Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) : DORS/2020-231

La Gazette du Canada, Partie II, volume 154, numéro 23

Enregistrement
DORS/2020-231 Le 26 octobre 2020

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

C.P. 2020-824 Le 23 octobre 2020

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)référence a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)référence b, la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 27 mai 2017, le projet de règlement intitulé Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) et le projet de règlement intitulé Règlement modifiant le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

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

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

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1) et de l’article 286.1référence d de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) référence b, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier), ci-après.

TABLE ANALYTIQUE

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

Définitions et interprétation

Champ d’application

Exigences relatives à la détection des fuites et à leur réparation

Exigences relatives à certaines pièces d’équipement

Exigences relatives à la surveillance du périmètre

Exigences relatives aux rapports

Entrée en vigueur

ANNEXE 1

ANNEXE 2

ANNEXE 3

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

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé
  • a) Dans le cas où l’exploitant est une personne physique, celle-ci ou la personne physique autorisée à agir en son nom;
  • b) dans le cas où l’exploitant est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
  • c) dans le cas où l’exploitant est une entité autre qu’une personne morale, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)
composé organique volatil ou COV
Composé participant à des réactions photochimiques atmosphériques qui n’est pas exclu à l’article 65 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (volatile organic compound or VOC)
conduite
Toute conduite, qu’elle soit rigide ou souple. (pipe)
débit en goutte
Le nombre moyen de gouttes par minute observées visuellement sur une période de trois minutes. (drop rate)
dispositif de contrôle
Appareil de combustion fermé, système de récupération des vapeurs ou autre dispositif qui sont utilisés pour contrôler les rejets de COV dans l’environnement. (control device)
exploitant
S’entend de la personne qui a toute autorité à l’égard d’une installation. (operator)
garniture certifiée à faibles fuites
Garniture à l’égard de laquelle le fabricant, sur la base de résultats d’essais effectués conformément aux pratiques d’ingénierie généralement reconnues, a fourni une garantie écrite qu’elle n’aura pas de fuite de COV d’une concentration supérieure à 100 ppmv pendant cinq ans. (certified low-leaking valve packing)
installation
Les bâtiments, les autres structures et les équipements fixes situés sur un seul site ou sur plusieurs sites exploités de façon coordonnée et complémentaire. (facility)
instrument de détection des fuites
Tout instrument de surveillance portatif ou tout instrument optique de visualisation des gaz. (leak detection instrument)
liquide léger
Liquide ayant une pression de vapeur égale ou supérieure à 1,013 kPa à 20 °C. (light liquid)
liquide lourd
Liquide ayant une pression de vapeur inférieure à 1,013 kPa à 20 °C. (heavy liquid)
méthode 21 de l’EPA
La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 21 — Determination of Volatile Organic Compound Leaks, qui figure à l’annexe A–7 de la partie 60, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 21)
méthode 325A de l’EPA
La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 325A — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources: Sampler Deployment and VOC Sample Collection, qui figure à l’annexe A de la partie 63, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 325A)
méthode 325B de l’EPA
La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 325B — Volatile Organic Compounds from Fugitive and Area Sources: Sampler Preparation and Analysis, qui figure à l’annexe A de la partie 63, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 325B)
petit assemblage
Type de pièce d’équipement comportant jusqu’à vingt-cinq autres pièces d’équipement qui sont reliées entre elles, qui entrent chacune en contact avec le même type de fluide et qui ont chacune un diamètre inférieur à 1,875 cm. (minor assembly)
pièce d’équipement
Toute pièce d’équipement de procédé qui entre en contact avec un fluide contenant 10 % ou plus en poids de COV, valeur déterminée conformément à la norme E260 de l’ASTM International intitulée Standard Practice for Packed Column Gas Chromatography, à la norme E169 de l’ASTM International intitulée Standard Practices for General Techniques of Ultraviolet-Visible Quantitative Analysis ou à d’autres pratiques d’ingénierie généralement reconnues. (equipment component)
ppmv
Parties par million en volume. (ppmv)
produit pétrolier liquide
S’entend des produits suivants :
  • a) le naphta;
  • b) l’essence;
  • c) le carburéacteur;
  • d) le kérosène;
  • e) le carburant diesel;
  • f) le mazout léger;
  • g) le mazout lourd;
  • h) le mazout léger marin, le combustible de soute ou tout autre carburant marin;
  • i) le gazole;
  • j) l’huile de base lubrifiante ou les lubrifiants à base de pétrole;
  • k) l’asphalte;
  • l) le pétrole brut synthétique. (liquid petroleum product)
réparation
Est assimilé à la réparation d’une pièce d’équipement son remplacement. (repair)
soupape certifiée à faibles fuites
Soupape à l’égard de laquelle le fabricant, sur la base de résultats d’essais effectués conformément aux pratiques d’ingénierie généralement reconnues, a fourni une garantie écrite qu’elle n’aura pas de fuite de COV d’une concentration supérieure à 100 ppmv pendant cinq ans. (certified low-leaking valve)
tube d’échantillonnage
Tube à diffusion passive contenant un adsorbant utilisé pour la collecte de COV. (sampling tube)

Incorporation par renvoi

(2) Dans le présent règlement, tout renvoi à un document s’entend de ce document compte tenu de ses modifications successives.

Champ d’application

Installations assujetties

2 (1) Le présent règlement s’applique à toute installation où est menée la production :

Installations adjacentes

(2) Il est entendu que sont considérées comme adjacentes les installations séparées par une route ou une voie ferrée.

Exigences relatives à la détection des fuites et à leur réparation

Programme de détection et de réparation des fuites

3 (1) L’exploitant d’une installation établit et met en œuvre un programme de détection et de réparation des fuites pour contrôler le rejet de composés organiques volatils provenant des pièces d’équipement à cette installation.

Obligations

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant est tenu :

Pièces d’équipement devant figurer à l’inventaire

4 (1) Toute pièce d’équipement figure à l’inventaire, à l’exception des pièces suivantes :

Renseignements pour chaque pièce d’équipement

(2) L’inventaire des pièces d’équipement comporte les renseignements ci-après pour chaque pièce d’équipement qui y figure :

Avant 2027 — pièces « difficiles à inspecter »

(3) Avant 2027, l’inventaire des pièces d’équipement comporte, pour chaque pièce d’équipement qui y figure et qui est située à plus de deux mètres au dessus d’une surface d’appui permanente, la désignation de la pièce comme étant « difficile à inspecter ».

Mise à jour de l’inventaire

(4) L’inventaire des pièces d’équipement est mis à jour une seule fois par année civile, avant la première inspection effectuée pendant cette année conformément aux paragraphes 6(1) ou (2).

Instruments de surveillance portatifs

5 (1) Tout instrument de surveillance portatif est assujetti aux exigences suivantes :

Instruments optiques de visualisation des gaz

(2) Tout instrument optique de visualisation des gaz est assujetti aux exigences suivantes :

Niveau de sensibilité de détection

(3) Pour l’application des alinéas (2)a) et c), le niveau de sensibilité de détection est de 60 grammes par heure.

Inspection — pièces d’équipement

6 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), toutes les pièces d’équipement d’une installation qui figurent à l’inventaire sont inspectées trois fois par année civile pour détecter les fuites, au moins un mois — mais au plus six mois — après l’inspection précédente de cette pièce d’équipement effectuée aux termes du présent paragraphe, de la façon suivante :

Avant 2027 — pièces « difficiles à inspecter »

(2) Sous réserve du paragraphe (3), avant 2027, toutes les pièces d’équipement d’une installation désignées comme étant « difficiles à inspecter » aux termes du paragraphe 4(3) sont inspectées une fois par année civile pour détecter les fuites, au moins trois mois après l’inspection précédente de cette pièce d’équipement effectuée aux termes du présent paragraphe, de la façon suivante :

Exception

(3) Les pièces d’équipement ci-après sont exemptées de l’inspection exigée aux termes des paragraphes (1) et (2) :

Pompes — contrôle du capteur

(4) Le capteur visé au sous-alinéa (3)a)(iii) est contrôlé quotidiennement pour identifier les défaillances du système à fluide de barrage, sauf s’il est équipé d’une alarme sonore destinée à signaler ces défaillances ou d’un mécanisme d’arrêt de la pompe en cas de défaillance.

Pompes — inspection visuelle

(5) Les pompes figurant à l’inventaire sont également inspectées visuellement une fois par semaine pour détecter les fuites.

Formation exigée

7 (1) Les inspections visées aux alinéas 6(1)b) et (2)b), au paragraphe 8(4) et à l’alinéa 8(10)b) sont effectuées par une personne physique ayant, au plus douze mois avant de mener une inspection pour la première fois, suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments de détection des fuites prévues à l’article 5 et sur la façon d’effectuer des inspections pour détecter les fuites au moyen de ces instruments.

Tenue de registre sur la formation

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

Durée de conservation

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

Réparations

8 (1) La pièce d’équipement qui a une fuite importante est réparée au plus tard quinze jours après la date de la détection de celle-ci, sauf si la pièce a fait l’objet d’un signalement aux termes du paragraphe (6). Toutefois, avant de faire un tel signalement, l’exploitant tente de réparer la pièce dans le délai de quinze jours en suivant les pratiques exemplaires généralement reconnues pour les réparations de la pièce.

Fuite importante présumée

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

Inspection avant réparation — pièce d’équipement à liquide lourd

(3) Si une fuite provenant d’une pièce d’équipement à liquide lourd est détectée par un moyen autre qu’une inspection visuelle, la pièce d’équipement doit, avant toute réparation, être inspectée visuellement pour détecter les fuites.

Inspection avant réparation — pièce d’équipement à gaz ou à liquide léger

(4) Si une fuite provenant d’une pièce d’équipement autre qu’une pièce à liquide lourd est détectée par un moyen autre qu’un instrument de surveillance portatif, la pièce d’équipement doit, avant toute réparation, être inspectée pour détecter les fuites au moyen d’un instrument de surveillance portatif satisfaisant aux exigences du paragraphe 5(1).

Exception

(5) Les paragraphes (3) et (4) ne s’appliquent pas si un agent autorisé conclut que la pièce d’équipement ne peut être inspectée avant sa réparation sans exposer une personne physique à un danger immédiat.

Signalement

(6) Si une pièce d’équipement ayant une fuite importante ne peut pas être réparée dans les quinze jours suivant la date de la détection de la fuite malgré la tentative de l’exploitant de la réparer en suivant les pratiques exemplaires généralement reconnues pour les réparations de la pièce, la pièce doit être signalée soit par l’apposition d’une étiquette portant que la pièce d’équipement doit être réparée dans les délais ci-après ou par l’inscription d’une mention à cet effet dans un système de suivi électronique :

Réparation — délais pour les pièces signalées

(7) La pièce d’équipement ayant une fuite importante et signalée pour réparation aux termes du paragraphe (6) est réparée :

Soupape ayant trois fuites importantes

(8) La soupape, autre qu’une soupape de régulation, ayant eu trois fuites importantes au cours d’une période de vingt-quatre mois consécutifs est remplacée par une soupape certifiée à faibles fuites ou réemballée avec une garniture certifiée à faibles fuites dans le délai prévu au paragraphe (1).

Exception

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

Réparation effectuée

(10) La pièce d’équipement est considérée comme étant réparée si, après la réparation, une inspection effectuée de la façon ci-après indique qu’il n’y a plus de fuite importante :

Tenue de registre

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

Exigences — photographies et enregistrements vidéos

(2) En plus des renseignements consignés en application du paragraphe (1), l’exploitant conserve, à l’égard de la visualisation optique des gaz, pour chaque année civile :

Durée de conservation

10 L’exploitant d’une installation conserve à l’installation l’inventaire des pièces d’équipement prévu à l’alinéa 3(2)a) et les renseignements consignés dans un registre en application de l’article 9, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans après l’établissement ou la mise à jour de l’inventaire ou après la consignation des renseignements.

Exigences relatives à certaines pièces d’équipement

Responsabilité de l’exploitant

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

Conduites

12 (1) Les extrémités des conduites, autres que les conduites situées dans un système d’arrêt d’urgence, doivent en tout temps être bouchées au moyen d’une méthode permettant de réduire, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement, notamment l’utilisation d’un capuchon, d’une bride pleine, d’un bouchon ou de deux soupapes qui fonctionnent de manière à ce que la soupape de l’extrémité de la conduite de fluide de procédé soit fermée avant l’autre soupape.

Non-application à certaines conduites

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux conduites qui entrent en contact avec un fluide qui, si les conduites étaient bouchées conformément à ce paragraphe, se polymériserait autocatalytiquement ou présenterait tout autre risque pour la sécurité.

Non-application au cours de certaines opérations

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas au cours des opérations qui nécessitent que les extrémités des conduites soient ouvertes.

Systèmes d’échantillonnage

13 Les systèmes d’échantillonnage raccordés à une conduite doivent être conçus et utilisés pour réduire, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement. Les systèmes d’échantillonnage peuvent notamment être conçus comme un système à purge fermé, un système en boucle fermée ou un système d’évent fermé.

Dispositifs de détente de pression

14 (1) Les dispositifs de détente de pression doivent être conçus et utilisés pour réduire, dans la mesure du possible, le rejet de COV dans l’environnement. Les dispositifs peuvent notamment inclure un disque de rupture en amont du dispositif de détente de pression ou un raccord d’évent fermé entre le dispositif de détente de pression et un système de gaz de procédé, un système de gaz combustible ou un dispositif de contrôle.

Exigence en cas de détente de pression

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

Compresseurs centrifuges

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

Système de joint

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

Fluide de barrage

(3) Le fluide de barrage du système à fluide de barrage doit contenir moins de 10 % en poids de COV, valeur déterminée conformément à la norme E260 de l’ASTM International intitulée Standard Practice for Packed Column Gas Chromatography, à la norme E169 de l’ASTM International intitulée Standard Practices for General Techniques of Ultraviolet-Visible Quantitative Analysis ou à d’autres pratiques d’ingénierie généralement reconnues.

Capteur obligatoire

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

Contrôle du capteur

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

Exception

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

Tenue de registre

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

Durée de conservation

(2) L’exploitant conserve à l’installation les renseignements, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans.

Exigences relatives à la surveillance du périmètre

Programme régulier de surveillance du périmètre

17 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), l’exploitant d’une installation établit et met en œuvre pour cette installation, au plus tard le 1er janvier 2022, un programme régulier de surveillance du périmètre, conformément aux articles 18 à 25 et 28, dans le but de mesurer les concentrations de chaque substance mentionnée à l’annexe 2 sur le périmètre et qui consiste à prélever des échantillons au moyen de tubes d’échantillonnage et à analyser ces échantillons.

Programme modifié ou de rechange

(2) Au lieu du programme visé au paragraphe (1), l’exploitant peut établir et mettre en œuvre pour cette installation l’un des programmes de surveillance du périmètre ci-après pour mesurer les concentrations de chaque substance mentionnée à l’annexe 2 sur le périmètre :

Délai

(3) Le programme visé à l’alinéa (2)a) ou b) est établi au plus tard six mois après la délivrance du permis.

Établissement après demande de permis

(4) Si une demande de permis pour l’établissement d’un programme modifié ou d’un programme de rechange de surveillance du périmètre pour une installation est reçue par le ministre au plus tard le 1er janvier 2021 — ou, dans le cas d’une installation qui commence ses activités le 1er décembre 2020 ou après cette date, au plus tard trente jours après le début de ses activités — l’exploitant de l’installation n’est tenu d’établir un programme de surveillance du périmètre qu’à l’expiration d’un délai de six mois après la délivrance du permis au titre des paragraphes 26(3) ou 27(3), selon le cas, ou après la date de notification du refus de délivrance du permis au titre des paragraphes 26(4) ou 27(4), selon le cas.

Programme régulier malgré délivrance du permis

(5) Malgré la délivrance d’un permis pour un programme modifié ou un programme de rechange de surveillance du périmètre pour une installation, l’exploitant peut établir et mettre en œuvre un programme régulier de surveillance du périmètre pour l’installation conformément au paragraphe (1) trente jours après en avoir avisé le ministre par écrit. L’avis au ministre est accompagné d’un plan régulier de surveillance du périmètre comportant les renseignements prévus aux alinéas 31(1)a) à d).

Choix du périmètre

18 Pour l’application du programme de surveillance du périmètre, l’exploitant peut choisir comme périmètre soit les limites du terrain où est située l’installation, soit un périmètre interne de surveillance. Dans le cas où l’exploitant choisit d’utiliser un périmètre interne de surveillance, celui-ci est établi conformément aux articles 8.2 à 8.2.3.2 de la méthode 325A de l’EPA, sauf que les bassins de résidus et les zones minières doivent être exclus des sources d’émissions comprises dans le périmètre.

Choix du matériel et des fournitures d’échantillonnage

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

Tubes d’échantillonnage

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

Adsorbant

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

Emplacements d’échantillonnage

20 Le nombre de tubes d’échantillonnage et leur emplacement sur le périmètre sont déterminés conformément aux articles 8.1 à 8.2.3.2 de la méthode 325A de l’EPA.

Disposition des tubes d’échantillonnage

21 (1) La disposition des tubes d’échantillonnage sur le périmètre est effectuée conformément aux procédures prévues aux articles 8.5 à 8.5.10 et 9.3 à 9.3.2 de la méthode 325A de l’EPA, compte tenu des adaptations suivantes :

Collecte des tubes d’échantillonnage

(2) La collecte des tubes d’échantillonnage disposés sur le périmètre est effectuée conformément aux procédures prévues aux articles 8.6 à 8.6.5 de la méthode 325A de l’EPA. Tous les tubes sont collectés le même jour et, sous réserve du paragraphe 24(3), tous les treize à quinze jours.

Échantillonnage continu

(3) Lorsque les tubes d’échantillonnage sont collectés conformément au paragraphe (2) à une date donnée, la disposition subséquente de tubes d’échantillonnage est effectuée à la même date, de sorte que l’échantillonnage soit continu.

Entreposage des tubes d’échantillonnage

22 L’entreposage des tubes d’échantillonnage est effectué conformément aux procédures prévues aux articles 6.4 à 6.4.2 de la méthode 325B de l’EPA.

