Source: https://laws-lois.justice.gc.ca/fra/reglements/DORS-2012-167/TexteComplet.html
Timestamp: 2020-08-05 14:49:37+00:00

Document:
Règlement à jour 2020-07-15; dernière modification 2018-11-30 Versions antérieures
Enregistrement 2012-08-30
C.P. 2012-1060 2012-08-30
Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)Note de bas de page a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) Note de bas de page b, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Gazette du Canada Partie I, le 27 août 2011, le projet de règlement intitulé Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon , conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;
À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2)Note de bas de page d de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) Note de bas de page b, Son Excellence le Gouverneur général en conseil prend le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon , ci-après.
1 (1) Le présent règlement établit un régime visant la réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO2) provenant de la production thermique d’électricité à partir de charbon seul ou combiné avec d’autres combustibles.
(2) Le présent règlement est divisé en quatre parties :
a) la partie 1 établit une norme de performance applicable à l’intensité des émissions de CO2 provenant des groupes réglementés. Elle prévoit les exceptions autorisant la substitution de groupes et établit les exemptions temporaires en cas de situation d’urgence ou d’intégration au groupe d’un système de captage et de séquestration de carbone;
b) la partie 2 prévoit les exigences relatives aux rapports et à la transmission, à la consignation et à la conservation des renseignements;
c) la partie 3 précise les règles de quantification permettant de déterminer l’intensité des émissions de CO2 provenant des groupes réglementés;
d) la partie 4 prévoit les dates d’entrée en vigueur du présent règlement et fixe une date d’entrée en vigueur différée pour la norme de performance à l’égard des groupes de réserve, soit le 1er janvier 2030.
a) Dans le cas où la personne responsable est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
b) dans le cas où elle est une personne physique, celle-ci ou la personne qui est autorisée à agir en son nom;
c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne autorisée à agir en son nom. (authorized official)
année civile[Abrogée, DORS/2018-263, art. 1]
ASTM L’ASTM International, auparavant connue sous le nom de American Society for Testing and Materials. (ASTM)
biomasse Combustible constitué uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et qui ne provient pas d’une formation géologique. La biomasse comprend les gaz et les liquides récupérés de la décomposition des déchets organiques. (biomass)
capacité de production À l’égard d’un groupe et d’une année civile :
a) Soit la puissance maximale continue de ce groupe, exprimée en MW, déclarée le plus récemment aux autorités provinciales compétentes ou à l’opérateur du réseau électrique de la province où le groupe est situé;
b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, la quantité maximale d’électricité, exprimée en MW, destinée à la vente qui est produite de façon continue par ce groupe pendant deux heures au cours de l’année en cause. (production capacity)
centrale électrique Tous les groupes, bâtiments et autres structures ainsi que les équipements fixes — notamment ceux utilisés pour la séparation et la pressurisation initiale du CO2 de l’élément de captage d’un système de captage et de séquestration de carbone — situés sur un seul site ou sur des sites adjacents fonctionnant de façon intégrée pour la production d’électricité et dont l’activité principale est la production d’électricité pour la vente au réseau électrique. (power plant)
charbon Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole. (coal)
combustible fossile Combustible autre que la biomasse. (fossil fuel)
a) Dans le cas du générateur qui produisait de l’électricité thermique par suite de la combustion d’un combustible autre que le charbon ou d’un mélange de combustibles sans charbon mais qui est devenu un groupe avant le 23 juin 2010, la date à laquelle ce générateur a commencé à produire ainsi de l’électricité pour la vente au réseau électrique;
b) dans les autres cas, la date à laquelle un groupe commence à produire de l’électricité pour la vente au réseau électrique. (commissioning date)
équipement majeur Chaudière, gazogène, convertisseur, turbine, dispositif de contrôle de la pollution atmosphérique, colonne de distillation d’air, compresseur, système de séparation de CO2 ou toute autre pièce d’équipement dont, selon le cas :
a) la fabrication répond aux spécifications de la commande et le temps de fabrication et de livraison dépasse douze mois après la date de commande;
b) le coût d’achat est d’au moins dix millions de dollars. (major equipment)
étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé Ensemble des études permettant de fournir les détails nécessaires à la réalisation d’un projet de construction de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone, notamment :
a) les dessins techniques et les documents décrivant l’élément de captage de façon suffisamment détaillée pour permettre le lancement d’un processus d’appel d’offres pour sa construction;
b) une estimation du coût des investissements reliés à la construction de cet élément, avec une marge d’erreur de 20 %;
c) une évaluation de la sécurité de l’élément de captage;
d) une évaluation des risques relatifs au système de captage et de séquestration de carbone, notamment les risques susceptibles de ralentir ou d’empêcher la réalisation du projet de construction du système, ainsi que les risques techniques, économiques, environnementaux, juridiques et reliés à la main-d’oeuvre;
e) une stratégie visant à limiter ces risques;
f) un plan détaillé du projet de construction du système, y compris un échéancier des principales étapes. (front end engineering design study)
exploitant À l’égard d’un groupe, toute personne qui l’exploite ou en a la responsabilité ou la maîtrise. (operator)
facteur de capacité À l’égard d’un groupe pour une année civile donnée, la proportion de la quantité d’électricité produite par le groupe, calculée selon l’article 19, par rapport à la quantité d’électricité que celui-ci produirait au cours de l’année à sa capacité de production de façon continue pendant cette année. (capacity factor)
GPA La Gas Processors Association des États-Unis. (GPA)
groupe Ensemble de l’équipement raccordé qui se trouve à une centrale électrique, notamment chaudières ou autre dispositif de combustion, gazogènes, réacteurs, turbines, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions, et qui produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de charbon ou d’un mélange de charbon et d’autres combustibles. (unit)
groupe de réserve Groupe en fin de vie utile qui fonctionne selon un facteur de capacité de 9 % ou moins au cours d’une année civile donnée. (standby unit)
groupe en fin de vie utile Groupe ayant atteint la fin de sa vie utile et qui continue à produire de l’électricité. (old unit)
groupe existant Groupe autre qu’un groupe nouveau ou un groupe en fin de vie utile. (existing unit)
groupe nouveau Groupe, autre qu’un groupe en fin de vie utile, dont la date de mise en service est au plus tôt le 1er juillet 2015. (new unit)
Méthode de référence Le document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions , juin 2012, publié par le ministère de l’Environnement. (Reference Method)
m3 normalisé S’entend de l’expression mètre cube à la pression normale et à la température normale au sens de volume normal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz . (standard m3)
personne responsable Le propriétaire ou l’exploitant d’un groupe. (responsible person)
système de gazéification S’entend notamment d’un système de gazéification qui est en partie souterrain. (gasification system)
vérificateur Personne qui, à la fois :
a) est indépendante de la personne responsable qui fait l’objet de la vérification;
b) a démontré qu’elle a des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :
(i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
(ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes. (auditor)
vie utile Période commençant à la date de mise en service et se terminant à l’une ou l’autre des dates suivantes :
b) s’il s’agit d’un groupe visé à l’alinéa a) de la définition de date de mise en service, dix-huit mois après la date applicable visée à l’alinéa a). (useful life)
Note marginale :Normes incorporées par renvoi
(3) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme de l’ASTM et de la GPA s’entend de sa version éventuellement modifiée.
DORS/2018-263, art. 1
PARTIE 1Groupes réglementés et limite d’émissions
Limite de l’intensité des émissions
Note marginale :420t/GWh
3 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile d’émettre à une intensité moyenne de plus de 420 tonnes d’émissions de CO2 provenant de la combustion, par le groupe, de combustibles fossiles pour chaque gigawattheure d’électricité produite par le groupe, au cours d’une année civile donnée.
