Source: http://canadagazette.gc.ca/rp-pr/p1/2017/2017-05-27/html/reg1-fra.html
Timestamp: 2018-01-16 19:04:29+00:00
Document Index: 222139978

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Gazette du Canada – Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)
Enjeux : Les émissions de gaz à effet de serre (GES) aggravent la tendance au réchauffement de la planète qui est associée aux changements climatiques. Les installations pétrolières et gazières produisent 26 % de toutes les émissions de GES au Canada. Ces installations sont également les plus grands émetteurs de méthane du Canada, le méthane étant un GES puissant dont le potentiel de réchauffement de la Terre est 25 fois plus grand que celui du dioxyde de carbone (CO2).
Description : La proposition de Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) [le règlement proposé] introduirait des mesures de contrôle (normes relatives aux installations et aux équipements) pour réduire les émissions d’évacuation et les émissions fugitives d’hydrocarbures, y compris le méthane, provenant du secteur pétrolier et gazier.
Énoncé des coûts et avantages : Entre 2018 et 2035, la réduction cumulative des émissions de GES attribuable au règlement proposé serait, selon les estimations, de quelque 282 mégatonnes d’équivalents en dioxyde de carbone (Mt éq. CO2). Les dommages évités liés au changement climatique associés à la réduction sont évalués à 13,4 milliards de dollars. Le coût total du règlement proposé est estimé à 3,3 milliards de dollars et serait compensé en partie par la récupération de 663 pétajoules (PJ) (voir référence 1) de gaz naturel, évalué à une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars, engendrant des avantages nets escomptés de 11,7 milliards de dollars.
Règle du « un pour un » et lentille des petites entreprises : Le règlement proposé produirait une augmentation moyenne annuelle des coûts liés au fardeau administratif de 1,1 million de dollars environ, soit à peu près 1 100 $ par entreprise. Le règlement proposé est par conséquent considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.
La lentille des petites entreprises s’applique, et diverses solutions ont été intégrées au règlement proposé pour atténuer les craintes de ces entreprises. Ces solutions devraient réduire le coût de la proposition de 56 millions de dollars, ou de 120 000 $ par petite entreprise, sur 18 ans. Le coût cumulatif du règlement proposé serait de 14 millions de dollars environ pour les petites entreprises, ou de 30 000 $ pour chacune.
Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le règlement proposé respecterait l’engagement pris par le premier ministre en mars 2016 de réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 % à 45 % en dessous des niveaux de 2012 d’ici 2025 et serait compatible avec la Déclaration conjointe du Canada et des États-Unis sur le climat, l’énergie et le rôle de leadership dans l’Arctique; l’Accord de Paris; la Déclaration des leaders sur le partenariat nord-américain en matière de climat, d’énergie propre et d’environnement. L’harmonisation avec les mesures provinciales a été intégrée au règlement proposé dans la mesure du possible.
Le méthane (CH4) est un hydrocarbure qui est le principal composant du gaz naturel. À l’état pur, il est incolore, inodore et inflammable, et il est considéré comme une substance toxique inscrite à l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE]. C’est aussi un gaz à effet de serre (GES) dont le potentiel de réchauffement de la planète est 25 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone (CO2). Les installations pétrolières et gazières produisent 26 % des émissions totales de GES au Canada et constituent la principale source industrielle de méthane au pays. La plus grande partie de ces émissions est rejetée par des sources diffuses (rejets involontaires d’émissions fugitives) et par l’évacuation des gaz (rejets intentionnels).
Les émissions historiques et actuelles de gaz à effet de serre font augmenter la température de surface moyenne mondiale, entraînant des changements climatiques tels que l’augmentation de la fréquence et de la gravité des phénomènes météorologiques extrêmes. Les impacts du changement climatique sont déjà évidents. Ceux-ci comprennent le dégel du pergélisol, l’érosion des côtes et l’élévation du niveau de la mer. Ces effets devraient empirer à mesure que les températures augmenteront. Le changement climatique est une préoccupation majeure pour la société en raison des impacts sur les habitats naturels, l’agriculture et l’approvisionnement alimentaire, les infrastructures et les communautés côtières et des basses terres côtières (voir référence 2).