Analyse des échantillons

23 L’analyse de tous les échantillons prélevés dans le cadre du programme de surveillance du périmètre dans le but visé au paragraphe 17(1) est assujettie aux exigences suivantes :

Analyse moins fréquente — condition

24 (1) Si cinquante-deux échantillons consécutifs prélevés conformément à l’article 21 à chaque emplacement sur le périmètre ont une concentration d’une des substances mentionnées à l’annexe 2 qui est inférieure à la limite de détection de la méthode pour cette substance, les échantillons prélevés ultérieurement à chaque emplacement peuvent être analysés pour cette substance conformément à l’article 23 seulement deux fois par année civile; dans un tel cas, l’intervalle entre les prélèvements des échantillons analysés pour cette substance au cours de l’année civile est d’au moins cinq mois et d’au plus sept mois.

Retour à la fréquence d’analyse d’origine

(2) Malgré le paragraphe (1), si la concentration de la substance dans un échantillon analysé à la fréquence prévue à ce paragraphe est supérieure à la limite de détection de la méthode pour cette substance, tous les échantillons prélevés ultérieurement à chaque emplacement sont analysés pour cette substance conformément à l’article 23.

Prélèvements moins fréquents — condition

(3) Si cinquante-deux échantillons consécutifs prélevés conformément à l’article 21 à chaque emplacement sur le périmètre ont une concentration de chaque substance mentionnée à l’annexe 2 qui est inférieure à la limite de détection de la méthode pour cette substance, les échantillons peuvent être prélevés ultérieurement à chaque emplacement seulement deux fois par année civile; dans un tel cas, les échantillons sont prélevés au moins cinq mois, mais au plus sept mois, après le prélèvement précédent.

Retour à la fréquence de prélèvement d’origine

(4) Malgré le paragraphe (3), si la concentration d’une substance mentionnée à l’annexe 2 dans un échantillon prélevé conformément à ce paragraphe est supérieure à la limite de détection de la méthode pour cette substance, les échantillons sont prélevés ultérieurement conformément au paragraphe 21(2).

Données météorologiques

25 (1) Les données météorologiques visées à l’article 8.3.4 de la méthode 325A de l’EPA sont recueillies conformément à cet article, à la station météorologique qui est située sur les lieux de l’installation ou dans un rayon de 40 kilomètres du périmètre et qui est exploitée conformément aux articles 8.3 à 8.3.3 de la méthode 325A de l’EPA.

Étalonnage des instruments météorologiques

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

Demande de permis — programme modifié de surveillance du périmètre

26 (1) L’exploitant d’une installation qui souhaite déroger au programme régulier de surveillance du périmètre visé au paragraphe 17(1) quant au choix du périmètre, au nombre de tubes d’échantillonnage ou à leur emplacement sur le périmètre peut présenter au ministre une demande de permis pour l’établissement et la mise en œuvre d’un programme modifié de surveillance du périmètre pour cette installation.

Contenu de la demande

(2) La demande de permis contient les renseignements suivants :

Conditions de délivrance du permis

(3) Le ministre peut délivrer le permis — qui précise les dérogations au programme régulier de surveillance du périmètre qui sont autorisées pour l’installation — si le programme modifié de surveillance du périmètre proposé remplit les conditions suivantes :

Refus de délivrance — notification

(4) Le ministre refuse de délivrer le permis si les conditions prévues au paragraphe (3) ne sont pas remplies. Il notifie sa décision à l’exploitant.

Demande de permis — programme de rechange de surveillance du périmètre

27 (1) L’exploitant d’une installation qui souhaite déroger au programme régulier de surveillance du périmètre quant à des exigences autres que celles relatives au choix du périmètre, au nombre de tubes d’échantillonnage ou à leur emplacement sur le périmètre, ou additionnelles à celles-ci, peut présenter au ministre une demande de permis pour l’établissement et la mise en œuvre d’un programme de rechange de surveillance du périmètre pour cette installation.

Contenu de la demande

(2) La demande de permis contient les renseignements suivants :

Condition de délivrance du permis

(3) Le ministre peut délivrer le permis — qui précise les dérogations au programme régulier de surveillance du périmètre qui sont autorisées pour l’installation — si le programme de rechange de surveillance du périmètre proposé est au moins aussi efficace que le programme régulier de surveillance du périmètre pour mesurer les concentrations des substances mentionnées à l’annexe 2 sur le périmètre.

Refus de délivrance — notification

(4) Le ministre refuse de délivrer le permis si la condition prévue au paragraphe (3) n’est pas remplie. Il notifie sa décision à l’exploitant.

Tenue de registre — programme régulier ou modifié

28 (1) L’exploitant d’une installation consigne dans un registre les renseignements ci-après pour chaque année civile au cours de laquelle il met en œuvre un programme régulier ou modifié de surveillance du périmètre pour cette installation :

Durée de conservation

(2) L’exploitant conserve à l’installation les renseignements, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins cinq ans.

Exigences relatives aux rapports

Renseignements fournis sur demande

29 Sur demande du ministre, l’exploitant lui transmet la copie de tout renseignement qu’il est tenu de consigner en application du présent règlement, au plus tard trente jours après la réception de la demande.

Renseignements à transmettre — installations existantes

30 (1) L’exploitant d’une installation qui était en activité avant le 1er décembre 2020 transmet au ministre, au plus tard le 31 décembre 2020, les renseignements suivants :

Renseignements à transmettre — nouvelles installations

(2) L’exploitant d’une installation qui commence ses activités le 1er décembre 2020 ou après cette date transmet au ministre les renseignements visés aux alinéas (1)a) à e) à l’égard de cette installation au plus tard trente jours après le début de ses activités.

Nouveaux renseignements à transmettre

(3) En cas de modification des renseignements visés aux paragraphes (1) et (2), l’exploitant transmet au ministre les nouveaux renseignements dans les cinq jours suivant la modification.

Plan régulier de surveillance du périmètre — installations existantes

31 (1) L’exploitant d’une installation qui était en activité avant le 1er décembre 2020 et pour laquelle aucune demande de permis pour un programme modifié ou de rechange de surveillance du périmètre n’est présentée au ministre en date du 1er janvier 2021 transmet au ministre, au plus tard le 1er janvier 2022, un plan régulier de surveillance du périmètre pour cette installation qui comporte les renseignements suivants :

Plan régulier de surveillance du périmètre ou demande de permis — nouvelles installations

(2) L’exploitant d’une installation qui commence ses activités le 1er décembre 2020 ou après cette date transmet au ministre, au plus tard trente jours après le début de ses activités, soit un plan régulier de surveillance du périmètre pour cette installation qui comporte les renseignements prévus aux alinéas (1)a) à d) à l’égard de cette installation, soit une demande de permis pour un programme modifié ou de rechange de surveillance du périmètre au titre des paragraphes 26(1) ou 27(1), selon le cas.

Rapport annuel — à compter de 2023

32 (1) À compter de 2023 et jusqu’en 2027, l’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport comportant les renseignements prévus aux articles 33 à 41 à l’égard de l’installation relativement à l’année civile précédente.

Rapport annuel — à compter de 2028

(2) À compter de 2028, l’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport comportant les renseignements prévus aux paragraphes 33(1) et (3) et 34(1) et (3) et aux articles 35 à 41 à l’égard de l’installation relativement à l’année civile précédente.

Pièces d’équipement à liquide lourd — trois inspections

33 (1) À l’égard des pièces d’équipement à liquide lourd qui doivent être inspectées visuellement trois fois par année civile conformément à l’alinéa 6(1)a) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement à liquide lourd — une inspection

(2) À l’égard des pièces d’équipement à liquide lourd qui doivent être inspectées visuellement une fois par année civile conformément à l’alinéa 6(2)a) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement à liquide lourd — autres détections

(3) À l’égard des pièces d’équipement à liquide lourd qui figurent à l’inventaire prévu à l’alinéa 3(2)a) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement à gaz et à liquide léger — trois inspections

34 (1) À l’égard des pièces d’équipement à gaz et à liquide léger qui doivent être inspectées trois fois par année civile conformément à l’alinéa 6(1)b) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement à gaz et à liquide léger — une inspection

(2) À l’égard des pièces d’équipement à gaz et à liquide léger qui doivent être inspectées une fois par année civile conformément à l’alinéa 6(2)b) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement à gaz et à liquide léger — autres détections

(3) À l’égard des pièces d’équipement à gaz et à liquide léger qui figurent à l’inventaire prévu à l’alinéa 3(2)a) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Soupapes ayant trois fuites importantes

35 À l’égard des soupapes qui figurent à l’inventaire prévu à l’alinéa 3(2)a) et dont le type est visé aux articles 1 à 3 de l’annexe 1, le rapport annuel comporte les renseignements ci-après pour chacun de ces types :

Pièces d’équipement exemptées de certaines inspections

36 Le rapport annuel comporte :

Raisons pour absence d’inspection

37 Le rapport annuel comporte le numéro d’identification de chaque pièce d’équipement figurant à l’inventaire qui n’a pas été inspectée conformément aux paragraphes 6(1) ou (2), selon le cas, et les raisons pour lesquelles elle n’a pas fait l’objet d’une telle inspection.

Raisons pour absence d’inspection avant réparation

38 À l’égard de chaque pièce d’équipement qui n’a pas été inspectée avant sa réparation parce qu’un agent autorisé a conclu, conformément au paragraphe 8(5), qu’elle ne pouvait être inspectée sans exposer une personne physique à un danger immédiat, le rapport annuel comporte le numéro d’identification de la pièce et les motifs de la conclusion de l’agent autorisé.

Fuite importante — absence de réparation dans les quinze jours

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

Estimation de la quantité de COV rejetée par type de pièce

40 (1) À l’égard des pièces d’équipement qui figurent à l’inventaire prévu à l’alinéa 3(2)a) et dont le type est visé à l’annexe 1, le rapport annuel comporte la quantité totale estimée de COV rejetée par les pièces d’équipement de ce type au cours de l’année civile visée par le rapport, déterminée conformément à l’annexe 3 et exprimée en kilogrammes.

Estimation de la quantité de COV rejetée par l’ensemble des pièces

(2) Le rapport annuel comporte la quantité totale estimée de COV, exprimée en kilogrammes, qui est rejetée par l’ensemble des pièces d’équipement au cours de l’année civile visée par le rapport, déterminée en additionnant les quantités totales estimées de COV rejetées par chaque type de pièces d’équipement visé au paragraphe (1).

Données de surveillance du périmètre — programme régulier ou modifié

41 Dans le cas où un programme régulier ou modifié de surveillance du périmètre est mis en œuvre à l’installation au cours de l’année civile visée par le rapport annuel, ce rapport comporte les renseignements suivants :

Rapport du vérificateur — 2024

42 (1) L’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin 2024, un rapport préparé par un vérificateur ayant évalué si l’exploitant s’était conformé au présent règlement à l’égard de l’installation au cours des deux années civiles précédentes.

Rapport du vérificateur — à compter de 2028

(2) Tous les quatre ans à compter de 2028, l’exploitant d’une installation transmet au ministre, au plus tard le 30 juin, un rapport préparé par un vérificateur ayant évalué si l’exploitant s’était conformé au présent règlement à l’égard de l’installation au cours des quatre années civiles précédentes.

Contenu

(3) Le rapport comporte les renseignements suivants :

Signature

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

Plan de mesures correctives

43 Si le rapport du vérificateur visé aux paragraphes 42(1) ou (2), selon le cas, mentionne des exigences du présent règlement auxquelles l’exploitant ne s’est pas conformé à l’égard de l’installation, celui-ci transmet au ministre, avec le rapport, un plan de mesures correctives indiquant les mesures qu’il a prises ou prévoit prendre pour satisfaire à ces exigences.

Vérificateur — indépendance et absence de conflit d’intérêts

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

Compétence du vérificateur — personne physique

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

Compétence du vérificateur — plusieurs membres d’une entreprise

(3) Lorsque la vérification est effectuée par plusieurs personnes physiques qui sont membres d’une entreprise, chaque exigence du paragraphe (2) doit être satisfaite par au moins une de ces personnes.

Forme des demandes, des rapports et des plans

45 (1) Les demandes de permis présentées en vertu du présent règlement et les rapports ou les plans exigés par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique d’un agent autorisé.

Forme non électronique des rapports et des plans

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

Modification connexe

46 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)référence 1 est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article

Colonne 1

Règlement

Colonne 2

Dispositions

31

Règlement sur la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier)
  • a) alinéas 3(2)a), b), c) et e)
  • b) article 11

Entrée en vigueur

1er décembre 2020

47 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1er décembre 2020.

1er janvier 2022

(2) Les articles 3 à 10 entrent en vigueur le 1er janvier 2022.

1er janvier 2023

(3) Les articles 11 à 16 entrent en vigueur le 1er janvier 2023.

ANNEXE 1

(alinéa 4(2)b), articles 33 à 36, paragraphe 40(1) et article 2 de l’annexe 3)

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

ANNEXE 2

(paragraphes 17(1) et (2), alinéa 23e), paragraphes 24(1), (3) et (4), alinéas 26(2)e) et (3)b) et 27(2)c), e) et f), paragraphe 27(3), sous-alinéa 28(1)c)(i) et alinéas 28(1)d) et 41c) et d))

Liste des substances — programme de surveillance du périmètre

ANNEXE 3

(paragraphe 40(1))

Estimation des rejets de COV — Méthode de calcul

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

arrimée
Se dit de la lecture d’un instrument de surveillance portatif indiquant que la concentration de COV est supérieure à la concentration maximale de COV pouvant être mesurée par cet instrument. (pegged)
concentration mesurée ou CM
Concentration de COV mesurée lors de l’inspection d’une pièce d’équipement au moyen d’un instrument de surveillance portatif, exprimée en ppmv. (screening value or SV)

2 Pour l’application du paragraphe 40(1) du présent règlement, la quantité totale estimée de COV rejetée par les pièces d’équipement de chaque type visé à l’annexe 1 au cours de l’année civile visée par le rapport annuel, exprimée en kilogrammes, est déterminée par l’addition des quantités annuelles estimées de COV rejetées par chaque pièce d’équipement de ce type, déterminées conformément à l’article 4.

3 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le taux de fuite horaire d’une pièce d’équipement d’un type mentionné à la colonne 1 du tableau de la présente annexe, exprimé en kilogrammes par heure (kg/h), correspond :

(2) Sous réserve du paragraphe (3), le taux de fuite horaire d’un petit assemblage d’un type mentionné à la colonne 1 du tableau de la présente annexe correspond :

(3) Le taux de fuite horaire d’une pièce d’équipement à liquide lourd d’un type mentionné à la colonne 1 du tableau de la présente annexe correspond :

(4) Pour l’application des paragraphes (1) à (3), le taux de fuite horaire d’une pièce d’équipement est celui visé aux colonnes 2, 3 ou 4, selon le cas, du tableau de la présente annexe pour le type de pièce d’équipement qui est mentionné :

4 La quantité estimée de COV rejetée par une pièce d’équipement au cours de l’année civile en cause, exprimée en kilogrammes, est déterminée par l’addition des taux de fuite horaires de cette pièce d’équipement visés à l’article 5 pour chaque heure de cette année civile.

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

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

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

TAUX DE FUITE HORAIRE DES PIÈCES D’ÉQUIPEMENT
Article

Colonne 1

Type de pièce d’équipement

Colonne 2

Taux de fuite horaire pour concentration mesurée de zéro (kg/h par pièce d’équipement)

Colonne 3

Taux de fuite horaire pour lecture arrimée (kg/h par pièce d’équipement)

Colonne 4

Taux de fuite horaire déterminé par formule de corrélation (kg/h par pièce d’équipement)
Taux de fuite horaire pour les unités de traitement dont l’activité principale est classifiée sous le code 325 (Fabrication de produits chimiques) du SCIAN
1 Soupapes de gaz 6,60E-07 0,11 1,87E-06 × CM0,873
2 Soupapes de liquide léger 4,90E-07 0,15 6,41E-06 × CM0,797
3 Soupapes de liquide lourd 4,90E-07 0,15 s.o.
4 Compresseurs, dispositifs de détente de pression, agitateurs, pompes à liquide léger 7,50E-06 0,62 1,90E-05 × CM0,824
5 Pompes à liquide lourd 7,50E-06 0,62 s.o.
6 Raccords (autres que des brides) 6,10E-07 0,22 3,05E-06 × CM0,885
7 Brides 3,10E-07 0,084 4,61E-06 × CM0,703
8 Conduites ouvertes 2,00E-06 0,079 2,20E-06 × CM0,704
9 Petits assemblages à gaz 1,65E-05 0,11 s.o.
10 Petits assemblages à liquide léger 1,23E-05 0,15 s.o.
11 Petits assemblages à liquide lourd 1,23E-05 0,15 s.o.
12 Pièces d’équipement autres que celles visées aux articles 1 à 11 4,00E-06 0,11 1,36E-05 × CM0,589
Taux de fuite horaire pour les autres unités de traitement
13 Soupapes de gaz 7,80E-06 0,14 2,29E-06 × CM0,746
14 Soupapes de liquide léger 7,80E-06 0,14 2,29E-06 × CM0,746
15 Soupapes de liquide lourd 7,80E-06 0,14 s.o.
16 Pompes à liquide léger 2,40E-05 0,16 5,03E-05 × CM0,610
17 Pompes à liquide lourd 2,40E-05 0,16 s.o.
18 Raccords (autres que des brides) 7,50E-06 0,03 1,53E-06 × CM0,735
19 Brides 3,10E-07 0,084 4,61E-06 × CM0,703
20 Conduites ouvertes 2,00E-06 0,079 2,20E-06 × CM0,704
21 Petits assemblages 1,95E-04 0,14 s.o.
22 Pièces d’équipement autres que celles visées aux articles 13 à 21 4,00E-06 0,11 1,36E-05 × CM0,589

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

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

Les mesures réglementaires et non réglementaires actuellement en place qui vise à limiter les rejets fugitifs de COV dans les secteurs pétrolier et pétrochimique permettraient de laisser les fuites durer longtemps avant qu’elles ne soient détectées et réparées.