Note marginale :Quantification de l’électricité produite et des émissions
a) la quantité d’électricité produite est calculée selon l’article 19;
b) la quantité des émissions de CO2 est calculée selon celui des articles 20 à 24 qui s’applique.
Note marginale :Émissions de CO2 provenant de sorbant
(3) Les émissions de CO2 attribuables au sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre provenant du groupe en cause sont incluses dans le calcul des émissions de CO2 visées au paragraphe (1).
Note marginale :Système de gazéification du charbon
(4) Pour l’application du paragraphe (1), les émissions d’un système de gazéification du charbon qui fournit du gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole utilisé pour la production d’électricité par le groupe en cause entrent dans le calcul des émissions de ce groupe, si au moins une personne responsable de celui-ci est aussi une personne responsable du système de gazéification.
Note marginale :Application pour une année partielle
(6) Il est entendu que, lorsque le paragraphe (1) s’applique à l’égard d’un groupe pour une période donnée au cours de l’année civile, cette période a valeur d’une année civile complète.
DORS/2018-263, art. 2
(2) Sur réception du rapport d’enregistrement, le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et en informe la personne responsable.
DORS/2018-263, art. 3
Substitution de groupes et application différée
Note marginale :Application du paragraphe 3(1) — substitution de groupes
5 (1) Pour l’application du paragraphe 3(1), la personne responsable d’un groupe qui atteint la fin de sa vie utile au cours d’une année civile peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à substituer au groupe en cause un autre groupe — ci-après le « groupe substitutif » — si les conditions ci-après sont remplies :
a) le groupe substitutif est un groupe existant;
b) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans le groupe substitutif;
c) le groupe en cause et le groupe substitutif sont situés dans la même province;
d) la capacité de production du groupe substitutif, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à la capacité de production du groupe en cause au cours de la même année civile.
(3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe substitutif et du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (1)b) à d) sont remplies.
(4) Le ministre autorise la substitution, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont remplies :
a) le groupe substitutif n’est pas un groupe mis en arrêt aux termes du paragraphe 6(4);
b) le groupe substitutif n’entre pas en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 14(4);
c) il est convaincu que les conditions visées aux alinéas (1)a) à d) sont remplies.
(5) L’autorisation de la substitution entraîne l’application du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe substitutif au lieu du groupe en cause visé au paragraphe (1) à compter de la plus éloignée des dates suivantes :
a) le 1er juillet 2015;
b) la date qui marque le début de l’année civile suivant celle où la demande est présentée.
(6) La substitution prend fin à la plus rapprochée des années civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard du groupe en cause visé au paragraphe (1) :
a) l’année civile qui suit la date à laquelle la personne responsable transmet un avis au ministre indiquant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation visée au paragraphe (4);
b) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition visée à l’alinéa (1)b) n’est plus remplie;
c) l’année civile qui suit celle au cours de laquelle la capacité de production du groupe en cause est supérieure à celle du groupe substitutif visé à l’alinéa (1)d);
d) l’année civile qui suit la fin de la vie utile du groupe substitutif;
e) l’année civile au cours de laquelle le groupe substitutif a produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de combustibles fossiles autres que le charbon ou un mélange de charbon et d’autres combustibles.
DORS/2012-167, art. 5
DORS/2018-263, art. 4
Note marginale :Application différée du paragraphe 3(1)
6 (1) La personne responsable d’un groupe existant qui cesse de produire de l’électricité après le 30 juin 2015 — ci-après « groupe mis en arrêt » — peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à se prévaloir d’une application différée du paragraphe 3(1) à l’égard d’un ou de plusieurs groupes — ci-après « groupes bénéficiaires » — pour le nombre d’années civiles comprises dans la période qui commence le 1er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle le groupe existant cesse de produire de l’électricité et se termine le 31 décembre de l’année civile au cours de laquelle ce groupe atteint la fin de sa vie utile. Si elle est autorisée, pour chaque année civile comprise dans cette période, l’application du paragraphe 3(1) est différée, selon ce qui est précisé dans la demande, à l’égard du groupe bénéficiaire précisé et au cours de l’année civile précisée qui suit la fin de la vie utile de ce groupe.
(2) La demande ne peut être présentée que si les conditions ci-après sont remplies :
a) le propriétaire du groupe mis en arrêt détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans chaque groupe bénéficiaire précisé;
b) le groupe mis en arrêt et chaque groupe bénéficiaire précisé sont situés dans la même province;
c) la capacité de production de chaque groupe bénéficiaire précisé, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou inférieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’année civile précédant la date où ce groupe cesse de produire de l’électricité.
(3) La demande est présentée au plus tard le 31 mai de l’année civile précédant la plus rapprochée des années civiles qui y sont précisées et comporte les renseignements suivants :
a) chaque année civile comprise dans la période visée au paragraphe (1);
b) pour chacune des années civiles visées à l’alinéa a), le groupe bénéficiaire en cause;
c) pour chaque groupe bénéficiaire en cause et à l’égard de chacune de ces années civiles, l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire et pour laquelle l’application différée du paragraphe 3(1) est demandée;
d) le numéro d’enregistrement de chaque groupe bénéficiaire et du groupe mis en arrêt;
e) ceux établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (2)a) à c) sont remplies.
(4) Le ministre autorise l’application différée, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont remplies :
a) le groupe mis en arrêt n’est pas un groupe substitutif aux termes du paragraphe 5(5);
b) aucun groupe bénéficiaire n’entre en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 9(3);
c) il est convaincu que les conditions prévues aux alinéas (2)a) à c) sont remplies.
Note marginale :Groupe mis en arrêt définitivement
(5) Dès lors que l’application différée du paragraphe 3(1) est appliquée à l’égard d’un groupe bénéficiaire précisé, il est interdit de recommencer à produire de l’électricité à partir du groupe mis en arrêt.
(6) La personne responsable qui souhaite remplacer le groupe bénéficiaire précisé dans sa demande, à l’égard de toute année civile visée à l’alinéa (3)c) qui n’en est pas une au cours de laquelle ce groupe a bénéficié de l’application différée, transmet un avis au ministre qui comporte les renseignements suivants :
a) le numéro d’enregistrement du groupe bénéficiaire de remplacement;
b) l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire de remplacement et pour laquelle l’application du paragraphe 3(1) sera différée;
c) les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions des alinéas (2)a) et b) à l’égard de ce groupe sont remplies et que celle de l’alinéa 2c) à l’égard de chacun des groupes bénéficiaires précisés dans la demande, y compris le groupe bénéficiaire de remplacement, est remplie à l’égard de l’année civile précédant la date où l’avis est transmis.
(7) Le ministre autorise le remplacement, dans les trente jours suivant la réception de l’avis, s’il est convaincu que les renseignements fournis établissent que les conditions prévues au paragraphe (6) sont remplies.
(8) Malgré le paragraphe (1), l’application différée prend fin à la plus rapprochée des années civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard de tout groupe bénéficiaire précisé :
a) l’année civile qui suit celle où la demande est présentée, si le groupe mis en arrêt visé au paragraphe (1) continue de produire de l’électricité le 1er janvier de cette année civile;
b) l’année civile au cours de laquelle tout groupe mis en arrêt aux termes du paragraphe (1) recommence à produire de l’électricité;
c) l’année civile qui suit la date de la réception par le ministre d’un avis de la personne responsable indiquant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation prévue au paragraphe (4);
d) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition prévue à l’alinéa (2)a) n’est plus remplie;
e) l’année civile qui suit une année civile visée à l’alinéa (3)c) et au cours de laquelle tout groupe bénéficiaire visé à cet alinéa a eu une capacité de production supérieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’année civile précédant la date où ce groupe cesse de produire de l’électricité.