Le gouvernement du Canada s’est engagé à agir pour lutter contre les changements climatiques. À la conférence de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) tenue en décembre 2015, la communauté internationale, et notamment le Canada, a conclu l’Accord de Paris, qui vise à réduire les émissions de GES dans le monde afin de limiter à moins de 2 °C au-dessus des niveaux préindustriels la hausse de la température moyenne de la planète et à poursuivre les efforts pour limiter l’augmentation de la température à 1,5 °C au-dessus des niveaux préindustriels. Dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire d’ici 2030 les émissions nationales de GES de 30 % par rapport au niveau de 2005 (voir référence 3), et s’est engagé notamment à élaborer un règlement sur les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier (voir référence 4).
En mars 2016, le Canada et les États-Unis ont diffusé la Déclaration conjointe sur le climat, l’énergie et le rôle de leadership dans l’Arctique et ont convenu de collaborer pour concrétiser les engagements que chaque pays a pris dans le cadre de l’Accord de Paris. Collaborant depuis longtemps pour réduire les émissions atmosphériques, le Canada et les États-Unis se sont engagés à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier, la plus importante source industrielle de méthane au monde. Les deux pays veulent, d’ici 2025, ramener les émissions de méthane de leur secteur pétrolier et gazier de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2012 (voir référence 5). En juin 2016, le Mexique s’est joint au Canada et aux États-Unis et s’est engagé lui aussi à atteindre cet objectif dans la Déclaration des leaders sur le partenariat nord-américain en matière de climat, d’énergie propre et d’environnement. Pour atteindre cette cible, le Canada, les États-Unis et le Mexique se sont engagés à présenter des règlements fédéraux ou à en étendre l’application afin de réduire les émissions de méthane des installations pétrolières et gazières (voir référence 6).
Hydrocarbures, gaz naturel et pétrole brut
Le gaz naturel et le pétrole brut sont des mélanges de divers hydrocarbures extraits de dépôts ou de réservoirs qui se trouvent sous la surface de la terre et des planchers océaniques. Les hydrocarbures sont des molécules de carbone et d’hydrogène diversement combinées qui peuvent être présentes à l’état gazeux à la pression atmosphérique et à l’état liquide à des pressions plus élevées (voir référence 7). Les installations de pétrole brut extraient les hydrocarbures liquides, qui peuvent ensuite être raffinés pour donner de l’essence, du carburant diesel, du mazout, du kérosène, du carburéacteur, de l’asphalte, du bitume routier et divers autres carburants. Le gaz naturel est un mélange formé surtout de méthane qui est souvent utilisé comme carburant ou pour la fabrication de matériaux et de produits chimiques (voir référence 8). Les installations productrices de gaz naturel extraient, traitent et transportent les hydrocarbures gazeux. Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés l’un à l’autre dans le même réservoir. Il s’ensuit que les installations produisant du pétrole brut peuvent aussi produire une certaine quantité de gaz naturel, et que les installations de gaz naturel peuvent aussi extraire certains hydrocarbures liquides.
Sources d’émissions dans le secteur pétrolier et gazier
L’industrie pétrolière et gazière comprend de nombreuses activités, depuis les activités « en amont », comme l’exploration, le forage, la production et le traitement sur le terrain, aux activités « en aval », comme le raffinage du pétrole et le stockage en vrac et la distribution des produits pétroliers raffinés. En 2012, près de 90 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier provenaient d’activités en amont. Les principales sources d’émissions d’hydrocarbures du secteur pétrolier et gazier sont décrites ci-après.
Évacuation des gaz de production des installations : Des émissions générales se produisent par évacuation pendant le procédé de production des installations pétrolières et gazières. Cela inclut les émissions provenant des réservoirs et du tubage des têtes de puits. Le méthane a un potentiel de réchauffement planétaire qui est 25 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone et est un polluant climatique de courte durée. La libération de méthane dans l’atmosphère a des conséquences considérables sur le changement climatique par rapport au torchage (brûlage) de méthane. Ceci est dû à la conversion du méthane pendant le torchage au dioxyde de carbone, qui a un potentiel de réchauffement planétaire beaucoup moins élevé.
Fuites fugitives de l’équipement : L’entretien inadéquat du matériel ou son usure normale peuvent donner lieu à des émissions fugitives à tous les stades de production et de traitement du pétrole et du gaz. Des fuites de gaz ou de vapeur peuvent provenir de composantes de la tuyauterie, comme les soupapes, les brides et les raccords.
