédente, comprenait de nouvelles normes de rendement pour les sources d'émission de GES, notamment les 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, Scott Pruitt, a signé un avis d'ébauche de règles proposant d'abroger le plan en matière d'énergie propre, une règle de 2015 qui exige que les États développent des plans afin de réduire les émissions de carbone provenant des groupes de production d'électricité existants. Cette règle était la pièce maîtresse du plan américain sur les changements climatiques et devait réduire les émissions du secteur de l'énergie de 32 % sous le niveau de 2005 d'ici 2030. La proposition d'abrogation est conforme au décret de mars 2017 du président Trump sur l'indépendance énergétique. Ces politiques représenteraient un recul possible et exigeraient la mise en place d'un processus s'échelonnant sur de nombreux mois, voire plus longtemps en raison des enjeux juridiques actuels concernant la réglementation et l'annulation des normes.

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 génération électrique américaine en 2016, une réduction de 48 % de l'utilisation de 2008. Cette diminution a entraîné une réduction de 24 % des émissions de carbone du secteur de l'énergie américain depuis 2005. Toutefois, l'agence sur l'information énergétique 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 d'abrogation ne devrait pas avoir de conséquences importantes sur les mesures relatives aux changements climatiques canadiens ou sur le rôle canadien de fournisseur clé d'énergie propre des États-Unis. Le Canada va de l'avant avec les modifications proposées visant l'élimination de l'électricité provenant de groupes conventionnels alimentés au charbon d'ici 2030. La communauté internationale adopte des mesures similaires.

En novembre 2017, le gouvernement du Canada s'est associé au gouvernement du Royaume-Uni pour lancer l'Alliance : Énergiser au-delà du charbon, une alliance mondiale visant à éliminer l'électricité produite au charbon.

Justification

Les modifications proposées obligeraient les centrales au charbon à respecter une norme de rendement rigoureuse en 2030 et contribueraient à éliminer progressivement la production d'électricité conventionnelle au charbon et assureraient une transition permanente de sources d'électricité à émissions élevées vers des sources à émissions faibles ou nulles.

Ceci contribuerait à la protection de l'environnement et de la santé des Canadiens, et aiderait 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 puissent réduire les émissions des centrales de production d'électricité au charbon, l'élimination de la production conventionnelle alimentée au charbon d'ici 2030 serait peu susceptible de se produire sans les modifications proposées.

Le Ministère est ouvert à prendre en considération des accords d'équivalence avec les provinces et les territoires intéressés afin de réduire au minimum les chevauchements en matière de réglementation 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 offre au secteur de l'électricité une certitude réglementaire nécessaire à un moment où il doit renouveler en profondeur ses installations et ses équipements. Elle est plus simple à administrer qu'un système d'échange et de plafonnement, 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.

Les modifications proposées ont fait l'objet d'une analyse de rentabilité, qui a révélé qu'elles se traduiraient par une réduction nette d'environ 100 Mt d'éq. CO₂ d'émissions de GES entre 2029 et 2055. L'atteinte de cette réduction comporte un avantage supplémentaire qui est estimé à 4,9 milliards de dollars, tandis que le coût additionnel a été estimé à 2,2 milliards de dollars au cours de la même période, ce qui donne une valeur actuelle nette d'environ 2,7 milliards de dollars.

Évaluation environnementale stratégique

Le règlement proposé a été préparé dans le contexte du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (ÉES) a été menée aux fins du Cadre pancanadien en 2016. L'ÉES a conclu que les propositions faites en conformité avec le Cadre pancanadien réduiront les émissions de GES et sont en phase avec la Stratégie fédérale de développement durable 2016-2019. Le règlement proposé est un aspect important de la Stratégie et s'accorde avec les objectifs d'énergie propre pour les Canadiens d'avoir accès à de l'énergie à coût raisonnable, fiable et durable (voir référence 56).

Mise en œuvre, application et normes de service

Stratégie de mise en œuvre

On prévoit que les modifications proposées nécessiteront un niveau minimal d'activités de promotion de la conformité. Les activités de mise en œuvre seraient minimes puisque les modifications proposées ne s'appliquent qu'à de grandes entreprises et qu'elles ne créeraient aucune nouvelle exigence avant la fin de 2029. Les groupes touchés par les dispositions des modifications proposées seraient 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 demandant d'être assujettis à la norme de rendement; 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 proposées seraient 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. Puisque le Règlement sera pris en application de la LCPE, les agents d'application de la loi respecteront la Politique d'observation et d'application de la LCPE (la Politique) lors de la vérification de la conformité avec les modifications proposées. 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 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 la conformité. Une inspection peut révéler une infraction présumée à la loi, et le personnel technique du Ministère peut également être mis au fait d'infractions présumées à la loi par d'autres organismes gouvernementaux, dont Statistique Canada et l'Agence des services frontaliers du Canada, ou par des plaintes reçues du public. Les agents d'application de la loi peuvent effectuer une enquête en cas d'infraction présumée possible au règlement modifié.

Si, au terme d'une inspection ou d'une enquête, un agent d'application de la loi constate une infraction présumée à la loi, il choisira la mesure d'exécution appropriée en fonction des facteurs suivants :

• 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 présumé à obtempérer : le but étant de faire respecter la loi dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Il faut entre autres tenir compte du dossier du contrevenant concernant l'observation de la LCPE, de la volonté du contrevenant à coopérer avec les agents d'application de la loi et de la preuve que des mesures correctives ont été prises.
• L'uniformité : les agents d'application de la loi doivent tenir compte de ce qui a été fait antérieurement dans des cas semblables lorsqu'ils déterminent les mesures à prendre pour faire respecter la LCPE.

Mesures de rendement et évaluation

La stratégie de mise en œuvre des modifications proposées comprend une partie sur la mesure du rendement. Cette partie décrit les résultats attendus des modifications proposées 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 le règlement modifié proposé qui seront mesurés par des indicateurs de rendement :

• 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 base.

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

Évaluation et indicateurs de rendement

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

Des cibles et des indicateurs clairs et quantitatifs, au besoin, ont été définis pour chaque résultat — immédiat, intermédiaire et final — et feraient l'objet d'un suivi annuel. Les réductions des émissions de CO₂ des secteurs, par exemple, seraient comparées à celles résultant d'un scénario de base. En outre, le rendement de chaque indicateur sera évalué par rapport aux cibles établies par un examen quinquennal des données compilées à compter de 2025 (pour la période 2020-2025). Ce processus d'examen périodique permettra au Ministère d'exposer en détail les répercussions des modifications proposées 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 des 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

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999) (voir référence b), que la gouverneure en conseil, en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2) (voir référence c) de cette loi, se propose de prendre le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l'électricité thermique au charbon, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter à la ministre de l'Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d'opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l'article 333 de cette loi. Ils sont priés d'y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d'envoyer le tout, par la poste, à la Division de l'électricité et de la combustion, Direction de l'énergie et des transports, ministère de l'Environnement, 351, boulevard Saint-Joseph, 11^e étage, Gatineau (Québec) K1A 0H3, par télécopieur au 819-938-4254 ou par courriel à ec.electricite-electricity.ec@canada.ca.

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

Ottawa, le 10 janvier 2018

Le greffier adjoint du Conseil privé
Jurica Čapkun

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 (voir référence 57), 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_auxla 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_ireprésente 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) Le sous-alinéa 24(6)a)(ii) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• (ii) dérivés de matières résiduaires, conformément à la norme ASTM D5865-11a,

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.

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