7 (1) La personne responsable d’un groupe peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présenter au ministre une demande d’exemption de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe si les conditions ci-après sont réunies :
a) la situation d’urgence entraîne une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionnement en électricité dans la province où ce groupe est situé;
b) l’exploitation du groupe permettra de réduire le risque d’une telle interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas.
Note marginale :Définition de « situation d’urgence »
(2) Une situation d’urgence résulte de l’une ou l’autre des circonstances suivantes :
b) une circonstance dans laquelle l’une ou l’autre des mesures visées à l’alinéa 1a) du Règlement prévoyant les circonstances donnant ouverture à une exemption en vertu de l’article 147 de la Loi a été prise au préalable dans la province où le groupe est situé.
(3) La personne responsable présente au ministre, dans les quinze jours suivant la survenance de la situation d’urgence, la demande d’exemption comportant le numéro d’enregistrement du groupe en cause, la date à laquelle la situation d’urgence est survenue ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues aux alinéas (1)a) et b) sont réunies.
(4) S’il est convaincu que les conditions visées aux alinéas (1)a) et b) sont réunies, le ministre accorde l’exemption dans les trente jours suivant la réception de la demande.
Note marginale :Durée de l’exemption
(5) L’exemption est valide à compter de la date à laquelle la situation d’urgence est survenue jusqu’à la plus rapprochée des dates suivantes :
a) le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date;
b) la date fixée par le ministre;
c) celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :
(i) la date à laquelle la circonstance visée à l’alinéa (2)a) cesse d’entraîner l’interruption, ou un risque important d’interruption, de l’approvisionnement en électricité dans la province où ce groupe est situé,
(ii) la date à laquelle la mesure visée à l’alinéa (2)b) cesse de s’appliquer.
8 (1) Si les conditions prévues aux alinéas 7(1)a) et b) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre du paragraphe 7(4), la personne responsable peut, avant l’expiration de l’exemption, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci.
(2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui :
a) d’une part, que les alinéas 7(1)a) et b) continueront de s’appliquer après l’expiration de l’exemption accordée au titre du paragraphe 7(4);
b) d’autre part, que des mesures — autres que l’exploitation du groupe pendant la durée de l’exemption — ont été prises et sont en voie d’être prises, afin de réduire le risque de l’interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas.
(3) S’il est convaincu que les éléments visés aux alinéas (2)a) et b) sont établis, le ministre autorise la prolongation de l’exemption dans les quinze jours suivant la réception de la demande.
Note marginale :Durée de la prolongation
(4) La prolongation est valide jusqu’à la plus rapprochée des dates suivantes :
a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la demande a été présentée;
c) la date visée à l’alinéa 7(5)c).
Exemption temporaire — système à construire
9 (1) La personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile peut présenter au ministre une demande d’exemption temporaire de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe en cause si :
Note marginale :Demande et autorisation
(2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements et documents à l’appui suivants :
a) une déclaration comportant les éléments suivants :
(i) une mention portant qu’à la connaissance de la personne responsable et selon ce qu’elle tient pour véridique l’étude de faisabilité visée à l’alinéa b) démontre la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone,
(ii) une mention portant que, selon l’étude de faisabilité visée à l’alinéa c) et le plan de mise en oeuvre visé à l’alinéa e), elle prévoit respecter les exigences prévues à l’article 10 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025;
b) une étude de faisabilité démontrant la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone et comportant les éléments suivants :
(i) une estimation des coûts du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe, y compris la marge d’erreur applicable à cette estimation,
(ii) les sources de financement;
c) une étude de faisabilité technique démontrant, d’après les renseignements énumérés à l’annexe 2 portant sur les éléments de captage, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone, qu’aucun obstacle technique insurmontable n’empêche la réalisation des activités suivantes :
(i) capter un volume suffisant d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles à partir du groupe pour permettre à la personne responsable de se conformer au paragraphe 3(1),
(ii) transporter vers des sites de séquestration géologique adéquats les émissions de CO2 captées,
(iii) séquestrer dans ces sites les émissions de CO2 captées;
d) une description des travaux réalisés afin de respecter les exigences prévues à l’article 10, accompagnée des renseignements énumérés à l’annexe 3 qui ont trait à la réalisation de ces travaux;
e) un plan de mise en oeuvre comportant une description des travaux à réaliser, pour permettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier des principales étapes de leur réalisation :
(i) le respect des exigences prévues à l’article 10,
(ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées.
(3) Le ministre autorise l’exemption temporaire dans les cent vingt jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont réunies :
a) la personne responsable a fourni les documents visés au paragraphe (2);
b) les renseignements contenus dans ces documents peuvent raisonnablement être considérés comme établissant :
(i) la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone,
(ii) la faisabilité technique des éléments de captage, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone,
(iii) le cas échéant, le respect d’une exigence prévue à l’article 10 à la suite de travaux achevés avant la demande,
(iv) la conformité de la personne responsable avec les exigences prévues à l’article 10 afin de se conformer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone.
(4) L’exemption temporaire est levée le 31 décembre 2024, sauf si elle est antérieurement révoquée conformément à l’article 13.
DORS/2018-263, art. 5
Note marginale :Exigences rattachées à l’exemption
10 La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire accordée, à l’égard d’un groupe, aux termes du paragraphe 9(3) doit :
a) réaliser une étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, au plus tard le 1er janvier 2020;
b) acheter tous les équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2021;
c) conclure tout contrat nécessaire au transport et à la séquestration des émissions de CO2 provenant du groupe, au plus tard le 1er janvier 2022;
d) prendre toutes les dispositions nécessaires afin d’obtenir les permis ou autorisations préalables à la construction de l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2022;
e) veiller à ce que le système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe capte les émissions de CO2 provenant de la combustion des combustibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et les séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, au plus tard le 1er janvier 2024.
DORS/2018-263, art. 6(A)
Note marginale :Rapport de mise en oeuvre
11 (1) La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire à l’égard d’un groupe fournit au ministre, pour chaque année civile suivant celle où l’exemption a été accordée, un rapport de mise en oeuvre comportant le numéro d’enregistrement de ce groupe ainsi que les renseignements ci-après, documents à l’appui :
a) une mention des étapes de la construction des éléments de capture, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone et de leur intégration au groupe, réalisées au cours de l’année en cause;
b) une mention des exigences prévues à l’article 10 qui ont été respectées au cours de cette année, accompagnée des renseignements ou documents énumérés à l’annexe 3;
c) une description des mesures prises pour réaliser ces étapes et de celles prises pour respecter ces exigences;
d) toute modification apportée aux renseignements fournis préalablement au ministre à l’égard de la conception technique proposée pour l’élément de captage, des méthodes ou des routes privilégiées pour le transport ou des sites de séquestration privilégiés du système de captage et de séquestration de carbone;
e) une description des mesures à prendre, pour permettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier :
(i) le respect des exigences visées à l’article 10 qui n’ont pas encore été respectées,
(ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025 une fois intégré au groupele système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées.
(2) Le rapport de mise en oeuvre est fourni au ministre au plus tard le 31 mars de l’année civile suivant l’année civile en cause.
Note marginale :Mise à jour des renseignements
12 En cas de circonstance ou d’événement pouvant limiter la capacité de la personne responsable d’atteindre les objectifs visés à l’alinéa 11(1)e), la personne responsable transmet au ministre, sans délai, un avis comportant le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements suivants :
a) une description de la circonstance ou de l’événement en question et la nature de la limitation;
b) une explication des solutions envisagées qui permettront d’atteindre ces objectifs;
c) à l’égard de cette explication, une mise à jour des renseignements visés aux alinéas 11(1)c) à e) qui ont été fournis au ministre, documents à l’appui.