Description : Le Règlement concernant la réduction des rejets de composés organiques volatils (secteur pétrolier) [le Règlement] imposera la mise en œuvre de programmes complets de détection et de réparation des fuites (DERF) aux raffineries de pétrole, aux usines de valorisation et à certaines installations pétrochimiques canadiennes. Les exploitants auront aussi l’obligation de veiller à ce que certaines pièces de l’équipement soient conçues et exploitées de manière à prévenir les fuites, et de surveiller le niveau de certains COV aux périmètres des installations. Le Règlement comprend également des exigences en matière de tenue de registres, de rapports et de vérification par des tiers.

Justification : Dans de nombreux cas, les programmes de DERF existants ne prévoient qu’une seule inspection par composant et par an, bien que le nombre d’inspections de base varie d’une région à l’autre au pays en raison des codes de pratique volontaires (par exemple CCME, ACC) et des exigences provinciales et municipales (par exemple Ontario, Grand Vancouver). Si une fuite commence peu après une inspection annuelle, elle peut continuer à libérer des COV, notamment des GPR, pendant toute une année, dépendamment de la date de la prochaine inspection. Le règlement sur les COV aborde cet enjeu en exigeant davantage d’inspections annuelles et en exigeant la réparation des fuites qui sont jugées supérieures à une certaine quantité, réduisant ainsi la durée pendant laquelle des fuites importantes pourraient continuer. De plus, les dispositions relatives à la modification de l’équipement exigent la mise à niveau d’un sous-ensemble de pièces afin de répondre aux normes conçues pour réduire au minimum les rejets de COV dans l’environnement. Dans l’ensemble, le Règlement permettra de réduire les rejets fugitifs de COV d’environ 90 kilotonnes (kt) et les émissions de gaz à effet de serre (GES) de 120 kt d’équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO2) pour les années 2021 à 2037. Ceci se traduirait par des améliorations de la santé humaine et de la qualité de l’environnement, ainsi que des avantages que les entreprises pourraient tirer des produits récupérés. La valeur actuelle (VA) des avantages est estimée à environ 249,8 millions de dollars, tandis que la VA des coûts est estimée à environ 248,3 millions de dollars, ce qui donne un avantage net de 1,5 million de dollars. Le Règlement est conçu pour s’harmoniser, dans la mesure du possible avec les exigences réglementaires d’autres juridictions, notamment les provinces et les États-Unis. Le Règlement adoptera également une approche de déclaration à guichet unique, dans la mesure du possible, afin de réduire au minimum la charge administrative des installations.

Enjeux

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

La plupart des mesures obligatoires ou volontaires en vigueur pour la gestion des rejets de COV se concentrent sur le contrôle des fuites importantes de certains types de pièces d’équipement. De plus petites fuites sont toutefois également problématiques, car même de faibles concentrations d’éléments cancérigènes des GPR peuvent causer des dommages aux êtres humains. De plus, l’effet cumulatif de plusieurs petites fuites peut mener à des sources significatives de rejets de COV. Les mesures existantes pourraient permettre aux fuites de se poursuivre pendant de longues périodes avant d’être détectées et réparées en raison de la fréquence relativement faible des inspections dans de nombreux cas.

Contexte

Les gaz de pétrole et de raffinerie sont rejetés dans des flux mixtes de COV provenant des fuites fugitives des pièces d’équipement de traitement des installations des secteurs pétrolier et pétrochimiqueréférence 2. Selon les données de l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) de 2014 sur les raffineries concernées, des émissions fugitives provenant des équipements de traitement constituent environ un tiers des émissions totales de COV. Les autres sources de rejets de COV dans les installations de ces secteurs sont notamment les systèmes de traitement des eaux usées, les réservoirs de stockage et les émissions des cheminées.

Gaz de pétrole et de raffinerie et substances cancérigènes

Le Plan de gestion des produits chimiques (PGPC) est une initiative mise en œuvre par le gouvernement du Canada pour réduire les risques posés par les produits chimiques pour les Canadiens et l’environnement. Les GPR constituent un des groupes de produits chimiques qui font partie d’une catégorie d’hydrocarbures légers produits par des installations comme les raffineries et les usines de valorisation. En 2013, 2014 et 2017, le gouvernement du Canada (le gouvernement) a procédé à des évaluations préalables examinées par des pairs de trois groupes différents de GPR et a constaté qu’ils peuvent contenir des cancérigènes connus tels que ceux décrits dans les pages Web suivantes : (ARCHIVÉE) 1,3-butadiène, (ARCHIVÉE) benzène et (ARCHIVÉE) isoprène (substances évaluées et jugées nocives pour la santé humaine par le gouvernement)référence 3. D’après l’INRP, les raffineries, les usines de valorisation et les installations pétrochimiques canadiennes rejettent des composants des GPR dans l’environnement avoisinant, y compris des substances cancérigènes telles que le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène. Une augmentation des rejets de substances cancérigènes par ces installations devrait accroître les risques de cancer pour les Canadiens vivant à proximité de celles-ciréférence 4.

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

Le benzène est connu pour provoquer des cancers, selon les études chez les humains et les animaux de laboratoire. Des études sur le lien entre le benzène et le cancer ont porté principalement sur la leucémie et d’autres cancers des cellules du sang. Le rapport d’évaluation du benzène a démontré que l’analyse des options permettant de réduire l’exposition devrait avoir un haut degré de priorité et que l’exposition devrait être réduite partout dans la mesure du possible.

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

Les évaluations ont conclu que les PRG sont toxiques pour la santé humaine. Il a été reconnu qu’une petite partie de la population générale peut être exposée à ces gaz et à leurs composants cancérigènes à proximité de certaines installations pétrolières. L’objectif de santé humaine de la gestion des PRG est de réduire au minimum l’exposition humaine dans toute la mesure du possible.

Composés organiques volatils

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

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

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

Les données épidémiologiques continuent de confirmer les observations antérieures de dommages liés aux particules et aux P2,5référence 6. Elles confirment notamment le risque de mort lié à l’exposition à long terme aux P2,5 et le lien avec des effets cardiaques néfastes causés tant par des expositions aiguës que chroniques. De plus, il existe une relation robuste entre les P2,5 et la mortalité attribuable au cancer du poumon. Les recherches semblent indiquer que les P2,5 sont liées à la morbidité en raison d’un éventail d’effets négatifs, notamment les symptômes respiratoires, la bronchite (aiguë et chronique), l’exacerbation de l’asthme et d’autres effets sur l’appareil respiratoire. Ces effets font augmenter le nombre de jours d’activités restreintes, les consultations aux urgences, les hospitalisations et les décès prématurés.

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

Les particules s’accumulent parfois sur les surfaces et altèrent leurs caractéristiques optiques. Elles peuvent également réduire la visibilité en bloquant le passage direct de la lumière solaire dans l’atmosphère et en la dispersant.

Installations touchées dans les secteurs pétrolier et pétrochimique

Ce règlement s’appliquera à vingt-cinq installations. Ces installations produisent des produits pétroliers liquides en traitant (par distillation) du pétrole brut ou du bitume, des mélanges de pétrole brut ou de bitume et d’autres composés d’hydrocarbures, ou encore des charges d’alimentation partiellement raffinées dérivées du pétrole brut ou du bitume. Elles comprennent 18 raffineries de pétrole, cinq usines de valorisation et deux installations pétrochimiques.

Le Règlement s’appliquera à dix-huit raffineries, dont l’une a commencé ses activités en 2017. Elles sont situées dans sept provinces, avec une majorité en Alberta et en Ontario. Ces raffineries fabriquent des carburants de transport, principalement l’essence, par le traitement du pétrole brut classique ou du pétrole brut synthétique (PBS). Elles produisent aussi certains mazouts de chauffage domestique, des lubrifiants, le mazout lourd, l’asphalte routier et des charges d’alimentation destinées aux usines pétrochimiques. La plupart de ces produits raffinés approvisionnent le marché canadien, mais certains sont exportés, surtout aux États-Unis.

Il existe cinq usines de valorisation au Canada, dont quatre sont situées en Alberta et une en Saskatchewan. Une installation de valorisation supplémentaire en Alberta a fermé ses portes en raison d’une explosion en 2016. La date de reprise des activités de cette installation n’est pas claire, c’est pourquoi elle a été exclue de l’analyse. Les usines de valorisation transforment le bitume ou le pétrole lourd principalement en pétrole brut synthétique, mais aussi en produits pétroliers raffinés tels que le diesel et le kérosèneréférence 7. La plupart des installations sont intégrées ou associées aux procédés d’extraction des sables bitumineux. La majeure partie du PBS est exportée vers les États-Unis, bien qu’une partie soit transportée vers des raffineries nationales.

Deux installations pétrochimiques exploitées de manière intégrée avec des raffineries ou des usines de valorisation seront soumises au Règlement, l’une en Ontario et l’autre en Alberta. Les installations pétrochimiques convertissent des charges d’alimentation de pétrole raffiné, du gaz naturel ou des liquides de gaz naturel en produits pétrochimiques de base utilisés dans la fabrication de produits industriels et de consommation variés, comme des plastiques. Les produits pétrochimiques comptent l’éthylène, le styrène, le propylène, le benzène et le butadiène. Ces produits sont soit vendus à des usines de fabrication de produits chimiques au Canada, soit exportés (surtout aux États-Unis).

Contrôle des rejets fugitifs de COV au Canada

Les programmes de détection et de réparation de fuites constituent la meilleure pratique pour contrôler efficacement les rejets fugitifs de COVréférence 8 des installations pétrolières et pétrochimiques selon l’expérience de l’industrie et d’autres organismes de réglementation. La plupart des installations visées par le projet de règlement ont déjà mis en œuvre des programmes de DERF sous une forme ou une autre.

Afin de traiter les COV en tant que précurseurs du smog, le Conseil canadien des ministres de l’environnement (CCME) a publié un code de pratique volontaire en 1993 (le Code du CCME)référence 9. Ce code visait à établir une méthode cohérente de contrôle des fuites fugitives de COV provenant des pièces d’équipement au moyen de programmes de DERF. Il recommande une inspection par an de la plupart des pièces de l’équipement telles que les soupapes et les pompes et quatre inspections par an pour les compresseurs, qui présentent un risque plus élevé de fuites. Le Code du CCME recommande également une utilisation d’instruments de surveillance portables (« renifleurs ») pour l’inspection conformément à la méthode 21 de l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA)référence 10. Selon le Code du CCME, une fuite est considérée comme « importante » lorsque la concentration de COV mesurée à la source est supérieure ou égale à 10 000 parties par million en volume (ppmv). Le Code du CCME recommande la réparation des fuites importantes dans les 15 jours suivant leur détection.

Un certain nombre d’organismes de réglementation provinciaux et municipaux, ainsi qu’une association de l’industrie, se sont par la suite fondés sur le Code du CCME pour élaborer leurs propres mesures de contrôle. Par exemple, les exigences du district régional du Grand Vancouver en matière d’inspection sont identiques à celles du Code du CCME; toutefois, les fuites des pièces d’équipements à 1 000 ppmv ou plus doivent être réparées dans les 90 jours suivant la détectionréférence 11.

Le Règlement sur l’assainissement de l’atmosphère du Québec exige des inspections trimestrielles des pompes, des agitateurs et des compresseurs durant les mois d’avril à décembre, mais des inspections annuelles pour d’autres pièces d’équipements, à quelques exceptions prèsréférence 12. Le seuil de fuite importante est établi à 1 000 ppmv pour les pièces d’équipements qui contiennent toute proportion de benzène ou de butadiène et à 10 000 ppmv pour les autres cas. Si une fuite a une concentration de 10 % ou plus de benzène ou de butadiène, elle doit être réparée dans les 15 jours suivant la détection. Si une fuite a une concentration de benzène ou de butadiène moins de 10 %, elle doit être réparée dans les 45 jours suivant la détection.

Les normes sectorielles de l’Ontario pour les raffineries de pétrole et les installations pétrochimiquesréférence 13 exigent trois inspections par an pour les pièces d’équipement qui sont en contact avec des fluides contenant certains niveaux de benzène ou de 1,3-butadiène. Les limites maximales de benzène ou de 1,3-butadiène seront revues à la baisse au fil du temps, ce qui fera augmenter le nombre de pièces d’équipements soumis à l’inspection. Le délai autorisé pour réparer les fuites ayant une concentration de 1 000 ppmv ou plus dépend de la concentration de la fuite, et il diminue avec le temps. De plus, un instrument de surveillance portatif doit être utilisé lors d’au moins une inspection par année, tandis que les instruments optiques de visualisation des gaz sont autorisés pour d’autres inspections. En plus de la DERF, les normes exigent que la concentration de benzène rejeté dans l’air par une raffinerie et la concentration de benzène et de 1,3-butadiène rejetés dans l’air par une installation pétrochimique soient mesurées. Il est nécessaire d’installer entre six et douze points d’échantillonnage dans l’installation pour échantillonner l’air ambiant en continu pendant une période de deux semaines.

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

Contrôle des rejets fugitifs de COV aux États-Unis

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

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

Depuis 2018, les raffineries américaines sont tenues de mettre en œuvre un programme de surveillance du périmètre pour mesurer la concentration de benzène au périmètre de l’installation et prendre des mesures correctives si la concentration dépasse une limite définie. Les procédures de collecte et d’analyse d’échantillons pour déterminer la concentration en benzène sont exposées dans les méthodes 325A et 325B de l’EPAréférence 16,référence 17.

En plus d’être visées par des règlements fédéraux, environ 112 raffineries américaines sont visées par des jugements convenus en vertu de la Petroleum Refinery Initiative de l’EPAréférence 18. Ces jugements convenus comprennent des mesures supplémentaires spécifiques aux installations pour traiter les rejets de COV, notamment les exigences de DERF qui sont plus strictes que les règlements fédéraux américains. De nombreux états (dont la Californie, le Texas et la Louisiane) ont également mis en œuvre leurs propres règlements.

Objectif

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

Description

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

Parallèlement au Règlement, le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [le règlement de désignation] sont en cours de modificationréférence 19. La modification désigne certaines dispositions du Règlement qui sont soumises à un régime d’amendes accrues après une condamnation pour une infraction qui cause ou qui risque de causer des dommages à l’environnement, ou qui constitue une entrave à l’exercice d’un pouvoir.

Programme de DERF

Le Règlement exigera que les exploitants d’installations établissent et mettent en œuvre un programme de DERF, lequel comprendra la tenue d’un inventaire de pièces d’équipement, la réalisation d’inspections et le colmatage des fuites.

Exigences préventives concernant les pièces d’équipement

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

Surveillance du périmètre

Le Règlement exigera que les exploitants d’installations définissent des sites de surveillance autour du périmètre des installations et effectuent un échantillonnage selon des méthodes et des délais précis. Les exploitants peuvent choisir de se conformer aux exigences du programme de surveillance du périmètre présenté ci-dessous ou de soumettre une demande de modification ou de substitution du programme de surveillance du périmètre. En vertu du programme réglementaire, les exigences concernant le nombre et l’emplacement des sites d’échantillonnage, la fréquence des prélèvements d’échantillons, l’échantillonnage et les analyses en laboratoire correspondent aux éléments des méthodes 325A et 325B de l’EPA des États-Unis.

Autres exigences

Le Règlement exigera que les exploitants d’installations tiennent à jour des registres et présentent des rapports annuels et des rapports de vérification réalisés par de tierces parties.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Depuis de nombreuses années, les intervenants, les peuples autochtones et les représentants des gouvernements fédéral, provinciaux et municipaux participent activement à l’élaboration de mesures visant à réduire les rejets fugitifs de COV, et ils fournissent de la rétroaction dans le cadre de l’évaluation des GPR réalisée en vertu du PGPC.

Consultations préliminaires — 2003 à 2016

Les consultations visant à examiner et à mettre à jour le Code du CCME et à harmoniser ce dernier avec les mesures réglementaires de l’EPA des États-Unis ont débuté en 2003. Au fil des ans, des discussions avec les intervenants ont mis en évidence le besoin d’adopter une stratégie commune de réduction des rejets de COV dans le secteur pétrolier et pétrochimique. De façon générale, l’industrie a appuyé l’idée d’instaurer un programme de DERF « intelligent » qui autorise l’utilisation d’instruments optiques de visualisation des gaz pour détecter les fuites. D’autres consultations tenues en 2015 et 2016 ont mené à l’élaboration du projet de règlement dans le but de réduire les rejets fugitifs, lequel a été publié en mai 2017.

Consultations sur le projet de règlement — mai à juillet 2017

Le projet de règlement, accompagné d’un résumé de l’étude d’impact de la réglementation décrivant les consultations préliminaires et les consultations préalables à la publication, a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 27 mai 2017. La publication du projet de règlement a été suivie d’une période de consultation de 60 jours. Au cours de cette période, le Ministère a reçu des commentaires écrits de 25 organisations, dont sept sociétés pétrolières, quatre associations de l’industrie, quatre consultants et fournisseurs de technologies, trois organisations non gouvernementales (ONG), trois gouvernements provinciaux, deux administrations municipales et deux peuples autochtones, soit la Première Nation Aamjiwnaang et la Nation Tsleil-Waututh.

Les représentants du Ministère ont rencontré directement plusieurs organisations afin de discuter de leurs questions et de leurs commentaires. Ils se sont également engagés à tenir compte des commentaires reçus après l’échéance de la période de consultation publique de 60 jours. En outre, le Ministère a poursuivi ses rencontres avec les peuples autochtones, les gouvernements provinciaux et l’industrie jusqu’à la fin de 2017.

De façon générale, les gouvernements provinciaux et les administrations municipales ont appuyé le Règlement. La rétroaction des peuples autochtones, de l’industrie, des ONG, des consultants et des fournisseurs de technologies portait sur différents aspects du projet de règlement et visait à modifier certaines exigences.