Complétion des puits par fracturation hydraulique : La complétion des puits est le procédé qui consiste à préparer un nouveau puits pour le mettre en production ou à stimuler un puits existant pour en améliorer la production, souvent en utilisant des techniques de fracturation (ou de refracturation) hydraulique. Après la fracturation hydraulique, il faut nettoyer les débris et les boues de fracturation dans le trou de forage et la formation, un procédé qui consiste à envoyer le reflux du puits dans une fosse ouverte ou un réservoir pour élimination. Le gaz naturel extrait en même temps que le reflux au cours de ce procédé peut être rejeté dans l’atmosphère.
Régulateurs et pompes pneumatiques : L’industrie du pétrole et du gaz utilise des régulateurs pneumatiques pour mesurer et pour contrôler des paramètres du procédé d’exploitation, comme la température, la pression, le débit ou le niveau de liquide. Des pompes pneumatiques servent à pomper des produits chimiques. Les instruments pneumatiques sont couramment utilisés par l’industrie en raison de leur simplicité et de leur fiabilité. Une pratique courante consiste à utiliser du gaz de champ haute pression (voir référence 9) pour actionner ces dispositifs pneumatiques. Chaque fois qu’un dispositif pneumatique fonctionnant au gaz naturel est mis en marche, ou pendant son fonctionnement, du gaz peut être rejeté dans l’atmosphère.
Compresseurs : Les compresseurs sont des dispositifs mécaniques qui augmentent la pression du gaz naturel et permettent de le transporter depuis le puits de production, par un réseau de conduites de faible diamètre et d’installations de traitement sur le terrain, dans le réseau de pipelines de plus gros diamètre pour livraison éventuelle au consommateur. Les compresseurs peuvent laisser s’échapper du gaz au cours de leur utilisation régulière et en raison de l’usure de leurs composantes internes.
Mesures de réduction des émissions au pays
Il n’existe pas à l’heure actuelle de règlement fédéral régissant les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier en amont. Il y a certains outils provinciaux, en particulier en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, où se déroule la majorité des activités pétrolières et gazières terrestres. L’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) a aussi des lignes directrices sur le torchage. Cependant, ces outils provinciaux ne sont pas tout à fait cohérents d’une province à l’autre et ne s’appliquent pas à toutes les sources d’émissions fugitives et d’émissions d’évacuation.
En Colombie-Britannique, les lignes directrices sur la réduction du torchage et du dégazage (Flaring and Venting Reduction Guideline) s’appliquent au torchage, à l’incinération et à l’évacuation du gaz naturel dans les puits, dans les installations et dans les pipelines. D’autres exigences existent aussi relativement à la déclaration des émissions de GES par l’industrie. Bien qu’il y ait une taxe sur le carbone dans la province, celle-ci ne s’applique pas aux sources d’émissions fugitives et d’émissions d’évacuation du secteur pétrolier et gazier.
La Directive 060 de l’Alberta impose des exigences pour l’incinération et l’évacuation à toutes les installations et à tous les puits de l’industrie pétrolière dans la province. La réduction des émissions d’évacuation par la conservation du gaz naturel dissous (voir référence 10) ou par le torchage est basée sur les émissions d’évacuation déclarées pour toute l’installation. Les volumes évacués déclarés incluent les volumes des évents du procédé, des évents des réservoirs et des évents du tubage de surface, mais non l’évacuation des pompes et des instruments pneumatiques. L’Alberta a également mis en place le règlement sur les émetteurs de gaz désignés (Specified Gas Emitters Regulation) qui exige des installations qui émettent au-delà d’un certain seuil à réduire l’intensité des émissions.
La Directive S-10 de la Saskatchewan énonce les exigences relatives à la réduction du brûlage et à l’évacuation du gaz associé qui s’appliquent aux puits de pétrole, aux usines de traitement du gaz associé et à tous les puits qui évacuent, brûlent ou incinèrent du gaz associé. De même, la Directive S-20 prévoit les exigences en matière de rendement et les spécifications ayant trait à l’espacement de l’équipement et à la distance de retrait pour l’incinération et le brûlage du pétrole et du gaz qui s’appliquent aux installations et aux puits ayant une licence. La Directive S-10 et la Directive S-20 énoncent les principales exigences provinciales régissant les émissions d’évacuation et de torchage en Saskatchewan.