Note marginale :Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs
13 (1) Le ministre révoque l’exemption temporaire accordée conformément au paragraphe 9(3) dans les cas suivants :
a) la personne responsable ne respecte pas l’une ou l’autre des exigences prévues à l’article 10;
b) certains renseignements fournis lors de la demande ou dans le rapport de mise en oeuvre visé à l’article 11 ou dans l’avis visé à l’article 12, sont faux ou trompeurs.
Note marginale :Révocation — rapport non fourni ou motifs raisonnables
(2) Le ministre peut révoquer l’exemption temporaire dans les cas suivants :
a) la personne responsable n’a pas fourni le rapport de mise en oeuvre conformément à l’article 11;
b) le ministre a des motifs raisonnables de croire que le système de captage et de séquestration de carbone ne sera pas en mesure de capter, de transporter et de séquestrer les émissions de CO2 provenant du groupe en cause conformément à l’alinéa 10e) dans le délai qui y est prévu;
c) le ministre a des motifs raisonnables de croire que la personne responsable ne sera pas en mesure, au 1er janvier 2025, de respecter la limite d’intensité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément au paragraphe 3(1).
Note marginale :Avis préalable et observations
(3) Le ministre ne peut révoquer l’exemption temporaire au titre des paragraphes (1) ou (2) que s’il prend les mesures suivantes :
a) il avise au préalable par écrit la personne responsable des motifs de la révocation projetée;
b) il lui donne la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit
14 (1) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile peut être exemptée, sur demande présentée au ministre, de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe pour une période de vingt-quatre mois consécutifs débutant le 1er janvier de l’année civile suivant celle où la demande a été présentée si les conditions ci-après sont réunies :
a) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans un groupe existant;
b) la capacité de production du groupe existant, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à celle du groupe en fin de vie utile au cours de la même année civile;
c) le groupe en fin de vie utile et le groupe existant sont situés dans la même province;
e) la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant qui sont captées, transportées et séquestrées est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO2;
f) ces émissions sont captées conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées;
g) elles sont également captées, transportées et séquestrées pendant une période de sept années civiles consécutives;
h) elles représentent en outre au moins 30 % de la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant au cours de chaque année civile comprise dans cette période;
i) le groupe existant n’atteint pas la fin de sa vie utile au cours de la période en question.
(2) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile présente la demande d’exemption avant le 1er septembre de l’année civile précédant celle pour laquelle l’exemption est demandée.
(3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en fin de vie utile et du groupe existant ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui :
a) que les conditions prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) sont remplies;
(4) Le ministre accorde l’exemption, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont remplies :
a) le groupe en fin de vie utile n’a pas précédemment fait l’objet de l’exemption prévue au paragraphe (1);
b) le groupe existant n’entre pas en jeu dans une exemption accordée précédemment conformément au paragraphe (1);
c) le groupe existant visé au paragraphe (1) n’est pas un groupe substitutif aux termes du paragraphe 5(5);
d) il est convaincu que les conditions prévues au paragraphe (3) sont remplies.
Note marginale :Obligation de capter 30 % des émissions de CO2
(5) La personne responsable d’un groupe existant qui bénéficie d’une exemption au titre du paragraphe (4) veille à ce que les conditions prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) soient remplies pour le reste de la période visée à l’alinéa (1)g) une fois écoulée la période de trente mois consécutifs visée à l’alinéa (3)b).
DORS/2018-263, art. 7
PARTIE 2Rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements
15 Pour chaque année civile, la personne responsable de l’un ou l’autre des groupes ci-après transmet au ministre un rapport comportant les renseignements énumérés à l’annexe 4 pour l’année civile en cause, au plus tard le 1er juin suivant la fin de cette année :
a) un groupe nouveau;
b) un groupe en fin de vie utile;
c) un groupe substitutif visé au paragraphe 5(5);
d) un groupe existant visé au paragraphe 14(1), si l’année civile en cause est comprise dans le reste de la période de sept années civiles consécutives prévue au paragraphe 14(5).
Note marginale :Rapports, avis et demandes électroniques
16 (1) Les rapports, avis et demandes au ministre prévus par le présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable.
(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet un rapport ou un avis ou qui présente une demande n’est pas en mesure de le faire conformément à ce paragraphe, elle le transmet ou la présente sur support papier, signé par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, le cas échéant.
17 (1) La personne responsable d’un groupe verse aux dossiers les renseignements et documents suivants :
a) le cas échéant, une copie de l’avis visé aux paragraphes 4(3), 5(6) ou 6(6) ou à l’article 12 qui a été transmis au ministre et des renseignements qu’il comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;
b) une copie de toute demande visée aux paragraphes 5(3), 6(3), 7(3), 8(2), 9(2) ou 14(3) et des renseignements qu’elle comporte, y compris une copie des documents fournis à l’appui;
c) les mesures directes du débit et de la concentration en CO2 des émissions visées à l’alinéa 14(1)e) et au paragraphe 20(2), ainsi que celles visées par la variable Enon scs au paragraphe 21(1) et la variable Escs à l’article 22;
d) un relevé des mesures et une description des calculs effectués pour déterminer la valeur de chacune des variables des formules prévues aux articles 19 et 21 à 24;
e) les renseignements établissant que les compteurs visés à l’article 19 répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz , y compris le certificat visé à l’article 14 de cette loi;
f) à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a), les renseignements et les documents visés à la section 8 de la Méthode de référence;
g) les renseignements établissant que l’installation, l’entretien et l’étalonnage visés au paragraphe 25(1) sont faits conformément à ce paragraphe et que les instruments de mesure sont conformes au paragraphe 25(3), ainsi que tout étalonnage visé au paragraphe 25(2);
h) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 27.
(2) Les renseignements et documents visés aux alinéas (1)c) à h) sont versés aux dossiers dès que possible, mais au plus tard trente jours après le moment où ils sont accessibles.
Note marginale :Conservation des renseignements et des rapports
18 (1) Toute personne responsable tenue de verser aux dossiers des renseignements ou documents ou de transmettre un rapport ou un avis en application du présent règlement doit conserver les renseignements en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins sept ans après les avoir versés aux dossiers ou, s’agissant des rapports ou avis, les avoir transmis. Les renseignements, les documents et les copies sont conservés à l’établissement principal de la personne au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, la personne informe le ministre de l’adresse municipale du lieu.
(2) Le ministre doit être avisé par écrit du changement d’adresse municipale du lieu visé au paragraphe (1) dans les trente jours suivant le changement.
PARTIE 3Règles de quantification
19 (1) La quantité d’électricité visée à l’alinéa 3(2)a) est calculée conformément à la formule suivante :
Gbrute – Gaux
représente la quantité brute d’électricité produite par ce groupe au cours de l’année civile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques de tous les générateurs du groupe à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz ;
la quantité d’électricité, exprimée en GWh, produite par le groupe et utilisée par la centrale électrique où le groupe est situé pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement, au cours de l’année civile en cause, attribuée à ce groupe pour la production d’électricité et la séparation de CO2, sauf la pressurisation de CO2, et déterminée selon une méthode d’attribution appropriée, à partir de données fournies à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz .
Note marginale :Méthode d’attribution — années civiles subséquentes
(2) Dès qu’une méthode d’attribution est utilisée pour déterminer la variable Gaux à l’égard d’une année civile, elle est utilisée pour les années civiles subséquentes, sauf si, au cours d’une de celles-ci :
a) un groupe qui se trouve à la centrale électrique cesse de produire de l’électricité ou un groupe nouveau y est ajouté;
b) un système de captage et de séquestration de carbone est intégré à un groupe qui se trouve à la centrale électrique.