Au nombre des éléments clés mis en évidence dans les commentaires figuraient l’inventaire des pièces d’équipement, la surveillance du périmètre, la tenue de registres, la production de rapports, la vérification et le moment de l’entrée en vigueur des exigences. Après l’examen des commentaires reçus, le Ministère a apporté plusieurs changements au Règlement et à l’analyse coûts-avantages. Les principaux changements sont décrits dans les commentaires et les réponses qui suivent.

Règlement

Commentaire no 1 : Installations et sources visées

Les peuples autochtones, les gouvernements provinciaux et les intervenants de l’industrie ont demandé pourquoi certaines installations (par exemple des usines de fabrication de produits chimiques) n’étaient pas assujetties au Règlement, et comment seraient réglementées les sources de rejets de COV autres que celles provenant de pièces d’équipement qui fuient.

Réponse no 1

Un des objectifs du Règlement consiste à réduire les risques que présentent les GPR, notamment les composés comme le 1,3-butadiène, pour les Canadiens. Ainsi, le Règlement vise des sources et des installations spécifiques susceptibles de rejeter des GPR, selon les évaluations préalables du PGPC. Ces installations comprennent les usines de valorisation et les raffineries de pétrole ainsi que les installations pétrochimiques adjacentes et intégrées à ces installations. Dans ces dernières, les sources visées sont les pièces d’équipement qui fuient.

Bien que le Règlement vise les sources de GPR et les installations susceptibles de rejeter des GPR, de futures initiatives réglementaires pourraient être prises dans le cadre du champ d’application du Règlement afin de traiter des rejets de COV additionnels. Par exemple, les évaluations préalables d’autres substances pétrolières (comme les condensats de gaz naturel), effectuées dans le cadre du PGPC, ont identifié d’autres sources de COV, notamment les réservoirs de stockage et certaines activités de chargement et de déchargement. Le document sur l’Approche de gestion des risques pour les condensats de gaz naturel propose un règlement d’application de la LCPE pour réduire les émissions atmosphériques fugitives et les émissions par évaporation non comprises dans le Règlement (comme celles provenant des réservoirs de stockage et des activités de chargement et de déchargement).

Commentaire no 2 : Portée des pièces d’équipement visées par le Règlement

Les intervenants de l’industrie ont recommandé d’exclure du programme de DERF les pièces d’équipement de petit diamètre, les pièces d’équipement à liquide lourd et les pièces d’équipement difficiles d’accès. Selon eux, procéder à l’inventaire des pièces d’équipement de petit diamètre exige beaucoup de temps compte tenu du fait que celles-ci génèrent peu d’émissions, que les pièces d’équipement à liquide lourd génèrent peu d’émissions et sont déjà examinées dans le cadre des inspections quotidiennes effectuées par les exploitants et que les pièces d’équipement à accès limité sont difficiles à inspecter. Les intervenants de l’industrie ont recommandé que les pièces d’équipement recouvertes de matériau isolant ou se trouvant à plus de deux mètres d’une surface fixe permanente soient inspectées au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, sauf si celui-ci ne donne pas un bon aperçu des pièces d’équipement.

Les intervenants de l’industrie ont souligné que, si le projet de règlement était adopté tel quel, il leur faudrait mettre à jour les inventaires et ajouter des pièces d’équipement à la base de données existante du programme de DERF. Ils ont aussi indiqué que l’ajout de ces pièces d’équipement pourrait exiger des efforts considérables et ont proposé des mesures visant à réduire la charge de travail. En premier lieu, ils ont proposé que les brides et les raccords soient comptabilisés dans l’inventaire à l’aide de méthodes d’estimation plutôt qu’au moyen d’un identificateur unique. Dans tous les cas, les pièces d’équipement individuelles présentant des fuites se verraient attribuer un identificateur unique pour faciliter le suivi et la réparation des fuites. En deuxième lieu, ils ont recommandé l’emploi du mot « pertinent » plutôt que du mot « exact » pour décrire l’inventaire, et l’établissement de l’inventaire dans le cadre d’un système de gestion (par opposition à la nécessité d’établir un inventaire exact).

Réponse no 2

Le Ministère a examiné les renseignements présentés par l’industrie sur le pourcentage des émissions issues des petites pièces d’équipement à partir d’échantillons prélevés dans des raffineries des États-Unis. Selon les renseignements fournis, les petites pièces d’équipement (dont le diamètre est inférieur à ¾ po) représentent environ le tiers des pièces d’équipement inspectées dans le cadre d’un programme de DERF et contribuent aux émissions de COV dans une proportion allant de 10 à 25 %. Comme les petites pièces d’équipement contribuent aux émissions, le Ministère continue d’exiger qu’elles soient inspectées dans le cadre du programme de DERF. Le Ministère reconnaît que les inventaires de pièces d’équipement augmenteront lorsque les petites pièces d’équipement y seront ajoutées, et c’est pourquoi il a mis au point une méthode efficace pour les ajouter au programme de DERF. Le Règlement autorisera le regroupement de 25 petites pièces d’équipement de petit diamètre qui pourront être inscrites comme faisant partie d’un petit assemblage dans l’inventaire et permettra également la réalisation d’une inspection unique du groupe au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz.

Le Ministère reconnaît que les émissions provenant des pièces d’équipement à liquide lourd sont inférieures à celles provenant des pièces d’équipement du même type utilisées pour les liquides légers, et que les instruments de surveillance portatifs et les instruments optiques de visualisation des gaz ne permettent pas de détecter efficacement les fuites de liquides lourds. Afin de tenir compte de ces différences, le Ministère a modifié le Règlement de manière à exiger la réalisation d’inspections visuelles pour détecter la présence de gouttes de liquide dans les pièces d’équipement à liquides lourds. Cette modification permettra de réduire les coûts, puisque ces inspections n’exigent aucun instrument de surveillance portatif ni instrument optique de visualisation des gaz.

Il sera difficile d’inspecter de nombreuses pièces d’équipement au moyen d’un instrument de surveillance portatif ou d’un instrument optique de visualisation des gaz, puisque celles-ci sont recouvertes de matériaux isolants ou ne sont pas accessibles à partir d’une surface fixe. Afin de faciliter l’inspection de ces pièces difficiles d’accès, le Ministère a modifié le Règlement de manière à permettre l’inspection de pièces d’équipement recouvertes de matériaux isolants au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz dans toutes les installations où des COV peuvent être rejetés, y compris aux extrémités ou aux points d’accès du matériau isolant. Le Ministère a également assoupli les exigences du Règlement en ce qui concerne les pièces d’équipement dont l’accès est difficile (celles situées à plus de deux mètres au-dessus d’une surface d’appui permanente), lesquelles devront être inspectées une seule fois par année jusqu’au 31 décembre 2026 de manière à accorder aux exploitants d’installations suffisamment de temps pour améliorer l’accessibilité à ces pièces d’équipement. À compter de 2027, toutes les pièces d’équipement devront être inspectées trois fois par année.

Commentaire no 3 : Répartition des inspections tout au long de l’année civile

Une Première Nation a indiqué que l’intervalle de 90 jours proposé entre chacune des trois inspections effectuées au cours de l’année était approprié, car cela permet de répartir plus également les inspections durant l’année civile.

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que l’intervalle de 90 jours proposé entre les inspections serait difficile à respecter en cas d’interruptions aux fins d’entretien ou de délais liés à la fermeture. En conséquence, ils proposent que l’intervalle soit réduit à 45 jours.

Réponse no 3

Le Ministère a examiné les commentaires de la Première Nation et de l’industrie, et a révisé le Règlement de manière à exiger que chacune des trois inspections soit réalisée dans un délai allant d’un à six mois après l’inspection précédente. Cette façon de faire permet d’optimiser le temps écoulé entre les inspections lorsque les températures ambiantes se situent dans la plage de fonctionnement de l’équipement d’inspection et augmente les possibilités d’effectuer les inspections en dehors des périodes d’entretien.

Commentaire no 4 : Méthode d’estimation si la fuite n’est pas mesurée avant la réparation d’une pièce d’équipement visée

Les intervenants de l’industrie ont déclaré que les exploitants ne devraient pas être tenus de mesurer et de quantifier une fuite avant de la colmater. Ils ont demandé à ce que le Ministère leur permette d’utiliser une valeur « arrimée » pour quantifier la fuite.

Réponse no 4

Le Ministère a envisagé la possibilité d’estimer la concentration des fuites à l’aide d’une valeur arrimée et a déterminé que cette façon de faire donnerait lieu à une surestimation excessive des émissions. Cependant, le Ministère reconnaît qu’il n’est peut-être pas toujours sécuritaire de mesurer la concentration d’une fuite avant que la pièce d’équipement visée soit réparée, et a donc ajouté une exception pour préciser qu’une fuite n’a pas à être quantifiée avant d’être colmatée si les conditions ne sont pas sécuritaires (par exemple si la réparation doit avoir lieu immédiatement en raison d’un risque d’incendie ou d’explosion).

Commentaire no 5 : Échéancier pour assurer la conformité à la réglementation

Citant l’expérience de l’Ontario et des États-Unis, les intervenants de l’industrie ont souligné qu’un délai de six mois ne constitue pas un délai raisonnable pour assurer la conformité aux exigences en matière de surveillance du périmètre. Par conséquent, ils ont proposé un échéancier de deux ans suivant la publication du règlement final dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les intervenants de l’industrie ont également indiqué que la mise à jour de l’inventaire dans le cadre du programme de DERF, conformément aux exigences du Règlement, pourrait nécessiter une année et que le Ministère devrait accorder une période de 36 mois pour la modification de certaines pièces d’équipement aux fins de conformité.

Réponse no 5

Le Ministère maintient l’exigence relative à la mise en œuvre du programme de DERF dans un délai de 18 mois, car cela accorde à l’industrie suffisamment de temps pour dresser un inventaire complet. Cependant, afin de faciliter la mise en œuvre du programme pour l’industrie au cours de la période de transition, le Règlement comporte des exigences moins rigoureuses en matière de réparation (10 000 ppmv plutôt que 1 000 ppmv) et d’inspection des pièces d’équipement difficiles d’accès (une fois par année plutôt que trois fois par année), jusqu’au 31 décembre 2026.

Le Ministère a révisé l’échéancier de mise en œuvre du programme réglementaire de surveillance du périmètre, le faisant passer de 6 mois à 18 mois, afin de tenir compte du temps nécessaire pour planifier les emplacements de surveillance en consultation avec les parties concernées, ainsi que pour l’installation et la mise en service de l’équipement de surveillance. Par ailleurs, si un exploitant a présenté au ministre une demande de permis pour la mise en œuvre d’un programme de surveillance du périmètre modifié ou de remplacement, il disposera de 6 mois pour mettre en œuvre le programme après la délivrance d’un permis.

Commentaire no 6 : Définition et quantification des émissions de COV

Les intervenants de l’industrie ont proposé d’utiliser la pression de vapeur pour définir les COV dans le Règlement (à l’instar de ce qui figure dans les définitions des termes « fonctionnement avec liquide dense » et « fonctionnement avec liquide léger » dans le Code du CCME). Comme solution de rechange, les intervenants de l’industrie ont également proposé de régler la question en définissant en quoi consiste un « liquide lourd » et en exemptant de l’inspection les pièces d’équipement à liquide lourd.

Réponse no 6

Le Ministère a modifié le Règlement en ajoutant la définition de « liquide lourd » et de « liquide léger » et en excluant les pièces d’équipement à liquide lourd de l’inspection au moyen d’un instrument de surveillance portatif ou d’un instrument optique de visualisation des gaz. Une fuite d’au moins trois gouttes par minute sur les pièces d’équipement à liquide lourd sera considérée comme une fuite importante.

Commentaire no 7 : Détermination de l’emplacement des pièces d’équipement (GPS)

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que l’utilisation du GPS n’est pas une méthode appropriée pour déterminer l’emplacement des pièces d’équipement dans une installation. Ils ont expliqué que leurs membres utilisent des diagrammes de la tuyauterie et des instruments, ainsi que des repères physiques ou visuels pour déterminer l’emplacement des pièces d’équipement. Ils se disent également ouverts à l’idée d’utiliser des photographies comme méthode de détermination de l’emplacement des pièces d’équipement.

Réponse no 7

Le Ministère a modifié le Règlement de sorte que l’utilisation d’un GPS pour déterminer l’emplacement de pièces d’équipement n’est maintenant plus exigée. Les exploitants doivent maintenant consigner l’emplacement de leur équipement au sein de l’unité de traitement en utilisant les méthodes qui conviennent le mieux à leur installation.

Commentaire no 8 : Dossiers d’inspections effectuées au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz n’ayant révélé aucune fuite

Les intervenants de l’industrie ne voyaient aucun avantage à conserver les dossiers d’inspections effectuées au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz et n’ayant révélé aucune fuite. Ils ont proposé que le Ministère autorise les exploitants à élaborer un système de gestion qui leur permettrait de démontrer que les relevés ont bel et bien été pris sans devoir conserver tous les enregistrements vidéo.

Réponse no 8

Les exploitants sont tenus de conserver les dossiers d’inspections effectuées au moyen d’un instrument de surveillance portatif et d’un instrument optique de visualisation des gaz. Les dossiers relatifs à un instrument de surveillance portatif se présentent sous la forme d’une base de données indiquant les pièces d’équipement et la concentration de la fuite correspondante. Les dossiers relatifs à un instrument optique de visualisation des gaz se présentent sous la forme d’une photo ou d’une vidéo. Le Ministère reconnaît que l’entreposage des photos et des vidéos exige davantage d’espace de stockage que les bases de données de concentrations. Afin de réduire au minimum les coûts associés aux besoins accrus en matière de stockage de données, le Ministère a révisé le Règlement; plutôt que d’exiger une vidéo de chaque inspection (c’est-à-dire trois vidéos par année pour la plupart des pièces d’équipement), les exploitants doivent maintenant conserver une photo de chaque inspection et une vidéo d’une inspection pour chaque pièce d’équipement par année.

Commentaire no 9 : Surveillance du périmètre — substances devant être mesurées

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que l’obligation de mesurer la concentration totale de COV conservables figurant dans le projet de règlement suscitait la confusion parce qu’aucune procédure n’a été établie pour déterminer cette concentration en laboratoire. Les intervenants de l’industrie ont recommandé que seules les concentrations de benzène et de 1,3-butadiène soient mesurées dans le périmètre, étant donné qu’elles peuvent être mesurées à l’aide de procédures définies et comparées aux normes de qualité de l’air.

Réponse no 9

Pour préciser clairement quelles substances doivent être mesurées dans le périmètre, l’obligation de mesurer la concentration totale de COV conservables a été remplacée par l’obligation de mesurer les concentrations de benzène, d’éthylbenzène, de 1,3-butadiène, de toluène, de m,p-xylène et d’o-xylène. Des procédures d’analyse en laboratoire et des taux d’absorption dans les tubes d’échantillonnage ont été établis pour ces substances.

Commentaire no 10 : Innovation et technologies de rechange

Les intervenants de l’industrie, les consultants et les fournisseurs de technologies ont recommandé que le Règlement autorise des approches et des technologies de rechange si elles donnent des résultats équivalents. Ils ont souligné que la DERF et la surveillance du périmètre sont des approches émergentes et ont recommandé que le Règlement donne la possibilité au gouvernement d’approuver des approches de rechange.

Réponse no 10

Pour la DERF, le Règlement autorise l’utilisation d’instruments de surveillance portatifs ou d’instruments optiques de visualisation des gaz, nouvelles technologies de détection des fuites éprouvées. L’utilisation d’un instrument optique de visualisation des gaz est fortement soutenue par l’industrie et l’Ontario.

En ce qui concerne la surveillance du périmètre, le Règlement exige l’utilisation de tubes d’échantillonnage à diffusion passive pour surveiller la concentration de certains COV sur le périmètre d’une installation. Dans la version révisée du Règlement, deux autres options de surveillance du périmètre sont ajoutées. Selon la première option, l’exploitant d’une installation fait une demande de permis auprès du ministre pour l’établissement d’un programme modifié de surveillance du périmètre. Dans un programme modifié, il est permis d’utiliser un nombre différent de tubes d’échantillonnage à diffusion passive et de placer ceux-ci à des endroits différents sur le périmètre. Selon la deuxième option, l’exploitant fait une demande de permis auprès du ministre pour l’établissement d’un programme de rechange de surveillance du périmètre. Dans un programme de rechange, une technologie de rechange pour mesurer la concentration de certains COV sur le périmètre peut être utilisée. Dans les deux options, le programme modifié ou de rechange doit être au moins aussi efficace qu’un programme régulier pour mesurer les concentrations de certains COV.

Commentaire no 11 : Exigences relatives à la vérification

Les intervenants de l’industrie n’ont pas appuyé l’exigence concernant les vérifications annuelles par des tiers, car ils sont d’avis que cette exigence entraînerait le dédoublement des rapports, imposerait des coûts additionnels et constituerait un désavantage concurrentiel pour les installations canadiennes par rapport à leurs homologues étatsuniens. Ils ont donc recommandé de supprimer du Règlement l’exigence concernant les vérifications annuelles par des tiers.

Réponse no 11

Le Ministère a réduit le fardeau sur l’industrie en diminuant la fréquence des vérifications d’une fois par année à une fois tous les quatre ans. Les vérifications sont généralement réalisées à cette fréquence dans les raffineries des États-Unis.

Commentaire no 12 : Stations météorologiques

Les intervenants de l’industrie ont fait remarquer que le projet de règlement ne permettait pas à des installations de partager une station météorologique. Ils ont soutenu qu’il n’était pas nécessaire qu’une installation maintienne sa propre station météorologique si une station commune existait dans la région. Ils ont proposé que le Règlement soit modifié de manière à permettre l’utilisation d’une station météorologique située dans un rayon de 40 km de l’installation, ce qui assurerait l’harmonisation avec la réglementation de l’EPA des États-Unis.

Réponse no 12

Le Ministère a révisé le Règlement afin d’autoriser l’utilisation d’une station météorologique se trouvant dans un rayon de 40 km de l’installation. Quel que soit l’emplacement, la station météorologique doit être conforme aux exigences prévues dans la méthode 325A de l’EPA des États-Unis (par exemple les procédures d’étalonnage et de normalisation des mesures météorologiques).