L’association canadienne de normalisation (CSA) élabore des codes volontaires, et certaines de ces normes s’appliquent au secteur pétrolier et gazier. Le code des émissions fugitives et de dégazage spécifie des critères pour traiter les émissions fugitives et ventilées provenant de sources ponctuelles issues de pipelines, de puits et d’installations dans le secteur pétrolier et gazier en amont. Ces normes précisent des critères pour élaborer des pratiques et des programmes de réduction des émissions.
Mesures de réduction des émissions internationales
En avril 2012, l’Environmental Protection Agency des États-Unis (EPA des États-Unis) a publié des règlements en vertu de la Clean Air Act visant à réduire la pollution atmosphérique de l’industrie du pétrole et du gaz naturel. Les nouvelles normes, appelées « new source performance standards » ou « NSPS », comprenaient les premières normes fédérales américaines pour la complétion de puits de gaz naturel qui sont fracturés hydrauliquement, les émissions de réservoirs neufs et modifiés, les contrôleurs pneumatiques entre les puits et les usines de traitement du gaz naturel, les compresseurs neufs et modifiés et les programmes de détection et de réparation des fuites (DRF) pour les installations de traitement du gaz naturel nouvelles ou modifiées.
L’EPA des États-Unis a mis à jour les NSPS en 2016 pour se concentrer sur la réduction des émissions de méthane et de composés organiques volatils (COV) provenant des installations de pétrole et de gaz nouvelles, reconstruites et modifiées. Ces mises à jour ont ajouté des exigences concernant la complétion des puits pour inclure les puits de pétrole; ont étendu les exigences pneumatiques à appliquer à la transmission de gaz et pour cibler le méthane; ont ajouté des exigences sur le méthane; ont étendu les applications aux pipelines; ont étendu le programme de détection et de réparation des fuites pour cibler spécifiquement le méthane; ont appliqué les NSPS aux émissions fugitives des sites de puits, des usines à gaz et des stations de compression. Les normes de rendement américaines ne s’appliquent pas actuellement aux installations existantes, mais elles sont en place depuis 2016.
Les GES contribuent largement au changement climatique. La source la plus importante d’émissions de GES au Canada est l’extraction et la transformation des combustibles fossiles. Les données disponibles les plus récentes sur les émissions indiquent que les émissions de GES causées par les activités de production et de traitement dans le secteur pétrolier et gazier au Canada ont atteint 192 Mt en 2014, et représentent 26 % des émissions totales de GES (voir référence 11).
Si rien n’est fait immédiatement, on s’attend à ce que les émissions d’évacuation et les émissions fugitives de méthane du secteur pétrolier et gazier continuent d’être rejetées à des niveaux élevés, soit environ 45 Mt éq. CO2 par année au Canada entre 2012 et 2035.
Le gouvernement du Canada s’est engagé à déployer des efforts ambitieux pour lutter contre le changement climatique, y compris les engagements internationaux pris en vertu de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (Accord de Paris et de Copenhague) et les engagements nationaux dans le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques.
L’objectif du Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) [le règlement proposé] consiste à réduire considérablement les émissions de GES en réduisant les émissions fugitives et les rejets d’hydrocarbures du secteur pétrolier et gazier en amont.
Le règlement proposé imposerait à la fois des exigences générales et des exigences qui dépendent d’une installation produisant et recevant au moins 60 000 m3 de gaz d’hydrogène au cours d’une année. Les exigences concernent les procédés et l’équipement de production et ont pour effet de réduire les émissions de méthane et les COV ciblés du secteur pétrolier et gazier en amont.
— Évacuation des gaz de production des installations : Les installations pétrolières et gazières en amont seraient tenues de limiter les volumes d’hydrocarbures évacués à 250 m3 par mois à partir du 1er janvier 2023. Il faudrait que ces installations capturent le gaz et l’utilisent sur place, le réinjectent dans le sol, l’envoient à un pipeline marchand ou l’acheminent vers une torche. Les installations qui évacuent moins de 40 000 m3 de gaz par année sans en détruire ni en vendre ne seraient pas tenues de le détruire ou de le conserver.