Note marginale :Changement de méthode d’attribution
(3) Dans le cas où l’un des alinéas (2)a) et b) s’applique au cours d’une année civile subséquente, la personne responsable utilise — pour la détermination de la variable Gaux à l’égard de cette année subséquente — la méthode d’attribution appropriée qui prend en considération le changement visé à l’alinéa en cause. Le paragraphe (2) s’applique à l’égard de cette méthode d’attribution et de cette année subséquente comme si elles étaient, respectivement, la méthode d’attribution et l’année civile visées à ce paragraphe.
DORS/2018-263, art. 8
Moyens de quantification
Note marginale :Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou méthode fondée sur le type de combustible
20 (1) Pour l’application des articles 3 et 15, la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe au cours d’une année civile donnée est déterminée :
a) soit à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à l’article 21;
b) soit à l’aide d’une méthode fondée sur la quantité de carbone contenue dans le type de combustible fossile utilisé pour alimenter le groupe, précisée aux articles 22 et 23 ou 24.
Note marginale :Émissions provenant du système de gazéification
(2) Lorsqu’un système de gazéification du charbon visé au paragraphe 3(4) est utilisé pour produire du combustible pour un groupe, la quantité des émissions provenant du groupe visé au paragraphe (1) est déterminée conformément à l’alinéa (1)a). Dans la mesure où les émissions provenant de ce système ne sont pas captées, transportées et séquestrées conformément au paragraphe 3(5), leur quantité est calculée, pour l’application du paragraphe 3(1), à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO2.
Note marginale :Quantification
21 (1) Dans le cas visé à l’alinéa 20(1)a), la quantité d’émissions de CO2 visée au paragraphe 20(1) est calculée conformément à la formule suivante :
Eg – Ebio + Enon scs
représente la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence;
la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée :
a) soit à l’aide d’une des méthodes de quantification ci-après fondée sur le type de combustible :
(i) si la quantité de biomasse solide brûlée est inférieure à un taux quotidien moyen de 3t/jour au cours de l’année civile en cause, celle visée aux alinéas 24(1)a) ou b),
(ii) dans les autres cas, celle utilisée conformément à l’une des formules visées aux alinéas 23(1)a) à c) qui s’applique, selon le type de biomasse en cause,
b) soit à l’aide de la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, prévue au paragraphe (2);
Enon scs
la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause, y compris les émissions visées au paragraphe 3(4) — à l’exclusion de la quantité représentée par la variable Eg et mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions — qui est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO2 et qui n’est pas captée, transportée et séquestrée conformément au paragraphe 3(5).
Note marginale :Ebio selon la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
(2) Pour la détermination de la variable Ebio, on utilise la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, selon laquelle les opérations ci-après sont effectuées, dans l’ordre :
a) calcul du volume de CO2 émis à partir du groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de combustibles au cours de l’année civile, selon la formule suivante :
0,01 × %CO2w,h × Qw,h × th
représente la concentration moyenne d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe pour chaque heure « h » de production d’électricité au cours de l’année civile, mesurée à partir des gaz de cheminée — ou, le cas échéant, calculée conformément à l’article 7.4 de la Méthode de référence à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O2) dans ces gaz de cheminée — exprimée en pourcentage de CO2 sur une base humide,
le débit volumétrique moyen durant l’heure en cause, exprimé en m3 normalisés, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée,
la période au cours de laquelle le groupe a produit de l’électricité, exprimée en heures;
b) calcul du volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 normalisés et identifié par la variable Vcf, selon la formule suivante :
représente la quantité de chaque combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile, déterminée :
a) pour les combustibles solides, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés,
le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces combustibles,
le facteur de carbone propre au combustible fossile de type « i », soit, selon le cas, le facteur F par défaut qui figure dans la colonne 3 du tableau du paragraphe (3) pour le type de combustible visé à la colonne 2 ou celui déterminé conformément à l’annexe A de la Méthode de référence, exprimé en m3 normalisés de CO2/GJ,
le pouvoir calorifique supérieur ci-après, exprimé en GJ/tonne pour les combustibles solides, en GJ/kL pour les combustibles liquides et en GJ/m3 normalisés pour les combustibles gazeux :
a) le pouvoir calorifique supérieur par défaut prévu à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le combustible fossile de type « i » visé à la colonne 1,
c) calcul du volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, exprimé en m3 normalisés et identifié par la variable Vbio, selon la formule suivante :
VT – Vcf
représente la somme des volumes de CO2 émis par le groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de combustibles au cours de l’année civile en cause et calculés selon l’alinéa a),
la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa b);
d) calcul de la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, soit la variable Ebio de la formule prévue au paragraphe (1), conformément aux deux opérations suivantes :
(i) calcul de la fraction correspondant au volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le même groupe au cours de l’année civile en cause, identifiée par la variable Biofr, selon la formule suivante :
représente le volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculé conformément à la formule prévue à l’alinéa c),
la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa c),
(ii) calcul de la quantité des émissions de CO2 identifiée par la variable Ebio, selon la formule suivante :
(Biofr× Eg) – Es
représente la fraction correspondant au volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le même groupe au cours de l’année civile en cause déterminée conformément à la formule prévue au sous-alinéa (i),
la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au paragraphe (1),
la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée selon la formule suivante :
représente la quantité de sorbant — notamment carbonate de calcium (CaCO3) — ainsi utilisée, exprimée en tonnes,
le rapport stoechiométrique — selon la fraction molaire — de CO2 attribuable à une mole de sorbant, où R=1 lorsque le sorbant est du CaCO3,
la masse moléculaire du sorbant où MMs = 100 lorsque le sorbant est du CaCO3.
Note marginale :Facteur F par défaut
(3) Le facteur F de carbone par défaut propre à certains types de combustibles fossiles est celui prévu à la colonne 3 du tableau :
Facteur F (m3 normalisés/GJ)
Anthracite 54,2
Bitumineux 49,2
Sous-bitumineux 49,2
Lignite 53,0
Brute, résiduaire, distillée 39,3
Naturel 28,4
Propane 32,5
Note marginale :Cheminée commune — désagrégation
(4) Malgré le paragraphe (1), dans le cas où plusieurs groupes sont situés à une centrale électrique où se trouve le groupe en cause et où un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé pour mesurer les émissions provenant de certains de ces groupes, y compris le groupe en cause, au point de rejet d’une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes vers la cheminée commune, la quantité d’émissions attribuable au groupe en cause, pour l’application du paragraphe (1), est calculée en fonction de la proportion du flux calorifique à l’alimentation du groupe par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui partagent une cheminée commune, selon la formule suivante :
représente la quantité du combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée :
a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés;
HHVgj
le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminé conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;
le ie groupe situé à la centrale électrique, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de groupes qui partagent une cheminée commune;
le je type de combustible, y compris tout type de biomasse, brûlé au cours de l’année civile en cause par un groupe situé à la centrale électrique, « j » équivalant au chiffre 1 à m et m équivalant au nombre de types de combustible;
la quantité du combustible de type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminée pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, de la manière prévue pour la variable Qgj;
le pouvoir calorifique supérieur du combustible de type « j » brûlé par le groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminé conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article;
la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par tous les groupes au cours de l’année civile en cause, mesurée par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions sur la cheminée commune conformément au paragraphe 21(1).
Quantification fondée sur le type de combustible brûlé
22 Dans le cas visé à l’alinéa 20(1)b), la quantité des émissions de CO2 visée au paragraphe 20(1) est calculée conformément à la formule suivante :
représente la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustible fossile de type « i » par le groupe au cours de l’année civile en cause et est calculée selon le type de combustible conformément à l’article 23 ou 24;
le ie type de combustible fossile qui a été brûlé par le groupe au cours de cette année, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de types de combustibles fossiles brûlés;
la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii);
la quantité de CO2, exprimée en tonnes, contenue dans les émissions provenant de la combustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause qui sont captées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées, et qui est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit de ces émissions et de leur concentration en CO2.