Commentaire no 13 : Seuil de fuite

Les intervenants de l’industrie ont indiqué que la baisse du seuil de fuite, de 10 000 ppmv à 1 000 ppmv, causera un fardeau considérable sur le plan des coûts.

Réponse no 13

En 2015, le Ministère a reconnu la pertinence des commentaires des intervenants de l’industrie selon lesquels un seuil de fuite de 500 ppmv (seuil envisagé à l’époque) par rapport à un seuil de 1 000 ppmv permettrait seulement de faibles réductions de rejets de COV additionnelles, tout en augmentant les coûts de réparation (un plus grand nombre de fuites détectées signifie un plus grand nombre de réparations nécessaires). Par conséquent, le Ministère a révisé le seuil de fuite et l’a établi à 1 000 ppmv. Il a également accepté les commentaires émis par des intervenants de l’industrie en 2017, commentaires soulignant qu’un seuil de fuite de 1 000 ppmv par rapport à un seuil de 10 000 ppmv permettrait seulement de faibles réductions de rejets de COV additionnelles, tout en entraînant des coûts plus élevés. Pour alléger les exigences du Règlement, le Ministère a adopté un seuil de fuite de 10 000 ppmv, autorisé jusqu’au 31 décembre 2026, qui décroîtrait par la suite jusqu’à s’établir à 1 000 ppmv. Ces seuils sont moins stricts que ceux des États-Unis. En conséquence, la mise en œuvre de cette baisse de seuil ne créera pas un désavantage sur le plan des coûts pour les installations canadiennes.

Analyse coûts-avantages

Commentaire no 1 : Coûts estimés des modifications de l’équipement

Les intervenants de l’industrie ont déclaré que le Ministère avait grandement sousestimé les coûts des modifications à apporter aux pièces d’équipement pour assurer la conformité aux exigences préventives concernant les pièces d’équipement. Ils ont proposé de nouvelles estimations : de 200 000 $ à 800 000 $ pour les compresseurs non munis d’un système d’évent fermé ou d’un système à fluide de barrage; 800 $ pour les conduites ouvertes non dotées d’un couvercle; de 20 000 $ à 85 000 $ pour les raccords d’échantillonnage ne respectant pas les exigences relatives aux pièces d’équipement. Aucune nouvelle estimation des coûts des modifications n’a été proposée pour les dispositifs de détente de pression.

Réponse no 1

Le Ministère a mené une revue de la littérature pour vérifier les coûts estimés dans l’analyse coûts-avantages de la Partie I de la Gazette du Canada (GCI) du projet de règlement. Après cette revue, le Ministère a convenu que les coûts estimés des modifications des pièces d’équipement figurant dans la GCI ne tenaient pas adéquatement compte des coûts de main-d’œuvre ainsi que d’autres coûts d’ingénierie (tels que ceux associés à l’échafaudage, à l’isolation, à la tuyauterie, à la démolition, à l’orientation de l’entrepreneur, à la mobilisation, à l’obtention de permis et aux frais généraux). Ainsi, le Ministère a utilisé un facteur de Lang de 5,12 (obtenu de Wolf, 2011 [disponible en anglais seulement]) pour ajuster les coûts liés à l’équipement figurant dans la GCI pour tenir compte des coûts additionnels. Les coûts ajustés des modifications aux pièces d’équipement étaient relativement proches des estimations fournies par les intervenants de l’industrie.

Commentaire no 2 : Taux d’inspection des instruments optiques de visualisation des gaz

Dans l’analyse coûts-avantages du projet de règlement, le Ministère a proposé une vitesse d’inspection des instruments optiques de visualisation des gaz de 30 pièces d’équipement par minute, d’après les études de référence accessibles. Toutefois, les intervenants de l’industrie ont jugé cette vitesse trop élevée et ont proposé qu’elle soit de 1 à 3 pièces d’équipement par minute, d’après leur expérience sur le terrain.

Réponse no 2

Pour répondre à ce commentaire, le Ministère a examiné les taux d’inspection ayant cours dans des raffineries de l’Ontario dans le cadre d’un projet pilote. Les taux d’inspection tirés de cette étude sont fondés sur le fait que, lors de la plupart des inspections, il est possible d’inspecter plus d’une pièce à la fois. En tenant compte de ce constat, le Ministère considère qu’un taux de 7 pièces d’équipement par minute est plus réaliste et représentatif de l’expérience sur le terrain au Canada. Ce taux d’inspection tient compte de la difficulté à accéder à certaines pièces d’équipement en raison de leur emplacement ou de toute autre raison, de même que du temps d’inactivité et du temps de préparation.

Consultation sur le projet de règlement — août 2017 à décembre 2019

Les consultations avec les intervenants et les partenaires ont continué après la période de consultation de 60 jours suivant la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada. Plus précisément, entre août 2017 et décembre 2019, le Ministère a tenu des consultations avec des gouvernements infranationaux, des partenaires autochtones, des ONG et des intervenants de l’industrie. En octobre 2019, tous les intervenants et partenaires ont été avisés qu’ils pouvaient s’attendre à la publication du Règlement au printemps 2020. Certains intervenants ont indiqué au Ministère qu’ils lui étaient reconnaissants des efforts déployés pour finaliser le Règlement, efforts qui pourraient assurer une certitude sur le plan de la réglementation. Un résumé des résultats du processus de consultation se trouve ci-après.

Gouvernements infranationaux

Tout au long de la période de consultation, les administrations provinciales et municipales ont indiqué appuyer le Règlement dans son ensemble. Par exemple, le Ministère a discuté du Règlement, par téléconférences, avec des représentants de l’Alberta en octobre 2017, en juin 2018 et en mars 2019. En novembre 2017, le Ministère a tenu une téléconférence avec des représentants de l’Ontario, et a continué de collaborer avec eux dans le cadre de projets de collaboration sur la détection et la réparation de fuites et la surveillance du périmètre. Les représentants de l’Ontario ont indiqué que le Règlement compléterait les normes techniques de l’Ontario pour le raffinage du pétrole et la production pétrochimique. Le gouvernement de la Saskatchewan et les municipalités de Montréal et de Metro Vancouver ont également appuyé le Règlement à la suite de la publication du projet de règlement. Les administrations provinciales et municipales ont reçu des mises à jour par courriel en octobre 2018 et en novembre 2019, mais n’ont pas fourni de commentaires.

Partenaires autochtones

La Première Nation Aamjiwnaang, à Sarnia, a exprimé ses préoccupations quant au délai de mise en œuvre du Règlement définitif, et aux répercussions sur la santé de la pollution atmosphérique produite par les raffineries et les installations pétrochimiques voisines et sur la qualité de l’air à Sarnia. La Nation Tsleil-Waututh a indiqué son soutien pour le Règlement, mais a recommandé que l’on prenne également en considération d’autres sources de COV, comme les réservoirs de stockage. La Nation Tsleil-Waututh et d’autres partenaires autochtones ont reçu des mises à jour sur le Règlement en octobre 2018 et novembre 2019, mais n’ont pas transmis de commentaires.

Organisations non gouvernementales

Des organisations non gouvernementales (Réseau canadien pour la santé humaine et l’environnement, Saint John Citizens Coalition for Clean Air et Victims of Chemical Valley) ont indiqué leur soutien au Règlement à la suite de la publication du projet de règlement, mais ont recommandé que l’on prenne également en considération d’autres sources de COV, comme les réservoirs de stockage. Les ONG ont reçu des mises à jour sur le Règlement en octobre 2018 et novembre 2019, mais n’ont pas transmis de commentaires.

Intervenants de l’industrie

Le Ministère a mené de vastes consultations auprès de l’Association canadienne des carburants, de l’Association canadienne des producteurs pétroliers et de l’Association canadienne de l’industrie de la chimie pour discuter des commentaires de leurs membres sur le Règlement et les informer de la situation relative au Règlement. Le Ministère a reçu des commentaires positifs en 2019 des deux principales associations industrielles représentant les raffineries et les installations de valorisation (l’Association canadienne des carburants et l’Association canadienne des producteurs pétroliers) sur la façon d’aborder les préoccupations de leurs membres.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Une évaluation de la portée géographique du Règlement n’a pas permis de cerner de répercussions potentielles liées à des traités modernes, étant donné qu’aucune installation touchée n’est située dans une région visée par un traité moderne. Le Règlement entraînera des coûts supplémentaires liés à la conformité pour les raffineries, les usines de valorisation et les installations pétrochimiques ainsi que des réductions d’émissions. Cette mesure réglementaire ne devrait pas avoir de répercussions négatives sur les terres ou les ressources visées par des traités modernes. Cependant, comme il a été mentionné ci-dessus, des consultations ont été menées auprès de partenaires autochtones avant et après la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada.

Choix de l’instrument

Le Ministère a examiné et évalué divers instruments réglementaires et non réglementaires afin de déterminer le meilleur instrument pour atteindre les objectifs du Règlement. L’évaluation était fondée sur divers critères comme l’efficacité environnementale, l’efficacité économique, l’effet distributif, l’acceptabilité des intervenants et des partenaires ainsi que la compatibilité entre les administrations. Un sommaire des conclusions est présenté ci-après.

Statu quo

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

Code de pratique

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

Avis de planification de la prévention de la pollution

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

Instruments fondés sur le marché

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

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

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

Réglementation

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

Analyse de la réglementation

Avantages et coûts

Le Règlement réduira les rejets fugitifs de COV des installations touchées d’environ 90 kt et les émissions de GES d’environ 120 kt d’éq. CO2, pour les années 2021 à 2037. La réduction des rejets de COV améliorera la qualité de l’air en réduisant les précurseurs primaires du smog (ozone troposphérique et particules de 2,5 micromètres ou moins). Une meilleure qualité de l’air entraîne une amélioration de la santé humaine, notamment une réduction des risques de mortalité prématurée et une diminution des consultations aux urgences liées au système cardiovasculaire, lesquelles sont évaluées à environ 192 millions de dollars par Santé Canada. Les avantages environnementaux découlant de la réduction des rejets de COV, comme l’augmentation de la productivité agricole, la réduction des dépenses de nettoyage des habitations et l’amélioration de la visibilité, sont évalués à environ 3 millions de dollars.

Parmi les autres avantages, citons la réduction de l’exposition des humains aux substances cancérigènes, la réduction des émissions de GES et la récupération de produits. En raison du manque de données, les avantages liés à la réduction des rejets de substances cancérigènes ne sont pas quantifiés ni traduits sous forme monétaire. Cependant, une analyse qualitative est fournie ci-dessous. Les avantages découlant de la réduction des émissions de GES (principalement dans le cas du méthane) sont évalués à environ 6 millions de dollars. Le méthane est un composant de nombreux flux de procédés dans les installations pétrolières et pétrochimiques, et la réduction des rejets fugitifs de COV provenant de ces flux entraînera également une réduction des émissions de méthane.

Les fuites entraînent le rejet d’hydrocarbures liquides (par exemple le pétrole brut et l’essence) dans l’atmosphère sous forme de vapeurs de COV. Ainsi, les installations subissent des pertes économiques sous forme de produits d’hydrocarbures liquides lorsque des COV sont rejetés dans l’atmosphère. Grâce à l’inspection et à la réparation des pièces d’équipement qui fuient, ces produits pourraient être récupérés pour la production ou la vente. L’avantage de la récupération des produits de carburant est estimé à environ 49 millions de dollars.

Au total, les avantages associés au Règlement sont estimés à environ 249,8 millions de dollars.

Pour atteindre ces résultats, les installations devront mettre en œuvre un programme de DERF, se conformer aux exigences préventives concernant les pièces d’équipement, surveiller la concentration de certains COV au périmètre de l’installation et entreprendre des activités de tenue de registres et d’établissement de rapports. Pour les années 2021 à 2037, ces mesures se traduiront par un coût total de conformité d’environ 248,3 millions de dollars, dont 191 millions de dollars pour la DERF, 40 millions de dollars pour la modification et l’entretien des pièces d’équipement et 12 millions de dollars pour la surveillance du périmètre. Le gouvernement engagera un coût total de 2 millions de dollars pour la promotion de la conformité et l’application de la loi.

Dans l’ensemble, le Règlement se traduira par un avantage net pour les Canadiens d’environ 1,5 million de dollars.

Cadre d’analyse

Une analyse coûts-avantages (ACA) a été réalisée pour évaluer les effets différentiels du Règlement en comparant deux scénarios. Selon le scénario de maintien du statu quo (MSQ), les installations continueront à respecter les exigences réglementaires en vigueur ou maintiendront les pratiques volontaires visant à limiter les émissions fugitives de COV. Le scénario de réglementation suppose que les installations mettront en œuvre les mesures requises par le Règlement. Les différences d’effets entre le scénario de réglementation et le scénario MSQ constituent les effets différentiels du Règlement.

Les effets de chaque scénario ont été évalués et quantifiés dans la mesure du possible et sont abordés en détail ci-dessous. Les avantages et les coûts sont évalués pour la période de 2021 à 2037référence 21. Les valeurs en dollars sont exprimées en dollars canadiens de 2018 et sont actualisées selon un taux d’actualisation public de 3 %. Sauf indication contraire, tous les résultats sont présentés cumulativement pour la période de 2021 à 2037.

Le modèle logique (figure 1) explique la relation entre la conformité au Règlement et les effets différentiels (avantages et coûts). La conformité au Règlement permettra d’atténuer les effets des changements climatiques (par la réduction des émissions de méthane) et d’améliorer la qualité de l’air (par la réduction des émissions de COV), ce qui entraînera des avantages pour la santé et l’environnement. La conformité au Règlement permettra aussi de récupérer des produits (essence, pétrole brut synthétique et éthylène) en raison de la réduction des fuites dans les installations touchées. La vente de ces produits entraînera des avantages supplémentaires sur le plan de la production. La réduction des fuites pourrait aussi entraîner des avantages pour la santé en diminuant l’exposition à des substances cancérigènes (comme le 1,3-butadiène, le benzène et l’isoprène). Toutefois, en raison des limites des données et de contraintes techniques, ces avantages n’ont pu être quantifiés.

Pour se conformer au Règlement, les installations devront engager des dépenses pour la DERF (caméras, inspection et réparation), la modification de l’équipement, la surveillance du périmètre et l’administration. De même, le gouvernement engagera des dépenses liées à la promotion de la conformité et à l’application de la loi. L’effet de coût pour les consommateurs est considéré comme négligeable selon l’analyse de la compétitivité présentée dans la section « Analyse de sensibilité » ci-dessous.

Figure 1 : Modèle logique du Règlement

Modèle logique pour montrer les impacts de la conformité au Règlement, regroupés par avantages et coûts.

Hypothèses, données et incertitudes

La modélisation des avantages, des coûts et des émissions a été éclairée par des recherches approfondies et des consultations avec des intervenants et des partenaires. Les données proviennent de diverses publications gouvernementales canadiennes et internationales, de bases de données, d’articles universitaires et de membres de l’industrie. Par exemple, des intervenants de l’industrie ont été consultés au sujet des principales hypothèses et données, et leur apport a été intégré à l’analyse afin d’améliorer les estimations concernant les inventaires de pièces d’équipement et les frais d’inspection, de réparation et d’administration.

L’ACA était fondée sur la meilleure information disponible. Cependant, le scénario de référence ne représente qu’une possibilité fondée sur l’étalonnage prudent de divers paramètres d’entrée. L’analyse de sensibilité présentée ci-dessous fournit une gamme de résultats possibles qui traduisent l’incertitude liée aux variables clés. Dans les cas où les données à l’appui étaient insuffisantes, le Ministère a formulé des hypothèses plausibles. Par exemple, on ne disposait pas de renseignements détaillés sur le pourcentage des pièces d’équipement qui fuient (proportion de fuites) et les taux d’émission (la quantité de COV rejetée dans l’atmosphère par la source de fuite, en kilogrammes par heure) pour les pièces d’équipement visées par un programme de DERF dans les installations canadiennes. Par conséquent, le Ministère a estimé ces données en utilisant le protocole de l’EPA des États-Unis pour estimer les émissions de fuites provenant d’équipement (PDF, disponible en anglais seulement), un rapport de l’EPA des États-Unis intitulé Emission Factors and Frequency of Leak Occurrence for Fittings in Refinery Process Units (disponible en anglais seulement) et l’expertise technique du Ministère. Des intervenants de l’industrie ont été consultés au sujet de ces estimations, et ont fourni des données sur les pourcentages de fuites et les taux d’émission. Ces données étaient toutefois incomplètes.

Mise à jour de l’analyse après la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada

Après la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, le Ministère a collaboré avec des intervenants et des partenaires pour examiner les hypothèses de modélisation utilisées dans le cadre de l’analyse. Voici un résumé des principaux changements apportés à l’analyse.

Mise à jour des hypothèses de l’ACA depuis la publication du projet de règlement en 2017

Autres mises à jour des modèles

Modèles

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

Pièces d’équipement

Le programme de DERF décrit dans le Règlement s’applique à toutes les pièces d’équipement exposées à un fluide contenant 10 % ou plus de COV en poids (sous réserve de certaines exceptions). La présente analyse prend en compte les types de pièces d’équipement suivants :

L’inventaire des pièces d’équipement d’une installation à l’autre varie en fonction de la capacité de production, de la complexité des unités de traitement et du type d’installation. Dans le cas des installations qui n’ont pas recensé leurs pièces d’équipement dans le cadre de l’enquête de 2016 du Ministère, l’analyse a été fondée sur le nombre moyen de pièces d’équipement basé sur la note de RTI. On suppose que les inventaires des usines de valorisation sont les mêmes que ceux des raffineries. Les nombres de pièces d’équipement présentés par les installations ont été ajustés en fonction des lacunes dans les données. Le tableau 2 présente un résumé des estimations d’inventaire. La note de RTI classe les raffineries selon leur capacité de production et classe les installations pétrochimiques selon leur « complexité » (une approche qui tient compte de la gamme d’unités de traitement différentes présentes dans les installations). Après la réception des commentaires des intervenants, les catégories de la note de RTI ont été modifiées comme indiqué dans le tableau ci-dessous.