— Programme de détection et de réparation des fuites : Les installations pétrolières et gazières en amont, sauf les têtes de puits uniques, devraient mettre en œuvre un programme de détection et de réparation des fuites (DRF) à compter du 1er janvier 2020. Des inspections régulières seraient nécessaires trois fois par année, et des mesures correctives seraient nécessaires si des fuites étaient découvertes. Les fuites devraient être réparées dans les 30 jours, si des réparations sont possibles sans arrêter l’équipement. Si les réparations ne sont pas possibles sans arrêter l’équipement, l’exploitant de l’installation devrait prévoir une interruption pour prendre des mesures correctives avant que le volume de gaz de la fuite ne soit plus grand que le volume de gaz qui serait libéré en fermant l’équipement. Si l’installation est située au large des côtes et que l’équipement ne peut être réparé pendant son exploitation, des mesures correctives devraient être prises dans les 365 jours.
— Complétion des puits par fracturation hydraulique : Ces sites seraient tenus de conserver ou de détruire le gaz au lieu de l’évacuer à compter du 1er janvier 2020. Cette norme ne s’appliquerait pas à la Colombie-Britannique et à l’Alberta, où des mesures provinciales s’appliquent à ces activités.
— Régulateurs pneumatiques : Les régulateurs aux installations dont la puissance nominale totale des compresseurs est d’au moins 745 kilowatts (kW) ne pourraient plus émettre d’hydrocarbures gazeux à partir du 1er janvier 2023. Les autres installations seraient tenues d’utiliser des régulateurs pneumatiques à faibles émissions.
— Pompes pneumatiques : Les pompes ne pourraient plus émettre des hydrocarbures gazeux et devraient être munies à partir du 1er janvier 2023 d’un appareil de réduction des émissions aux installations où plus de 20 L de liquide sont pompés par jour. Les installations où il serait techniquement ou économiquement impossible de respecter cette prescription pourraient obtenir un permis pour les pompes pneumatiques.
— Compresseurs : La mesure du débit des émissions d’hydrocarbures serait exigée des systèmes d’étanchéité, au moins une fois par année à compter du 1er janvier 2020. Si ces émissions dépassent 0,023 m3 par minute pour les compresseurs alternatifs et 0,17 m3 par minute pour les compresseurs centrifuges. Tous les nouveaux compresseurs installés devraient capturer le gaz des systèmes d’étanchéité.
Toutes les installations pétrolières et gazières en amont devraient également s’enregistrer et tenir des documents afin de montrer qu’elles observent le règlement proposé. Elles devraient de plus présenter des rapports à la demande du ministre de l’Environnement (le ministre).
Le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [Règlement sur les dispositions réglementaires désignées] désigne diverses dispositions des règlements d’application de la LCPE qui établissent une fourchette d’amendes accrue après une condamnation pour une infraction qui cause, ou risque de causer, du tort à l’environnement, ou constitue une entrave à l’exercice d’un pouvoir. Le règlement proposé ferait partie du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées, qui aurait besoin d’être modifié afin de refléter l’addition des nouvelles infractions relatives aux normes proposées.
Le ministère de l’Environnement (le Ministère) a envisagé cinq options pour régler cet enjeu de politique publique : le maintien du statu quo, l’utilisation d’instruments volontaires, l’utilisation d’une approche fondée sur le marché, l’imposition de mesures de réduction des émissions étroitement alignées avec les NSPS des États-Unis, ou l’imposition de mesures de réduction des émissions spécifiques au Canada.
Bien que la Colombie-Britannique, l’Alberta et la Saskatchewan aient pris des mesures au sujet des émissions d’évacuation de méthane, rien dans la législation fédérale n’oblige à réduire les émissions de GES provenant des installations pétrolières et gazières existantes en amont. Ces provinces possèdent des outils en place à l’heure actuelle pour certains aspects du secteur pétrolier et gazier en amont, comme les lignes directrices de la ColombieBritannique sur la réduction du torchage et du dégazage, la Directive 060 de l’Alberta et les directives S-10 et S-20 de la Saskatchewan, mais ces outils ne sont pas cohérents d’une compétence à l’autre et ne portent pas sur toutes les sources d’émissions.
Pour ces raisons, les mesures provinciales courantes et annoncées ne seront pas suffisantes par elles-mêmes pour réduire de façon significative et réalisable les émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier, et peuvent compromettre la capacité du Canada à respecter ses engagements sur la scène internationale. Par conséquent, le maintien du statu quo n’était pas une option acceptable.