DORS/2018-263, art. 9(A)
Note marginale :Contenu en carbone mesuré
23 (1) Sous réserve de l’article 24, la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combustible par le groupe en cause au cours d’une année civile donnée est calculée selon celle des formules ci-après qui s’applique :
a) dans le cas de combustibles solides :
Mc × CCM × 3,664
représente la masse du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause déterminée, selon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure et exprimée en tonnes,
la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, déterminée conformément au paragraphe (2), sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer Mc;
b) dans le cas de combustibles liquides :
Vc × CCM × 3,664
représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL, déterminé à l’aide de débitmètres,
la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible, déterminée conformément au paragraphe (2), à la même température que celle choisie pour déterminer Vc;
c) dans le cas de combustibles gazeux :
représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause, exprimé en m3 normalisés, déterminé à l’aide de débitmètres,
la moyenne pondérée du contenu en carbone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, calculée conformément au paragraphe (2),
la masse moléculaire moyenne du combustible, exprimée en kg par kg-mole de combustible, déterminée à partir des échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 27,
le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m3 normalisés par kg-mole de combustible aux conditions normalisées de 15 °C et 101,325 kPa.
Note marginale :Moyenne pondérée
(2) La moyenne pondérée « CCM » visée aux alinéas (1)a) à c) est déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 27, selon la formule suivante :
représente le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la ie période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, selon la même unité de mesure applicable que celle mentionnée pour la variable CCM, et fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible ou, s’il ne l’est pas, celui établi par la personne responsable — ce contenu étant déterminé :
a) dans le cas des combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM, conformément à :
(i) s’agissant du charbon, de biomasse ou de dérivés de matières résiduaires, la norme ASTM D5373-08 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal ,
(ii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
(A) la norme ASTM applicable au type de combustible en cause,
(B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
b) dans le cas des combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
(i) la norme ASTM D3238-95(2010) intitulée Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method , accompagnée de l’une ou l’autre des normes applicables suivantes :
(A) la norme ASTM D2503-92(2007) intitulée Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure ,
(B) la norme ASTM D2502-04(2009) intitulée Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements ,
(ii) la norme ASTM D5291-10 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants ,
(iii) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
c) dans le cas des combustibles gazeux :
(i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone :
(A) la norme ASTM D1945-03(2010) intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography ,
(B) la norme ASTM D1946-90(2011) intitulée Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography ,
(ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le contenu en carbone du combustible en cause,
le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces périodes d’échantillonnage,
la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimée :
a) en tonnes, pour les combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM,
b) en kL pour les combustibles liquides,
c) en m3 normalisés, pour les combustibles gazeux.
DORS/2018-263, art. 10(F)
Note marginale :Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur
24 (1) La quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combustible visé au paragraphe (2) par un groupe au cours d’une année civile donnée peut être déterminée, conformément au paragraphe (4), à l’aide de la valeur du pouvoir calorifique supérieur applicable suivante :
a) la mesure du pouvoir calorifique supérieur déterminée conformément au paragraphe (6), dans le cas où elle est fournie par le fournisseur du combustible à la personne responsable ou, si elle ne l’est pas, celle ainsi déterminée par la personne responsable;
(2) Les combustibles visés sont les suivants :
a) un combustible brûlé par un groupe à l’égard duquel une exemption de l’application du paragraphe 3(1) a été accordée conformément au paragraphe 7(4);
b) chaque combustible visé à l’article 23 brûlé au cours de l’année civile à un taux inférieur à l’un ou l’autre des taux quotidiens moyens visés au paragraphe (3);
d) un combustible brûlé par un groupe de réserve.
Note marginale :Taux quotidiens moyens
(3) Les taux quotidiens moyens sont les suivants :
a) dans le cas des combustibles solides, 3 t/jour;
b) dans le cas des combustibles liquides, 1900 L/jour;
c) dans le cas des combustibles gazeux, 500 m3 normalisés/jour.
Note marginale :Quantité des émissions
(4) La quantité des émissions est calculée selon la formule suivante :
Q × HHV × EF × 0,001
représente la quantité du combustible brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, déterminée :
a) pour un combustible solide, de la même manière que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes,
b) pour un combustible liquide, de la même manière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) pour un combustible gazeux, de la même manière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés;
la valeur ci-après exprimée en GJ/tonne pour les combustibles solides, en GJ/kL pour les combustibles liquides et en GJ/m3 normalisés pour les combustibles gazeux :
a) dans le cas visé à l’alinéa (1)a), la moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur de ce combustible, déterminée conformément au paragraphe (5), à partir des échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 27,
le facteur d’émissions de CO2 par défaut prévu à la colonne 3 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, en l’absence d’un tel facteur, celui établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles.
(5) La moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur du combustible est calculée conformément à la formule suivante :
représente le pouvoir calorifique supérieur de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, du combustible pour la ie période d’échantillonnage, déterminé conformément au paragraphe (6), dans le cas où il est fourni par le fournisseur du combustible à la personne responsable ou, s’il ne l’est pas, celui ainsi déterminé par la personne responsable;
le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de périodes d’échantillonnage;
la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimé :
a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), et en tonnes,
b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), et en kL,
c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), et en m3 normalisés.
Note marginale :Mesure du pouvoir calorifique supérieur
(6) La mesure du pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminée :
a) dans le cas des combustibles solides suivants :
(i) charbon ou biomasse, conformément à la norme ASTM D5865-13 intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke ,
(iii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur :
(B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale,
b) dans le cas des combustibles liquides suivants :
(i) huile et dérivés de matières résiduaires, conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
(A) la norme ASTM D240-09 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter ,
(B) la norme ASTM D4809-09a intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method) ,
(ii) s’agissant d’autres combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique supérieur :
(B) en l’absence d’une norme ASTM, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
(i) conformément à l’une ou l’autre des normes ci-après applicables au combustible en cause :
(A) la norme ASTM D1826-94(2010) intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter ,
(B) la norme ASTM D3588-98(2003) intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels ,
(C) la norme ASTM D4891-89(2006) intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion ,
(D) la norme 2172-09 de la GPA intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer ,
(E) la norme 2261-00 de la GPA intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography ,
DORS/2018-263, art. 11
Note marginale :Installation, entretien et étalonnage des instruments de mesure
25 (1) La personne responsable du groupe installe, entretient et étalonne les instruments de mesure — autres que le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) et tout instrument de mesure assujetti à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz — utilisés pour l’application des articles 3 ou 15 conformément aux instructions recommandées par le fabricant ou à une norme généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.
Note marginale :Fréquence de l’étalonnage
(2) La personne responsable étalonne les instruments de mesure selon la plus exigeante des fréquences suivantes :
a) au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle;
b) à la fréquence minimale recommandée par le fabricant.
Note marginale :Exactitude des mesures
(3) Les instruments de mesure permettent une détermination des mesures selon une marge d’erreur de ± 5 %.
Note marginale :Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
26 (1) La personne responsable qui utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) pour l’application des articles 3 ou 15 s’assure que la Méthode de référence est suivie et que le système y est conforme.
(2) Avant son utilisation par la personne responsable pour l’application de l’alinéa 20(1)a), le système est homologué conformément à la section 5 de la Méthode de référence.
Note marginale :Vérification annuelle de la qualité
(3) Pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise le système, le vérificateur :
b) s’assure que ce manuel a été mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence;
c) évalue si, à son avis, la personne responsable a suivi la Méthode de référence et le système répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment celles mentionnées aux sections 3 et 4 de cette méthode.