Tableau 2 : Nombre moyen de composants
Source : Estimation basée sur la note de RTI et les commentaires des intervenants.
Secteur Capacité de production (barils/jour) / Complexité des unités de traitement note * du tableau c2 Nombre moyen de pièces d’équipement Nombre d’installations Emplacement
Raffineries > 200 000 104 457 2 1 au Qc, 1 au N.B.
100 000 – 200 000 39 229 8 3 en Alb., 2 en Ont., 1 au Qc, 1 en Sask., 1 à T.-N.-L.
50 000 – 100 000 26 170 4 2 en Ont., 1 en Alb., 1 en C.-B.
< 50 000 20 277 4 1 en Alb., 1 en C.-B., 1 en Ont., 1 en Sask.
Usines de valorisation ≥ 50 000 59 508 5 4 en Alb., 1 en Sask.
Installations pétrochimiques Complexe 15 174 1 1 en Alb.
Moyenne 5 467 1 1 en Ont.

Note du tableau c2

Note * du tableau c2

Les raffineries et les unités de valorisation sont désagrégées par taille d’installation, et les installations pétrochimiques, par complexité.

Retour à la note * du tableau c2

On a pris comme hypothèse que le nombre de pièces d’équipement des installations existantes demeurera inchangé au fil du temps, car les installations existantes ne devraient pas accroître leur capacité de production. À l’échelle des installations concernées, on estime que le nombre total de pièces d’équipement est d’environ un million.

Scénario du statu quo
Programmes actuels de DERF

Dans le scénario du statu quo, les installations visées continueraient d’appliquer les programmes de DERF en place. Actuellement, le programme de chaque installation est déterminé selon que l’installation est visée par les exigences en matière de DERF d’un permis d’exploitation, de la réglementation provinciale ou des règlements municipaux. Si ce renseignement n’est pas connu, on suppose que les installations suivent un code de pratique publié par l’Association canadienne des carburants (code de l’ACC). Cependant, on pense que la raffinerie albertaine dont l’exploitation a débuté en 2017 fait l’objet d’un permis qui renvoie au programme de DERF fondé sur le Code du CCME, étant donné que la plupart des installations de la province fonctionnent conformément à un tel permis. Le Ministère a reçu confirmation que deux installations n’ont aucun programme de DERF. Le tableau 3 résume les programmes de DERF appliqués aux installations visées, et la section « Contrôle des rejets fugitifs de COV au Canada » plus haut décrit les exigences particulières des programmes.

Tableau 3 : Programmes de DERF selon le scénario du statu quo par province
Référence pour le programme de DERF Province Nombre d’installations
Renvoi au Code du CCME dans les permis d’exploitation (13 au total) C.-B. 1
Alb. 0
Sask. 1
N.-B. 1
T.-N.-L. 1
Code de pratique de l’ACC (1 au total) Alb. 1
Règlements municipaux ou normes et règlements provinciaux (9 au total) C.-B. 1
Qc 2
Ont. 6
Sans DERF (2 au total) Sask. 2
Détection et mesure des fuites

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

Les instruments optiques de visualisation des gaz sont dotés de filtres spéciaux qui permettent aux inspecteurs de détecter et de révéler les panaches de méthane et de COV, qui ne sont pas visibles à l’œil nu. Les instruments balaient de grands espaces en temps réel et décèlent la source d’une fuite rapidement. Selon diverses sources spécialisées, les instruments optiques de visualisation des gaz peuvent balayer entre 1 800 et 2 300 pièces d’équipement par heure. Sur le terrain, ces instruments détectent la plupart des fuites de 10 000 ppmv ou plus. Ils peuvent également détecter des fuites plus petites dans des conditions météorologiques idéales. Grâce aux progrès technologiques, ainsi qu’à la formation et à l’expérience des utilisateurs, il est prévu que, d’ici 2026, ces instruments optiques de visualisation des gaz pourront détecter la plupart des fuites de 1 000 ppmv ou plus. De plus, étant donné les améliorations rapides en matière de capacité et de fiabilité, il est attendu que les instruments optiques de visualisation des gaz deviennent des instruments de surveillance largement utilisés dans un futur rapproché.

Dans la présente analyse, on suppose que l’inspection sera menée par des techniciens en DERF à l’aide d’un instrument optique de visualisation des gaz pour détecter les fuites, puis d’un instrument de surveillance portatif pour en mesurer les concentrations. En réponse aux commentaires des intervenants et en tenant compte des données découlant d’un projet pilote mené en Ontario, on suppose qu’un technicien muni d’un instrument optique de visualisation des gaz pourrait inspecter sept pièces d’équipement par minute. Un instrument de surveillance portatif prendrait quant à lui environ deux minutes par pièce d’équipement (d’après l’expérience d’intervenants de l’industrie et de l’EPA des États-Unis).

Dans les installations de l’Ontario, du Québec et du district régional du Grand Vancouver, où le seuil de fuite importante est de 1 000 ppmv pour certaines pièces d’équipement, on suppose que les inspections pour ces pièces se feront à l’aide d’un instrument de surveillance portatif de 2021 à 2026, même si les réglementations permettent l’utilisation d’instruments optiques de visualisation pour la plupart des inspections. À partir de 2027, on suppose que les inspections dans ces installations seront menées à l’aide d’un instrument optique de visualisation des gaz, lorsque ce sera permis.

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

Programmes d’incitation au rendement

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

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

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

Fuites importantes

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

On estime que 272 200 fuites importantes au total seront détectées et colmatées dans le scénario de référence au cours de la période d’analyse.

Estimation des émissions fugitives de COV et de méthane

Pour chaque type de pièce d’équipement, les émissions fugitives de COV sont estimées en multipliant le nombre de pièces d’équipement par le taux d’émission moyen du type de pièce d’équipement.

Aux États-Unis, le protocole sur les émissions des raffineries (Refinery Emissions Protocol) indique que le méthane représente jusqu’à 10 % des COV émis par les pièces d’équipement qui fuient sur lesquelles les taux d’émission des raffineries sont basésréférence 24. D’après l’expertise technique du Ministère, on suppose que le méthane représente 5 % des COV émis par tous les types d’installations. Une unité de méthane est considérée équivaloir à 25 unités d’éq. CO2 pour ce qui est du potentiel de réchauffement planétaire sur 100 ansréférence 25. Par conséquent, dans le scénario du statu quo, on estime que les installations visées émettront au total 120 kt de COV et 160 kt d’éq. CO2 de GES de 2021 à 2037. Les émissions annuelles de COV dans ce scénario et le scénario de réglementation sont présentées à la figure 2 plus bas.

Scénario de réglementation
Programme de DERF

Selon le scénario de réglementation, les installations seront tenues de se conformer aux exigences de DERF décrites à la section « Programme de DERF ». Le Règlement exigera trois inspections par année de toutes les pièces d’équipement inventoriées (sauf quelques exceptions) à compter du 1er janvier 2022.

Pour la période du 1er janvier 2022 au 31 décembre 2026, le Règlement considérera qu’une fuite importante est d’une concentration d’au moins 1 000 ppmv pour les compresseurs et d’au moins 10 000 ppmv pour les autres pièces d’équipement à gaz, à vapeur ou à liquide léger. À compter du 1er janvier 2027, le seuil de fuite sera de 1 000 ppmv pour toutes les pièces d’équipement à gaz, à vapeur ou à liquide léger. À compter du 1er janvier 2022, le seuil de fuite pour les pièces d’équipement à liquide lourd sera de trois gouttes par minute. L’analyse coûts-avantages est fondée sur l’hypothèse d’une conformité de 100 % à ces exigences.

Détection et mesure des fuites

On présume que les installations continueront d’impartir à des techniciens en DERF la mise en œuvre de leurs programmes de DERF et que les techniciens se serviront d’instruments optiques de visualisation des gaz pour détecter les fuites des pièces d’équipement à gaz, à vapeur ou à liquide léger et de capteurs olfactifs pour mesurer la concentration des fuites détectées. L’augmentation de la fréquence d’inspection nécessitera l’achat d’un plus grand nombre instruments optiques de visualisation des gaz, qui détectent les fuites beaucoup plus rapidement que les capteurs olfactifs.

Comme dans le scénario du statu quo, on présume que les instruments optiques de visualisation des gaz qui existent actuellement ne peuvent pas détecter les fuites de concentration inférieure à 10 000 ppmv. Cependant, d’ici 2027, la technologie d’imagerie devrait s’améliorer au point où les instruments optiques de visualisation des gaz pourront détecter des fuites à une concentration aussi faible que 1 000 ppmv. Comme le seuil réglementaire de fuite diminuera en 2027, on présume que des instruments optiques de visualisation des gaz améliorés seront achetés pour toutes les installations à ce moment-là.

Pour les pièces d’équipement à liquide lourd, on présume que les techniciens continueront à effectuer des inspections visuelles.

Modification des pièces d’équipement et autres exigences

Le Règlement imposera des exigences d’ordre préventif à la conception et au fonctionnement de certains types de pièces d’équipement, dont les compresseurs, les dispositifs de détente de pression, les conduites ouvertes et les raccords d’échantillonnage. Bon nombre de ces pièces d’équipement répondent déjà à ces exigences, mais certaines devront être modifiées. On suppose que les fuites des pièces d’équipement qui répondent aux exigences auront une concentration inférieure à 500 ppmv.

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

Fuites importantes et émissions fugitives de COV

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

Dans le scénario de réglementation, on estime qu’au total, les installations visées rejetteront 30 kt de COV et 40 kt d’éq. CO2 de GES de 2021 à 2037, comme l’indique la figure 2.

Incidences additionnelles du Règlement
Avantages additionnels

Le Règlement réduira les émissions fugitives de COV d’environ 90 kt au total, soit de 62 kt pour les raffineries, de 26 kt pour les usines de valorisation et de presque 2 kt pour les usines pétrochimiques. Le Règlement réduira les émissions de GES dues aux fuites de méthane d’environ 120 kt d’éq. CO2 au total, soit de 82 kt pour les raffineries, de 35 kt pour les usines de valorisation et presque 3 kt pour les usines pétrochimiques.

Figure 2 : Rejets fugitifs de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario du statu quo et le scénario de réglementation et coûts annuels de conformité

Comparaison des émissions de COV dans les scénarios du statu quo et la réglementation et sur les coûts marginaux actualisés, de 2021 à 2037. - Version textuelle ci-dessous

Figure 2 - Version textuelle
Figure 2 : Rejets fugitifs de COV (à l’exclusion du méthane) dans le scénario du statu quo et le scénario de réglementation et coûts annuels de conformité
  2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037
Émissions dans le scénario de réglementation (t) 7 625 3 940 2 061 2 060 2 051 2 051 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782 1 782
Émissions dans le scénario du statu quo (t) 7 625 7 625 7 626 7 626 7 602 7 589 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624 7 624
Valeur actualisée des coûts ($) 4 065 284 10 993 177 40 906 472 8 774 992 7 821 810 7 542 582 19 121 601 17 332 166 16 235 683 15 762 799 15 303 688 15 399 405 14 425 194 14 004 703 13 596 799 13 681 852 12 816 287

Avantages pour la santé de la réduction des rejets de COV

De nombreuses études scientifiques menées au Canada et ailleurs au monde montrent que toute hausse de l’exposition à la pollution atmosphérique entraîne une hausse du risque populationnel d’effet néfaste sur la santé. La relation entre l’exposition à chaque polluant (par exemple particules fines ou ozone) et la hausse du risque pour la santé individuelle a été quantifiée. L’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air (OEAQA) intègre ces relations mathématiques et des données sur les populations canadiennes pour estimer le nombre de cas de morbidité et de décès prématuré associé à un changement donné de la pollution atmosphérique. L’OEAQA fournit également des estimations économiques de ces incidences sur la santé en tenant compte de leurs éventuels impacts sociaux, économiques et de bien-être public, y compris les coûts médicaux, la réduction de la productivité au travail, la douleur et la souffrance et les effets d’une hausse du risque de décès.

Pendant la période d’analyse, on estime que les améliorations de la qualité de l’air apportées par le Règlement se traduiront par 34 décès prématurés de moins. En outre, une meilleure qualité de l’air devrait donner lieu à 6 897 jours de symptômes d’asthme de moins chez les asthmatiques et à 33 654 jours d’activités réduites et de difficultés à respirer de moins chez les non-asthmatiques. La valeur actualisée totale des avantages pour la santé découlant des améliorations apportées à la qualité de l’air par le Règlement est estimée à environ 191,4 millions de dollars.

Comme il est indiqué au tableau 4, les avantages globaux du Règlement pour la santé seront plus significatifs en Colombie-Britannique, au Québec, en Alberta et en Ontario. Les avantages provinciaux pour la santé ne découlent pas seulement de la réduction des émissions, mais aussi des conditions atmosphériques et des conditions d’exposition de la population à ces polluants. Les provinces où se font sentir les plus grands avantages sont, en valeur absolue, celles dont la population est la plus grande et la plus exposée. En outre, la direction des vents et les conditions atmosphériques jouent un rôle essentiel dans la formation de smog et l’exposition humaine. La réduction des émissions d’installations en amont des grands centres de population (par exemple Vancouver) peut avoir une plus grande incidence sur la santé qu’une réduction similaire d’émissions en provenance d’installations de régions plus éloignées ou en aval d’importants centres de population. Par conséquent, les avantages pour la santé, par province, ne sont pas directement proportionnels à la réduction des émissions par province.

Environ 61 % des avantages pour la santé résultant de la réduction des rejets de COV sont attribuables à la réduction des concentrations ambiantes de P2,5, et 39 % résultent d’une réduction de l’ozone troposphérique. Moins de 1 % découle de la réduction des concentrations d’autres polluants inclus dans le modèle de Santé Canada (OEAQA), y compris le dioxyde d’azote (NO2).

Tableau 4 : Avantages cumulatifs pour la santé de l’amélioration de la qualité de l’air (2021-2037)
En millions de dollars canadiens de 2017, actualisés en 2018, à un taux d’actualisation de 3 %
Province Nombre d’installations Nombre estimatif de certains effets négatifs sur la santé prévenus par le Règlement Valeur économique des avantages pour la santé, par polluant (M$)
Décès prématurés Jours de symptômes d’asthme Jours d’activités réduites chez les non-asthmatiques P2,5 O3 troposphérique annuel et estival Total, tous les polluants
Colombie-Britannique 2 12 2 784 11 752 31,5 36,0 68,0
Québec 2 9 1 196 8 453 42,6 8,1 50,9
Alberta 10 8 1 814 8 796 29,4 14,0 43,5
Ontario 6 4 980 3 985 9,8 13,8 23,7
Autres 5 1 124 668 3,4 1,9 5,3
Canada 25 34 6 897 33 654 116,7 73,9 191,4

Les chiffres ayant été arrondis, leurs sommes peuvent ne pas correspondre aux totaux indiqués.

Avantages pour la santé de la réduction des substances cancérigènes

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

Avantages pour l’environnement

Une meilleure qualité de l’air pourrait entraîner l’accroissement du rendement des cultures, la réduction de la souillure des surfaces par les dépôts de particules et l’amélioration de la visibilité. Tous ces avantages pourraient avoir un effet positif sur le bien-être général des Canadiens. Comme l’indique le tableau 5, les avantages environnementaux quantifiés découlant du Règlement sont estimés à environ 3,3 millions de dollars. L’accroissement du rendement des cultures et les coûts évités d’entretien ménager sont estimés à 1,2 million et à 0,5 million de dollars respectivement. Le bien-être des ménages associé à l’amélioration de la visibilité est évalué à 1,6 million de dollars. L’Alberta, qui réduit le plus les rejets de COV et qui a la plus forte densité de population à proximité des sources de rejets, obtiendra la plus grande part de ces avantages. En même temps, les avantages pour l’environnement dans certaines provinces peuvent être partiellement attribuables à la réduction des rejets de COV dans les provinces adjacentes, car les polluants peuvent être transportés sur de longues distances.

Tableau 5 : Avantages cumulatifs pour l’environnement par type d’effet (2021-2037)
En millions de dollars canadiens de 2017, actualisés en 2018, à un taux d’actualisation de 3 %
Province

Souillure

Coûts évités pour les ménages

Visibilité

Modification du bien-être des ménages

Agriculture

Modification du chiffre d’affaires des producteurs agricoles

 Total
Alberta 0,13 0,43 0,39 0,95
Québec 0,15 0,52 0,06 0,73
Ontario 0,10 0,29 0,27 0,66
Saskatchewan 0,01 0,06 0,39 0,46
Colombie-Britannique 0,13 0,23 0,01 0,37
Autres 0,01 0,06 0,04 0,11
Canada 0,53 1,59 1,16 3,28

Les chiffres ayant été arrondis, leurs sommes peuvent ne pas correspondre aux totaux indiqués.

Les estimations des avantages environnementaux totaux présentées ci-dessus devraient être considérées comme prudentes, parce qu’on n’a pas pu quantifier plusieurs avantages. La réduction des concentrations d’ozone troposphérique et des particules peut favoriser la santé des écosystèmes forestiers et réduire les risques de maladie ou de mort prématurée au sein des populations sensibles d’espèces sauvages ou d’animaux d’élevage, ce qui pourrait réduire les coûts de traitements et les pertes économiques pour l’industrie agroalimentaire. Cependant, en raison des limites des données et des méthodes, on n’a pu quantifier ces avantages dans le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2.

Interprétation des avantages modélisés

La modélisation des avantages pour la santé et l’environnement a été réalisée en 2018 afin de tenir compte des modifications importantes apportées aux exigences réglementaires et aux hypothèses après la publication initiale du projet de règlement, mais des changements mineurs ont été apportés aux dates d’entrée en vigueur des dispositions sur la DERF et la modification des pièces d’équipement en 2019. Plus précisément, on a modélisé les avantages en présumant que les dispositions sur la DERF entreraient en vigueur en 2021 et que les modifications des pièces d’équipement auraient lieu en 2024. Or, la mise en œuvre des programmes de DERF et les modifications des pièces d’équipement auront désormais lieu en 2022 et en 2023, respectivement. Le Ministère n’a pas effectué une nouvelle modélisation tenant compte de ces changements.