(4) La personne responsable obtient du vérificateur un rapport, signé par ce dernier, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 6 et le transmet au ministre avec le rapport visé à l’article 15.
Exigences en matière d’échantillonnage et d’analyse
27 (1) La valeur des variables relatives au contenu en carbone et au pouvoir calorifique supérieur visées aux articles 21 à 24 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.
(2) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de la centrale électrique permettant de fournir l’échantillon représentatif ci-après du combustible brûlé, à la fréquence minimale suivante :
a) s’il s’agit de charbon, autre que du gaz de synthèse provenant de charbon ou de coke de pétrole, un échantillon composite pour chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité, préparé conformément à la norme ASTM D2013 / D2013M-11 intitulée Standard Practice for Preparing Coal Samples for Analysis et établi à partir de sous-échantillons du charbon ayant servi à la combustion prélevés au moins deux fois au cours de la semaine et à au moins quarante-huit heures d’intervalle conformément à l’une ou l’autre des normes suivantes :
(i) la norme ASTM D2234 / D2234M-10 intitulée Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal ,
(ii) la norme ASTM D7430 - 11ae1 intitulée Standard Practice for Mechanical Sampling of Coal ;
b) s’il s’agit d’un type de combustible solide autre que le charbon, un échantillon composite par mois établi à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion, prélevés à chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité et qui commence au cours du mois et à au moins quarante-huit heures d’intervalle, après tout traitement du combustible mais avant qu’il ne soit mélangé à d’autres combustibles;
c) s’il s’agit d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz naturel, un prélèvement d’échantillon à chaque trimestre, avec au moins un mois d’intervalle entre chaque prélèvement;
d) s’il s’agit du gaz naturel, un prélèvement d’échantillon deux fois par année civile, avec un intervalle d’au moins quatre mois entre chaque prélèvement.
Note marginale :Échantillons additionnels
(3) Il est entendu que la personne responsable qui prélève, pour l’application du présent règlement, plus d’échantillons que le nombre minimal prévu au paragraphe (2), doit tenir compte de tous les échantillons ou, s’il s’agit d’échantillons composites, de tous les sous-échantillons prélevés aux fins de la détermination prévue au paragraphe (1).
Note marginale :Données manquantes
28 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque une donnée pour déterminer l’intensité des émissions visée au paragraphe 3(1), au cours d’une période donnée de l’année civile en cause, conformément aux formules prévues à l’article 19 ou à l’un des articles 21 à 24, une donnée de remplacement pour la variable visée à l’une de ces formules, établie selon une méthode appropriée pour cette période, est utilisée à cette fin.
Note marginale :Donnée de remplacement — système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
(2) Dans le cas où le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) est utilisé pour déterminer, au cours d’une période donnée, une quelconque variable d’une formule visée à l’article 21 et où une donnée n’a pu être obtenue à l’aide de ce système, la donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.5.2 de la Méthode de référence.
Note marginale :Donnée de remplacement — méthode fondée sur le type de combustible
(3) Dans le cas où la méthode fondée sur le type de combustible, visée à l’alinéa 20(1)b), est utilisée pour déterminer une quelconque variable d’une formule visée à l’un des articles 21 à 24 visant, selon le cas, le pouvoir calorifique supérieur, le contenu en carbone ou la masse moléculaire d’un combustible et où une donnée nécessaire au calcul de la variable ne peut être fournie pour une période donnée, la donnée de remplacement correspond à la moyenne des données disponibles pour cette variable, établie à l’aide de la méthode en question, pendant la période équivalente précédant la période en cause et, le cas échéant, la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cette variable pendant la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour celle-ci à l’aide de cette méthode, au cours de la période équivalente qui suit cette période.
Note marginale :Données de remplacement — plusieurs périodes données
(4) Si une donnée n’est pas disponible au cours d’une ou plusieurs périodes données au cours de l’année civile en cause, une donnée de remplacement visée aux paragraphes (1) ou (3) ne peut être fournie que pour un maximum de vingt-huit jours de cette année civile, répartis sur une ou plusieurs des périodes en cause.
29 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1er juillet 2015.
(2) Les articles 1, 2 et 4, les paragraphes 5(1) à (4) et les articles 9 à 14 et 29 entrent en vigueur le 1er janvier 2013.
Note marginale :1er janvier 2030
(3) L’article 3, à l’égard des groupes de réserve, entre en vigueur le 1er janvier 2030.
ANNEXE 1(paragraphe 4(1))Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir
c) le cas échéant, le numéro d’identification que lui a attribué le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application de l’article 48 de la Loi;
e) sa date de mise en service;
f) sa capacité de production.
DORS/2018-263, art. 12
ANNEXE 2(alinéa 9(2)c))Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir
1 Renseignements sur l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone :
a) une description de la méthode qui sera utilisée pour capter les émissions, y compris un avant-projet de conception technique et une description de la technologie et du procédé privilégiés qui seront utilisés;
b) une description de toute modification majeure qui devra être apportée au groupe pour réaliser l’intégration de l’élément de captage d’une manière permettant à la personne responsable de se conformer au paragraphe 3(1) du présent règlement;
c) la mention de tout équipement majeur devant être installé et de tout autre équipement d’importance devant être modifié ou remplacé;
e) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires;
f) une estimation de la capacité de production du groupe une fois l’élément de captage intégré;
g) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par ce groupe, au cours d’une année civile — selon la variable Gbrute visée au paragraphe 19(1) du présent règlement —, une fois l’élément de captage intégré;
h) une estimation du taux de captage d’émissions de CO2 et du volume d’émissions de CO2, exprimée en m3 normalisés, à capter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service du groupe;
i) une analyse préliminaire des ressources qui seront utilisées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles;
j) les documents établissant qu’un espace et un accès adéquats ont été prévus à la centrale électrique où le groupe est situé pour l’installation de l’équipement nécessaire au captage, y compris les plans du site qui comportent :
(i) le dessin graphique et l’emplacement des principales pièces d’équipement de la production d’électricité, et de captage et de compression de carbone, ainsi que de tout équipement accessoire de la dimension appropriée pour capter le volume suffisant de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement,
(ii) l’espace qui sera utilisé pour procéder à la construction de l’élément de captage du système,
(iii) le point de sortie du pipeline qui transporte les émissions de CO2 captées, à partir de la centrale électrique où le groupe est situé jusqu’au site de séquestration, si elles ne sont pas séquestrées à cette centrale électrique;
k) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction du système de captage et à son exploitation une fois qu’il sera intégré au groupe, compte tenu de la technologie de captage privilégiée;
l) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation du groupe auquel est intégré l’élément de captage, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
m) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation du groupe auquel est intégré l’élément de captage.
2 Renseignements sur l’élément de transport du système de captage et de séquestration de carbone :
a) la mention d’une ou de plusieurs méthodes de transport et des routes privilégiées menant au site de séquestration géologique visé à l’alinéa 3b) et la justification de ces choix, y compris les parcours et les fichiers du système d’information géographique (SIG) à l’appui, pour chaque méthode et chaque route choisie;
b) l’emplacement prévu et la taille des stations de pompage, y compris l’emplacement des points de réception et de livraison ainsi que des interconnexions du pipeline pour chaque route privilégiée;
c) pour chaque route privilégiée, une estimation du diamètre du pipeline qui est requis pour transporter le volume suffisant de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement;
d) le cas échéant, une description détaillée de la façon d’obtenir les navires-citernes requis pour le transport des émissions de CO2 captées ou de les mettre en service, accompagnée d’un plan détaillé de l’infrastructure portuaire à aménager pour permettre l’expédition de ces émissions de CO2 à bord de ces navires-citernes;
e) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction et à l’exploitation, pour chacune des routes privilégiées, du pipeline ou du réseau d’expédition, selon le cas, y compris ceux reliés à l’utilisation des terres de surface ou souterraines à ces fins, accompagnée d’une indication de la façon de surmonter ces risques et obstacles;
f) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation de l’élément de transport, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
g) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation de l’élément de transport.