En raison du report de la date d’entrée en vigueur des dispositions sur la DERF, les réductions des émissions qui découleront de ces dispositions se produiront désormais un an plus tard tout au long de la période d’analyse. Si le Ministère effectuait une nouvelle modélisation tenant compte de ces changements, les mêmes réductions se produisant plus tard procureraient de plus grands avantages pour la santé en raison de l’augmentation de la population. En outre, l’avancée de 2024 à 2023 de la date d’entrée en vigueur des dispositions sur la modification des équipements devrait entraîner des réductions des émissions encore plus importantes que celles qui ont été modélisées. Pour ces deux raisons, les avantages pour la santé et l’environnement présentés plus haut doivent être interprétés comme des estimations minimales.

Avantages économiques associés aux produits récupérés

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

Pour évaluer les avantages économiques de la réduction au minimum des fuites, on suppose que les raffineries de pétrole récupéreront le pétrole brut et l’essence, les usines de valorisation le bitume dilué et le pétrole brut synthétique, et les usines pétrochimiques le propane et l’éthylène. On suppose également qu’une réduction des rejets de COV d’une tonne entraînera la récupération de 1 000 L de produits liquides.

Le Canada constitue une petite économie ouverte et est un preneur de prix sur le marché mondial du pétrole. L’augmentation des produits récupérés découlant du Règlement ne devrait donc pas modifier le prix du pétrole. De plus, comme le Canada est un exportateur net de produits pétroliersréférence 26, les produits récupérés grâce à l’application du Règlement devraient faire augmenter les exportations plutôt que la consommation intérieure.

D’après les prix des matières premières et des carburants récupérés prévus par la Régie de l’énergie du Canada et par le modèle E3MC, les avantages économiques issus des produits récupérés sont estimés à 49 millions de dollars.

Les tableaux ci-dessous contiennent les quantités estimées de produits récupérés et les prévisions de prix pour la période de l’analyse.


Tableau 6a : Quantités annuelles moyennes estimatives de produits récupérés par secteur, million de litres
Année 2022 2023-2027 2028-2032 2033-2037
Raffineries
Essence 1,35 2,05 2,12 2,12
Pétrole brut 1,35 2,05 2,12 2,12
Usines de valorisation
Pétrole brut synthétique 0,55 0,86 0,90 0,90
Bitume 0,55 0,86 0,90 0,90
Installations pétrochimiques
Gaz de pétrole liquéfié 0,04 0,05 0,06 0,06
Éthylène 0,04 0,05 0,06 0,06
Tableau 6b : Prévision des prix du pétrole, 2022-2037, dollars canadiens de 2017
Année 2022 2023-2027 2028-2032 2033-2037
Essence
Ontario 1,04 1,05 1,10 1,12
Québec 1,02 1,03 1,08 1,09
Colombie-Britannique 1,18 1,19 1,24 1,26
Alberta 1,00 1,01 1,06 1,08
Saskatchewan 1,02 1,04 1,09 1,10
Nouveau-Brunswick 0,97 0,98 1,03 1,05
Terre-Neuve-et-Labrador 1,07 1,09 1,14 1,16
Pétrole brut
WTI note * du tableau d5 0,53 0,54 0,57 0,57
Brent 0,56 0,57 0,60 0,60
Pétrole brut synthétique
WTI 0,53 0,54 0,57 0,57
Bitume
WCS note ** du tableau d5 0,43 0,44 0,47 0,47
Gaz de pétrole liquéfié
Alberta 0,31 0,32 0,34 0,35
Ontario 0,32 0,33 0,35 0,36
Éthylène
Alberta 0,73 0,74 0,77 0,79
Ontario 0,73 0,74 0,77 0,79

Note(s) du tableau d5

Note * du tableau d5

West Texas Intermediate

Retour à la note * du tableau d5

Note ** du tableau d5

Western Canadian Select

Retour à la note ** du tableau d5

Avantages de la réduction des émissions de GES

Le Règlement réduira les émissions de GES d’environ 120 kt d’éq. CO2 par la réparation des pièces d’équipement qui fuient et leur modification. Selon la Mise à jour technique des estimations du coût social des gaz à effet de serre réalisées par Environnement et Changement climatique Canada, les avantages associés à cette réduction sont chiffrés à environ 6 millions de dollarsréférence 27.

L’analyse centrale part du principe que le Règlement n’a pas d’incidence importante sur la consommation nationale de produits récupérés et donc les émissions d’éq. CO2 de la combustion en aval n’en font pas partie. Cependant, il se peut que les produits récupérés soient exportés. La combustion de ces produits pourrait mener à une diminution des émissions d’éq. CO2, selon la source d’énergie déplacée. Un autre scénario où la combustion en aval déplace une source d’énergie dont l’intensité des émissions est inférieure est exploré dans la section « Analyse de sensibilité » ci-dessous.

Coûts additionnels

Les coûts additionnels totaux du Règlement sont estimés à 248,3 millions de dollars. Ils seront engagés principalement par suite d’inspections plus fréquentes et de réparation des pièces d’équipement.

Coûts pour l’industrie

Instruments optiques de visualisation des gaz

D’après les commentaires des intervenants et d’autres renseignements, on suppose que l’achat d’un instrument optique de visualisation des gaz coûte environ 100 000 $ et que l’entretien annuel de cet instrument coûtera 2 000 $. Pour la formation du personnel, des frais non récurrents de 2 500 $ par instrument seraient engagés par les opérateurs en DERF. On suppose qu’il y a actuellement 13 instruments optiques de visualisation des gaz utilisés et que 12 autres seront achetés en 2022 pour satisfaire aux besoins liés à la fréquence accrue des inspections. Vingt-cinq nouveaux instruments optiques de visualisation des gaz devront être achetés en 2026 pour les remplacer. Ils devraient être en mesure de détecter les fuites au seuil réduit de fuite importante de 1 000 ppmv. Les coûts cumulatifs pour l’achat et l’entretien des instruments optiques de visualisation des gaz, y compris la formation du personnel, sont estimés à 3,3 millions de dollars.

Modifications des pièces d’équipement

En 2023, les installations engageront des frais non récurrents pour modifier les compresseurs, des raccords d’échantillonnage, les dispositifs de détente de pression et les conduites ouvertes qui n’ont pas été conçus et qui ne fonctionnent pas de manière à réduire au minimum les rejets dans l’environnement. Pour la plupart des types de pièces d’équipement, le matériel répond déjà aux exigences. Les hypothèses sur les pourcentages de pièces d’équipement exigeant des modifications et les coûts associés sont présentées au tableau 7.

Tableau 7 : Hypothèses concernant la modification des pièces d’équipement
Type de pièce d’équipement Pourcentage des pièces d’équipement à modifier Autres pièces d’équipement nécessaires Coûts d’équipement pour les autres pièces d’équipement — capital, main-d’œuvre et coûts indirects ($)
Compresseurs 30 % Un système de double joint mécanique doté d’un système à fluide de barrage ou d’un système d’évent fermé 37 894,36
Raccords d’échantillonnage 50 % Une conduite de six mètres et trois robinets à tournant sphérique 3 739,48
Dispositifs de détente de pression 30 % Un disque de rupture, soupape, raccord en T, coude, support de disque de rupture, manomètre, robinet à vidange et corps/garniture en acier 29 072,26
Conduites ouvertes 10 % Une soupape de 2,5 cm 340,69

Source : note de service de RTI et rétroaction des intervenants

Les coûts additionnels totaux pour la modification des pièces d’équipement (en sus de leurs coûts d’entretien) sont estimés à 32,6 millions de dollars. Les raffineries engageront environ 24,0 millions de dollars, les usines de valorisation, 7,3 millions de dollars et les installations pétrochimiques, 1,3 million de dollars.

Inspection

Les coûts d’inspection englobent le coût de l’ajout de pièces d’équipement à l’inventaire des installations, les coûts rattachés à la réalisation de trois inspections par année au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz et les coûts de l’utilisation d’un instrument de surveillance portatif pour quantifier les fuites au moment où elles sont détectées.

On juge que nombre des composants qui seraient visés par le Règlement font déjà partie de l’inventaire en raison de programmes de DERF qui font partie du scénario de référence. Les coûts additionnels seront engagés pour ajouter des pièces à l’inventaire qui sont visées par le Règlement, mais qui ne sont pas assimilées aux programmes de DERF de référence.

Pour de nombreuses installations, la fréquence des inspections augmentera et passera d’une fois à trois fois par année, ce qui fera augmenter les coûts de l’inspection. Ces coûts sont calculés en fonction du temps estimatif requis pour inspecter chaque pièce avec un instrument optique de visualisation des gaz, multiplié par le coût de la main-d’œuvre à l’heure pour le technicien de DERF, multiplié par le nombre total de pièces par installation.

Lorsqu’un instrument optique de visualisation des gaz indique qu’une pièce d’équipement fuit, le technicien de DERF doit par la suite utiliser un instrument de surveillance portatif pour quantifier la fuite afin de déterminer si elle dépasse le seuil de fuite importante. Ces coûts sont calculés en fonction du temps qu’il faut pour inspecter une pièce avec un a instrument de surveillance portatif, multiplié par le coût de la main-d’œuvre à l’heure pour le technicien de DERF, multiplé par le nombre de pièces qui fuient dans chacune des installations.

Les coûts additionnels de l’inspection sont estimés à 13,1 millions de dollars au total. Les raffineries engageront 9,8 millions de dollars, les usines de valorisation, 3,1 millions de dollars et les installations pétrochimiques, 0,2 million de dollars.

Colmatage des fuites

Le modèle d’analyse coûts-avantages suppose que les fuites importantes seraient colmatées immédiatement après avoir été détectées. En moyenne, 55 000 fuites plus importantes devraient être détectées chaque année dans le scénario de la réglementation par rapport au scénario du maintien du statu quo. La plupart des fuites peuvent être colmatées rapidement et sans remplacer les pièces d’équipement (par exemple par serrage de la presse-garniture). Dans ce cas, pour chaque type de pièce d’équipement, les coûts de réparation sont estimés par le produit du nombre de fuites importantes, du temps requis pour réparer une pièce d’équipement de ce type et du taux de rémunération des techniciens, soit 36 $ l’heureréférence 28. Cependant, on suppose que les pompes qui fuient seraient réparées par remplacement des joints et que le coût d’achat d’un joint de pompe de remplacement serait de 390 $ par pompe qui fuit.

La durée de la réparation varie selon la catégorie de la pièce d’équipement. Certaines réparations peuvent être réalisées pendant que l’unité de traitement fonctionne, mais d’autres doivent être faites en mode hors service. Le tableau 8 présente les hypothèses concernant les heures de réparation requises par type de pièces d’équipement.

Tableau 8 : Hypothèses pour la durée de réparation
Type de pièce d’équipement Pourcentage réparé en service Heures requises pour une réparation en service Pourcentage réparé hors services Heures requises pour une réparation hors service
Pompes 100 % 16,00 0 % 0,00
Soupapes 50 % 0,17 50 % 4,00
Raccords 75 % 0,17 25 % 2,00
Compresseurs 0 % 0,00 100 % 16,00
Dispositifs de détente de pression / Conduites ouvertes / raccords d’échantillonnage 75 % 0,17 25 % 4,00

Source : note de service de RTI et rétroaction des intervenants

Le Règlement exige aussi une inspection de suivi des fuites colmatées, à l’aide d’un instrument de surveillance portatif pour vérifier si la pièce d’équipement ne fuit plus au-dessus du seuil de fuite importante (pour les pièces d’équipement de gaz ou de vapeur et de liquides légers). Cette inspection de suivi doit être réalisée dans l’échéancier prescrit pour les réparations (habituellement 15 jours après la détection de la fuite). Même si cette vérification était effectuée selon le scénario du statu quo et selon le scénario de réglementation, les installations engageront des frais additionnels étant donné la fréquence accrue des réparations exigées par le Règlement.

Les coûts additionnels de réparation sont estimés à 174,1 millions de dollars au total. Les raffineries absorberont 121,0 millions de dollars, les usines de valorisation, 49,5 millions de dollars et les installations pétrochimiques, 3,6 millions de dollars.

Entretien

Certaines catégories de pièces d’équipement nécessiteront un entretien régulier afin d’assurer un respect continu du Règlement. Les pièces d’équipement visées par les exigences d’ordre préventif auront besoin d’un entretien supplémentaire pour que les pièces d’équipement ou systèmes additionnels fonctionnent bien. Ces coûts sont calculés en obtenant le produit du coût d’entretien estimatif par pièce d’équipement (main-d’œuvre et capital) et du nombre de pièces d’équipement.

Les coûts additionnels de l’entretien sont estimés à 6,9 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 4,7 millions de dollars, les usines de valorisation, 2,1 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,1 million de dollars.

Surveillance du périmètre

Le Règlement exigera des emplacements d’échantillonnage établis, selon les exigences définies dans la méthode 325A de l’EPA des États-Unis, au périmètre d’une propriété ou au périmètre interne de surveillance. Cette exigence entraînerait une dépense non récurrente de 60 000 $ pour toutes les installations pour la planification et l’installation des stations de surveillance (c’est-à-dire la sélection de l’emplacement, la formation des techniciens et l’achat et l’installation des équipements d’échantillonnage). Les installations engageraient également 0,9 million de dollars pour la collecte annuelle de données et l’analyseréférence 29. Ces coûts sont estimés en partant du programme de surveillance du périmètre et non d’un programme modifié ou de remplacement.

Les coûts additionnels de surveillance du périmètre sont estimés à 11,8 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 7,5 millions de dollars, les usines de valorisation, 3,6 millions de dollars et les usines pétrochimiques, 0,7 million de dollars.

Coûts d’administration

Le Règlement entraînera une augmentation des coûts d’administration pour les installations visées. Les entités réglementées devront se familiariser avec les exigences d’ordre administratif et tenir des registres concernant les activités de DERF et les données de surveillance du périmètre. Les installations devraient également présenter au Ministère des rapports chaque année, et assister les vérificateurs lors des vérifications annuelles. Les coûts d’administration additionnels sont estimés à 2,2 millions de dollars. Les raffineries engageront 1,5 million de dollars, les usines de valorisation, 0,5 million de dollars et les usines pétrochimiques, 0,2 million de dollars.

Autres coûts liés à la conformité

Les installations devront examiner leur inventaire de pièces d’équipement lorsque le Règlement entrera en vigueur. Des employés consacreront du temps à embaucher et à gérer des techniciens en DERF ainsi que des vérificateurs. Pour les installations qui n’utilisent pas d’instrument optique de visualisation des gaz dans le scénario de référence, des coûts de formation non récurrents seraient engagés. Des dépenses d’entretien continu des instruments optiques de visualisation des gaz seraient nécessaires pour des éléments comme le remplacement de l’objectif de l’appareil, et chaque installation engagerait de légers coûts pour la conservation des vidéos. Ces coûts sont estimés à 2,6 millions de dollars au total. Les raffineries engageraient 1,7 million de dollars, les usines de valorisation, 0,8 million de dollars et les usines pétrochimiques, 0,1 million de dollars.

Coûts pour le gouvernement

Le Règlement entraînera des coûts pour le gouvernement fédéral au chapitre des activités de promotion de la conformité et d’application de la loi. Les coûts totaux pour le gouvernement sont estimés à environ 1,6 million de dollars.

Promotion de la conformité

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

Les coûts totaux des activités de promotion de la conformité pour les années 2021 à 2037 devraient être d’environ 92 000 $.

Application de la loi

Le gouvernement fédéral engagera aussi des dépenses pour la formation, les inspections, les vérifications et les mesures destinées à composer avec toute infraction présumée.

Une dépense non récurrente de 0,3 million de dollars sera requise pour la formation des agents d’application de la loi, ainsi qu’une dépense de 65 000 $ pour le travail d’évaluation des renseignements stratégiques.

Les coûts annuels associés aux activités d’application de la loi sont estimés à environ 84 000 $ ventilés ainsi : environ 33 000 $ pour les inspections (y compris les coûts de fonctionnement et d’entretien et les coûts pour le transport et le prélèvement d’échantillons) et les mesures pour composer avec les infractions présumées (avertissements, ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement et injonctions); environ 33 000 $ pour l’analyse, l’administration et la coordination afin d’appuyer les activités d’application de la loi; environ 12 000 $ pour les services de renseignement continus; environ 6 000 $ pour les enquêtes; environ 1 000 $ pour les poursuites.

Énoncé des coûts et avantages

Les résultats de l’analyse coûts-avantages sont résumés au tableau 9. La valeur actualisée nette du Règlement est estimée à environ 1,5 million de dollars. Les avantages sont estimés à environ 249,8 millions de dollars, et les coûts, à environ 248,3 millions de dollars. Le plus grand avantage quantifié (près de 192 millions de dollars) provient des gains pour la santé humaine liés à la réduction des rejets de COV. Le coût quantifié le plus élevé (environ 191 millions de dollars) est attribuable à la mise en œuvre du programme de DERF énoncé dans le Règlement. On ne peut quantifier l’avantage découlant d’une réduction de l’exposition aux COV cancérigènes en raison du manque de données. Cependant, cette réduction devrait diminuer les risques pour la santé humaine.

Tableau 9 : Énoncé des coûts et avantages — 2021-2037 (M$, valeur actualisée)
Dollars canadiens de 2017, actualisés en 2018, à un taux d’actualisation de 3 %. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.
Avantages et coûts additionnels 2021-2022 2023-2027 2028-2032 2033-2037 Total 2021–2037 Annualisés
Effets quantifiés
Avantages pour les Canadiens      
Santé 10,3 68,7 60,8 51,6 191,4 14,5
Changements climatiques note * du tableau e3 0,3 1,9 2,0 1,9 6,1 0,5
Environnement 0,2 1,2 1,0 0,9 3,3 0,2
Sous-total 10,7 71,7 63,8 54,5 200,8 15,3
Avantages pour l’industrie
Produits récupérés 2,4 16,9 15,9 13,8 49,0 3,7
Avantages totaux 13,1 88,6 79,7 68,3 249,8 19,0
Coûts pour l’industrie
DERF note ** du tableau e3 12,6 44,1 71,8 62,0 190,6 14,5
Modification et entretien de l’équipement 0,4 34,3 2,6 2,3 39,5 3,0
Surveillance du périmètre 1,8 3,8 3,3 2,9 11,8 0,9
Autres coûts liés à la conformité 0,0 0,8 1,2 0,6 2,6 0,2
Coûts administratifs 0,1 0,8 0,7 0,6 2,2 0,2
Sous-total 14,9 83,8 79,7 68,3 246,7 18,7
Coûts pour le gouvernement
Application de la loi et promotion de la conformité 0,6 0,4 0,3 0,3 1,6 0,1
Coûts totaux 15,5 84,2 80,0 68,5 248,3 18,9
Avantages nets 1,5 0,1        
Réduction des émissions (kt)
COV 4 28 29 29 90 5,3
GES (éq. CO2) grâce à la réduction des rejets de méthane 5 37 39 39 120 7,1
Effets qualifiés

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

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

Note(s) du tableau e3

Note * du tableau e3

Avantages liés à la réduction en éq. CO2 des émissions de GES.

Retour à la note * du tableau e3

Note ** du tableau e3

Comprend les coûts des instruments optiques de visualisation des gaz, des inspections et des réparations.

Retour à la note ** du tableau e3
Analyse de répartition

La répartition des coûts et des réductions de rejets de COV par province et par type d’installation est indiquée dans le tableau qui suit :

Tableau 10 : Répartition des coûts et des réductions de rejets de COV par province et par type d’installation
Province/type d’installation Part des coûts (%) Part de réduction de rejets de COV
Province
Alberta 47 % 44 %
Ontario 13 % 13 %
Québec 13 % 10 %
Saskatchewan 9 % 15 %
Colombie-Britannique 7 % 5 %
Nouveau-Brunswick 8 % 9 %
Terre-Neuve-et-Labrador 4 % 4 %
Type d’installation
Raffineries 70 % 69 %
Usines de valorisation 27 % 29 %
Usines pétrochimiques 3 % 2 %

Les pourcentages ayant été arrondis, leur somme peut ne pas égaler 100 %.

Parmi les provinces, l’Alberta assumera la plus importante partie des coûts, suivie de l’Ontario, du Québec, de la Saskatchewan, de la Colombie-Britannique, du Nouveau-Brunswick et de Terre-Neuve-et-Labrador (dans cet ordre). La plus importante réduction des rejets de COV se produira en Alberta, puis en Saskatchewan, en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick, en Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador (dans cet ordre).

Parmi les divers types d’installations, les raffineries assumeront la majeure partie des coûts, suivies des usines de valorisation et des usines pétrochimiques. De même, la plus grande partie de la réduction des rejets de COV sera obtenue aux raffineries, puis aux usines de valorisation et aux usines pétrochimiques.

Analyse de la concurrence
Impact sur les consommateurs

On s’attend à ce que le Règlement entraîne une augmentation des coûts de production pour le secteur pétrolier canadien, mais cette augmentation devrait être faible comparativement aux dépenses faites par l’industrie dans le passé. La mesure dans laquelle cette augmentation pourrait être répercutée sur les consommateurs dépend de divers facteurs, dont les contraintes liées à la distribution, l’équilibre entre la demande régionale de produits pétroliers et la capacité de production à l’échelle locale, et les taux de change. Dans les régions où les coûts de conformité seront répercutés sur les consommateurs, l’augmentation des prix devrait être faible pour les consommateurs touchés.

Raffinage du pétrole

Le modèle financier du Ministère indique que les coûts de la conformité au Règlement sont faibles comparativement à d’autres coûts d’immobilisations et de fonctionnement; les flux de trésorerie après taxes et impôts par litre de produit raffinéréférence 30 ne devraient pas diminuer de plus de 0,05 cent par litre à toute raffinerie, avec un effet moyen pondéré par la production dans le secteur d’environ 0,01 cent par litre estimé comme un effet de moins de 0,5 % sur les profits après taxes et impôts. En outre, comme le marché canadien pour les produits pétroliers raffinés est intimement lié à celui des États-Unis, le Règlement ne devrait pas nuire à la position concurrentielle des raffineries visées, car leurs concurrents américains font face à des exigences similaires (voir la section « Contrôle des rejets fugitifs de COV aux États-Unis »).

Valorisation

Le Règlement ne devrait pas avoir d’incidence importante sur la rentabilité du secteur de la valorisation. Les coûts additionnels par baril de pétrole brut synthétique découlant du Règlement devraient être inférieurs à 3 cents par baril pour n’importe quelle année entre 2021 et 2037 et représenter en moyenne 1,3 cent par baril pour la même période, ce qui représente moins de 0,1 % des profits historiques avant taxes et impôts pour chaque usine de valorisation touchée, d’après les données trimestrielles de 2017 jusqu’au premier trimestre de 2019.

Fabrication de produits pétrochimiques

Il n’est pas évident de faire une analyse de la concurrence dans le secteur pétrochimique étant donné que les installations de ce secteur produisent et vendent une vaste gamme de produits sur divers marchés. Cependant, tout comme pour le secteur pétrolier et celui de la valorisation, le Règlement devrait avoir une incidence minime sur la position concurrentielle du secteur pétrochimique, puisque les coûts associés au Règlement sont faibles comparativement à d’autres coûts d’immobilisations et de fonctionnement.

Analyse de sensibilité

On effectue une analyse de sensibilité pour examiner les incidences des risques et de l’incertitude sur les coûts et les avantages. Les variables clés examinées sont le nombre de pièces d’équipement, le facteur de conversion de la réduction des rejets de COV en produits liquides récupérés, la combustion en aval des produits récupérés, les prévisions des prix des carburants, le taux de frais généraux sur les salaires et le taux d’actualisation.

Inventaire des pièces d’équipement

Le nombre moyen de pièces d’équipement présenté dans la note de RTI a été appliqué à la plupart des installations analysées. Cependant, le nombre réel de pièces d’équipement de chaque installation peut s’écarter considérablement de cette estimation moyenne. Une analyse de sensibilité a été menée pour l’inventaire des pièces d’équipement, et les résultats indiquent qu’une augmentation (diminution) de 30 % de l’inventaire entraînera une augmentation (réduction) de la valeur actualisée nette des coûts totaux de 68 millions de dollars et une variation de 30 % des réductions d’émissions.

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

Dans l’analyse centrale, on suppose qu’une réduction d’une tonne de COV rejetés représentera 1 000 L de produits liquides récupérés. Cependant, on n’est pas certain du nombre de litres de produits liquides qui seraient récupérés pour chaque tonne de COV non rejetés. On a soumis le facteur de conversion à une analyse de sensibilité, et les résultats indiquent qu’une augmentation (diminution) de 30 % du facteur de conversion entraînera une augmentation (diminution) de 14,7 millions de dollars de la valeur actualisée nette des produits récupérés.

Combustion en aval des produits récupérés

Une évaluation des incidences du Règlement à la limite supérieure tiendrait compte de la combustion de l’essence récupérée et des autres produits exportés et consommés ailleurs. Les données étant insuffisantes, seules les émissions de GES provenant de la combustion de l’essence récupérée peuvent être estimées. On suppose que l’essence récupérée s’additionne à l’essence qui sera normalement consommée. Dans le pire des scénarios, selon lequel l’essence exportée remplacerait une source d’énergie à émission nulle, cette consommation d’essence additionnelle produirait environ 54 kt d’éq. CO2 de GES. Ainsi, la réduction nette d’émissions de GES serait d’environ 66 kt d’éq. CO2. Cela entraînerait une réduction de 2,2 millions de dollars de la valeur actualisée nette des avantages.

Taux des frais généraux

Dans une hypothèse prudente, l’analyse coûts-avantages suppose que toutes les installations auront recours à des consultants externes pour mener à bien leurs programmes de DERF. Selon le modèle de coûts du système de surveillance en continu des émissions de l’EPA des États-Unis (2002), l’analyse centrale utilise un facteur de trois comme prime de frais généraux pour la rémunération du personnel externe. On a effectué une analyse de sensibilité pour estimer les coûts réglementaires dans le cas où le taux des frais généraux était plutôt de 1,5; l’hypothèse selon laquelle toutes les installations ont recours à des consultants a toutefois été maintenue. Dans ce scénario, la valeur actualisée nette des coûts diminuerait de 86,6 millions de dollars, ce qui produirait un avantage net de 88,2 millions de dollars.

Taux d’actualisation

Dans le cas central de la présente analyse, on utilise le taux d’actualisation de 3 % pour calculer la valeur actualisée des coûts et des avantages. Le tableau 11 présente les avantages totaux et les coûts totaux lorsque les valeurs ne sont pas actualisées et lorsque le taux d’actualisation est de 7 %.

Tableau 11 : Taux d’actualisation (M$)
  0 % 3 % 7 %
Avantages totaux 350,2 249,8 165,8
Coûts totaux 346,5 248,3 166,3
Avantages nets 3,7 1,5 -0,5

Lentille des petites entreprises

Aucune petite entrepriseréférence 31 ne sera visée par le Règlement. Toutes les installations qui seront assujetties au Règlement sont considérées comme étant de grandes entreprises qui comptent plus de 100 employés et dont le revenu brut annuel est supérieur à 5 millions de dollars. La lentille des petites entreprises ne s’applique donc pas au Règlement.

Règle du « un pour un »

Le Règlement sera un nouveau règlement et entraînera une augmentation des coûts du fardeau administratif pour les parties réglementées. Par conséquent, le Règlement est considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un ». En suivant le guide du Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada sur la règle du « un pour un »référence 32 et en utilisant un taux d’actualisation de 7 % et une période de 10 ans commençant en 2021, on estime que le Règlement entraînera une augmentation des coûts du fardeau administratif annualisé de 101 651 $ (en dollars canadiens de 2012) pour toutes les installations visées, pour les années 2021 à 2030, soit de 4 066 $ par installationréférence 33.

Coûts non récurrents

À chaque installation, la haute direction passera en moyenne une heure pour se mettre au courant des exigences administratives du Règlement en 2021. On suppose que le taux de rémunération moyen des cadres supérieurs est de 45 $/heure selon la directive fournie par le Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT).

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

Le taux de rémunération hypothétique moyen est de 36 $/heure pour les ingénieurs chimistes, selon la directive du SCT.

Coûts permanents

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

De plus, dans chaque installation, un ingénieur chimiste ou un employé formé en sciences naturelles ou appliquées aura besoin d’en moyenne 75 heures pour aider les vérificateurs tous les quatre ans pour les années 2024 à 2037.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Comme il est décrit aux sections « Programmes actuels de DERF » et « Détection et mesure des fuites », la gestion des rejets fugitifs de COV au Canada relève actuellement d’un ensemble disparate de codes de pratique non contraignants, de permis relatifs aux installations et de règlements municipaux et provinciaux. Le Règlement modernisera le régime canadien et s’harmonisera mieux avec la réglementation actuelle des États-Unis. L’EPA des États-Unis a été consultée relativement à divers aspects du Règlement, dans le contexte du plan de travail Canada–États-Unis sur les émissions du secteur pétrolier et gazier dans le cadre de l’Accord Canada–États-Unis sur la qualité de l’airréférence 34.

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

Fréquence des inspections

Les États-Unis exigent des inspections mensuelles ou trimestrielles pour de nombreuses pièces d’équipement, mais les autorités au Canada exigent généralement trois inspections par année (Ontario, Québec) ou une seule inspection annuelle (région métropolitaine de Vancouver, Code du CCME, code de l’ACC). Selon le Règlement, les pièces d’équipement sont inspectées trois fois par année, ce qui éviterait d’imposer des inspections l’hiver tout en assurant des inspections régulières le reste de l’année.

Seuil de fuite importante

Aux États-Unis, les seuils de fuite importante varient de 500 à 10 000 ppmv. Au Canada, les diverses autorités concernées ont établi des seuils allant de 1 000 ppmv (région métropolitaine de Vancouver, Ontario, Québec) à 10 000 ppmv (Code du CCME, code de l’ACC). Le Règlement établirait le seuil de fuite importante pour la plupart des pièces d’équipement à 10 000 ppmv jusqu’au 31 décembre 2026 et l’abaisserait à 1 000 ppmv par la suite. Cette approche reconnaît l’importance de contrôler les petites et les grosses fuites de GPR, tout en donnant aux installations le temps de se préparer à respecter le seuil de 1 000 ppmv en apportant des améliorations aux pièces d’équipement et aux procédures opérationnelles.

Technologie de détection des fuites

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

Surveillance du périmètre

Les États-Unis, l’Ontario et le Nouveau-Brunswick exigent des raffineries qu’elles effectuent une surveillance du benzène le long de leur périmètre selon les méthodes 325A et 325 B de l’EPA des États-Unisréférence 35. Selon le Règlement, ces mêmes méthodes seront utilisées. Le Règlement obligera toutes les installations visées à surveiller non seulement le benzène, mais aussi le 1,3-butadiène, le toluène, l’éthylbenzène, le m,p-xylène et l’o-xylène. Ces mesures supplémentaires permettront au Ministère de mieux évaluer l’efficacité du règlement final au fil du temps et d’informer les collectivités voisines des concentrations de ces substances toxiques dans l’air. Pour réduire les chevauchements avec les programmes provinciaux de surveillance du périmètre, les installations peuvent présenter une demande de permis pour la mise en œuvre d’un programme de surveillance du périmètre modifié ou de remplacement, par rapport à leur programme existant.

Justification

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

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

Le Ministère a élaboré le Règlement pour s’attaquer à ces problèmes. Le Règlement obligera les exploitants d’installations à faire des inspections plus fréquentes d’un éventail élargi de pièces d’équipement et à réparer les pièces d’équipement d’où s’échappent de faibles concentrations de COV. De plus, certaines pièces d’équipement devront être conçues et utilisées de façon à réduire au minimum les rejets de COV. Ces mesures permettront de réduire davantage les rejets de COV, y compris les GPR. Le Règlement obligera aussi les exploitants à recueillir des échantillons aux emplacements d’échantillonnage répartis le long du périmètre de leur installation et à les analyser pour déterminer les concentrations de certains COV.

Le Règlement permettra de réduire les émissions de COV de 90 kt et les émissions de GES de 120 kt d’éq. CO2 pour les années 2021 à 2037. Les réductions aboutiront à des améliorations de la santé humaine et de la qualité de l’environnement, ainsi qu’à des avantages pour les entreprises qui vendront les produits récupérés. Ces avantages du Règlement sont évalués à environ 249,8 millions de dollars, et les coûts sont estimés à 248,3 millions de dollars pour les industries et le gouvernement. Les coûts pour les entreprises ne devraient pas nuire à leur compétitivité sur les marchés du pétrole et de la pétrochimie.

Le Règlement est conçu pour s’harmoniser, dans la mesure du possible, avec les exigences réglementaires d’autres autorités, notamment les provinces et les États-Unis. Le Règlement prévoit aussi une approche de déclaration à guichet unique qui serait retenue, dans la mesure du possible, afin de réduire au minimum le fardeau administratif pour les installations. De plus, le Règlement fournira une certitude réglementaire à l’industrie et à d’autres intervenants, ce qui créera des règles de jeu équitables et encouragera les intervenants à planifier et à investir dans l’avenir avec confiance.

Évaluation environnementale stratégique

Une évaluation environnementale stratégique (EES) du PGPC a été réaliséeréférence 36. L’EES a permis de conclure que les activités menées dans le cadre du PGPC aideront à atteindre l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) de réduire au minimum les menaces pour la qualité de l’air afin que la population canadienne puisse respirer de l’air pur, objectif qui appuiera également des écosystèmes sains.

Analyse comparative entre les sexes plus

Aucune incidence liée à l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) n’a été relevée pour ce règlement.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Promotion de la conformité

Les activités de promotion de la conformité visent à encourager la collectivité réglementée, composée uniquement de grandes entreprises, à atteindre la conformité. Immédiatement après la publication du Règlement, qui imposera de nouvelles exigences à compter des années subséquentes, les activités de promotion de la conformité pourraient comprendre les éléments suivants :

Une fois que toutes les exigences seront en vigueur, les activités de promotion de la conformité pourront passer à un stade de maintien et se limiter à la réponse aux demandes de renseignements et à leur suivi. D’autres activités de promotion pourraient être nécessaires si une évaluation des activités promotionnelles montre un faible taux de conformité au Règlement.

Application du Règlement

Comme le Règlement sera pris en vertu de la LCPE, les agents d’application de la loi suivront la Politique de conformité et d’application de la LCPE pour vérifier la conformité au Règlement lorsqu’il sera en vigueurréférence 37. Cette politique décrit les mesures qui peuvent être prises en cas d’infraction présumée : avertissement, ordre, ordre d’exécution en matière de protection de l’environnement, contravention, ordre ministériel, injonction, poursuite criminelle et mesure de rechange en matière de protection de l’environnement (qui peut remplacer une poursuite criminelle après le dépôt d’une accusation d’infraction à la LCPE). En outre, la Politique explique dans quelles circonstances le Ministère aura recours à une poursuite au civil par la Couronne pour le recouvrement des frais.

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

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

Des changements connexes au Règlement devront également être apportés au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Ce dernier désigne les diverses dispositions réglementaires de divers règlements pris en vertu de la LCPE qui sont assujetties à un régime d’amendes accrues après une condamnation pour une infraction qui cause ou risque de causer des dommages à l’environnement, ou qui constitue une entrave à l’autorité.

Normes de service

Dans le cadre de l’application du Règlement, le Ministère répondra aux présentations et aux demandes de renseignements de la collectivité réglementée. Il le fera rapidement selon la complexité et l’exhaustivité de la demande.

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

Mesures de rendement et évaluation

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

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

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

Personnes-ressources

Magda Little
Directrice
Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.covsecteurpetrolier-vocpetroleumsector.ec@canada.ca

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