3 Renseignements sur l’élément de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone :
a) une estimation du volume d’émissions de CO2, exprimée en m3 normalisés, devant être capté et séquestré au cours d’une année civile et pendant la durée de service envisagée du groupe;
b) la mention du ou des sites adéquats pour la séquestration géologique des émissions de CO2 captées, accompagnée de la délimitation de l’étendue géographique de chacun de ces sites et d’au moins une étude, effectuée selon une méthode d’estimation de la capacité de séquestration généralement reconnue au plan national ou international, démontrant que la capacité requise pour capter le volume suffisant d’émissions de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement est disponible;
c) la mention des exigences imposées par les règles de droit fédérales ou provinciales à l’égard de la pureté des émissions de CO2 captées, accompagnée d’une explication de la façon dont elles seront respectées;
d) une évaluation préliminaire de l’intégrité de l’élément de séquestration, notamment de son étanchéité, et de tout risque susceptible de porter atteinte à cette intégrité à chacun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une stratégie préliminaire pour limiter ces risques;
e) un plan préliminaire de mesure et de vérification du volume des émissions de CO2 séquestrées et de surveillance de toute fuite d’émissions de CO2 provenant de l’élément de séquestration;
f) la mention de toute utilisation des terres de surface ou souterraines qui sont susceptibles d’entrer en conflit avec le fonctionnement de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une explication des solutions envisagées pour régler ce conflit et permettre l’accès à chacun de ces sites;
g) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation de l’élément de séquestration, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité;
h) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus.
ANNEXE 3(alinéas 9(2)d) et 11(1)b))Renseignements relatifs aux exigences de l’article 10
1 Si l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé visée à l’alinéa 10a) du présent règlement est achevée, les renseignements ci-après qui résument cette étude :
a) une description générale du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, accompagnée des dessins et documents techniques décrivant :
(i) la configuration et la disposition de la centrale électrique où est situé le groupe auquel l’élément de captage sera intégré,
(ii) l’élément de transport du système,
(iii) le site de séquestration du système;
b) une estimation des coûts du projet de construction, accompagnée d’un résumé de l’analyse menant à cette estimation et d’une explication de la marge d’erreur de cette estimation;
c) un résumé de l’évaluation de la sécurité de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone;
d) un résumé de l’évaluation des risques relatifs au système de captage et de séquestration de carbone;
e) un résumé de la stratégie visant à limiter ces risques;
f) un résumé du plan relatif au projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, y compris un échéancier des principales étapes;
g) l’identification des personnes qui seront potentiellement les parties contractantes aux accords établis pour la construction du système de captage et de séquestration de carbone;
h) les nom et adresse d’affaires des personnes ayant contribué à l’élaboration de l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, ainsi qu’une description de leur contribution;
i) dans le cadre de l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé, une description de la technologie qui sera utilisée pour l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone et une indication de la façon dont cet élément de captage sera intégré au groupe;
j) la mention de tout équipement majeur à acquérir pour la construction de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone;
(i) le taux de captage d’émissions de CO2 et le volume d’émissions de CO2, exprimée en m3 normalisés, à capter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service du groupe,
(ii) la capacité de production du groupe,
(iii) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours d’une année civile — selon la variable Gbrute visée au paragraphe 19(1) du présent règlement — une fois l’élément de captage intégré,
(iv) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires,
(v) la période au cours d’une année civile pendant laquelle le groupe devrait être disponible pour produire de l’électricité,
(vi) à l’égard d’une année civile, la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles et la quantité des émissions d’oxyde d’azote, d’oxyde de soufre, de particules, de mercure et, s’il y a lieu, d’ammoniac provenant du groupe;
l) un résumé de l’analyse des ressources qui seront utilisées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles.
2 Si les pièces d’équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage, visées à l’alinéa 10b) du présent règlement, ont été achetées, une copie des bons de commande et des reçus relatifs à leur achat.
3 Une déclaration, signée par les parties contractantes à tout contrat visé à l’alinéa 10c) du présent règlement, établissant que le contrat a été conclu, et la date à laquelle il a été conclu.
4 Une copie des autorisations et des permis obtenus, aux termes de l’alinéa 10d) du présent règlement.
5 Une déclaration, signée par la personne responsable et, le cas échéant, par toute partie contractante avec cette personne relativement à l’élément de captage, de transport ou de séquestration, selon laquelle le système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe a capté les émissions de CO2 provenant de ce groupe par suite de la combustion des combustibles fossiles, conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, et les a transportées et séquestrées, conformément aux règles de droit du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, et une indication de la date à laquelle le captage, le transport et la séquestration, selon le cas, a commencé.
ANNEXE 5(alinéas 21(2)b) et 24(1)b) et (2)c) et paragraphe 24(4))Liste des combustibles
Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/tonne)Note de TABLEAU 1 Combustibles solides1
Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ)
Charbon bitumineux canadien – Ouest
25,6 86,1
Charbon bitumineux canadien – Est
27,9 82,1
Charbon bitumineux non canadien – É.-U.
25,7 95,6
Charbon bitumineux non canadien – autres pays
29,9 85,2
Charbon subbitumineux canadien – Ouest
19,2 89,9
Charbon subbitumineux non canadien – É.-U.
19,2 95,0
Charbon – lignite
15,0 92,7
Charbon – anthracite
27,7 86,3
Coke de charbon et coke métallurgique
28,8 86,0
Coke de pétrole (raffineries)
46,4 82,3
Coke de pétrole (usines de valorisation)
40,6 86,1
11,5 86,0
31,2 81,5
Bois et déchets ligneuxNote de TABLEAU 1 Combustibles solides1
19,0 88,0
Sous-produits agricolesNote de TABLEAU 1 Combustibles solides1
17,0 112,0
TourbeNote de TABLEAU 1 Combustibles solides1
9,3 106,0
Retour à la référence de la note de bas de page 1Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de combustibles sont établies sur une base humide.
Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)
38,3 69,5
38,8 70,2
42,5 73,5
21,0 64,9
Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisés)
Biogaz (méthane capté)
0,0281 49,4
Liste de combustibles pour l’application du paragraphe 24(2)
Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)Note de TABLEAU 4 Liste de combustibles pour l’application du paragraphe 24(2)2
38,78 69,37
Mazout léger no 2
38,50 70,05
Mazout lourd no 4
40,73 71,07
37,68 67,25
25,66 59,65
Propane (pur, pas un mélange de GPL)Note de TABLEAU 4 Liste de combustibles pour l’application du paragraphe 24(2)1
25,31 59,66
25,39 62,46
17,22 56,68
27,90 63,86
27,06 61,48
28,73 64,16
28,44 60,83
28,73 64,15
30,69 63,29
34,87 65,40
33,52 69,87
Kérosène type aviation
37,66 68,40
Gaz naturel de qualité pipeline
0,03793Note de TABLEAU 4 Liste de combustibles pour l’application du paragraphe 24(2)2 50,12
Retour à la référence de la note de bas de page 1Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émissions de CO2 par défaut pour le propane s’appliquent uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont réputés être du gaz de pétrole liquéfié (GPL).
Retour à la référence de la note de bas de page 2Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le gaz naturel de qualité pipeline est exprimé en GJ/m3 normalisés.

References: art. 1
 art. 1
 art. 2
 art. 3
 art. 5
 art. 4
 art. 5
 art. 6
 art. 7
 art. 8
 art. 9
 art. 10
 art. 11
 art. 12