Les instruments volontaires, comme les plans de prévention de la pollution, les lignes directrices sur les rejets dans l’environnement et les codes de pratique, ont été considérés comme des options pour l’atténuation des émissions de méthane. Les instruments volontaires offrent une plus grande souplesse aux intervenants, mais exigent aussi un grand degré de participation et de soutien de leur part pour que les objectifs de la politique soient atteints.
En raison du grand nombre d’installations dans le secteur pétrolier et gazier en amont, et de leur diversité, il est difficile d’en arriver à des objectifs volontaires qui garantissent que les émissions seraient réduites de beaucoup. L’incertitude concernant la participation des concurrents dans le cadre d’une mesure volontaire peut provoquer une réticence des entreprises à participer. Bien qu’un programme volontaire puisse entraîner une certaine réduction des émissions, compte tenu du fait qu’il n’est pas contraignant, il ne permettrait vraisemblablement pas au Canada d’atteindre ses cibles en matière de réduction des émissions. Les approches volontaires ont finalement été rejetées pour ces raisons.
En octobre 2016, le premier ministre a annoncé un plan sur la tarification de la pollution par le carbone qui fixerait un prix plancher pour la pollution par le carbone au Canada. Cependant, les émissions fugitives et d’évacuation sont souvent des sources dispersées d’émissions provenant d’un grand nombre d’installations, pour la plupart petites, qui sont peu susceptibles de disposer de protocoles de quantification adéquats pour le suivi des émissions. En fait, les systèmes existants de tarification du carbone canadien en Colombie-Britannique, en Ontario et au Québec ne couvrent pas ces émissions puisque les installations ne respectent pas le seuil de la politique. Par conséquent, une approche fondée sur le marché n’a pas été jugée suffisante pour traiter les émissions fugitives et les rejets de méthane dans le secteur du pétrole et du gaz.
Approche réglementaire — Alignement Canada–États-Unis (new source performance standards)
Une approche réglementaire, conçue pour s’aligner étroitement sur l’approche actuelle des États-Unis (NSPS) a été envisagée. Toutefois, une telle approche ne serait pas compatible avec les mesures provinciales existantes, ce qui entraînerait un désalignement au Canada; ne permettrait pas de capter des sources d’émissions canadiennes uniques comme le pétrole lourd; imposerait une charge administrative substantielle et inutile aux parties réglementées, ce qui serait incompatible avec les engagements énoncés dans la Directive du Cabinet sur la gestion de la réglementation du Canada de contrôler le fardeau administratif de la réglementation sur les entreprises; ne couvrirait pas initialement une partie importante des installations existantes, ce qui rend difficile la réalisation des objectifs de réduction annoncés par le premier ministre (voir référence 12) en 2016. Pour ces raisons, un alignement étroit sur les NSPS des États-Unis a été rejeté.
Règlement pris en application de la LCPE
Le gouvernement du Canada est déterminé à réduire les émissions de méthane et de GES dans l’atmosphère à la lumière des accords internationaux du Canada. La mise en œuvre d’un règlement pris en application de la LCPE est considérée comme un moyen de premier plan pour l’atteinte de cet objectif, car il est très probable que les réductions d’émissions seront atteintes. Cette approche permet de s’assurer que les émissions d’hydrocarbures, y compris le méthane, sont contrôlées et réduites d’une manière uniforme dans l’ensemble du Canada à partir de sources similaires dans l’industrie pétrolière et gazière en amont.
Le règlement proposé imposerait des normes de rendement claires et cohérentes partout au pays. La LCPE donne la possibilité de conclure des accords d’équivalence avec les provinces et les territoires intéressés, tant que les exigences de la LCPE sont respectées, afin de leur permettre de jouer le rôle d’entité de réglementation de première ligne là où il existe des régimes exécutoires qui produisent des résultats environnementaux équivalents ou meilleurs.
Le règlement proposé est fondé sur les règles américaines actuelles par source qui s’appliquent aux installations de pétrole et de gaz nouvelles et modifiées, qui ont été finalisées en 2012 et 2016, avec des modifications qui tenaient compte des conditions canadiennes (y compris les exigences existantes dans diverses juridictions canadiennes) et des contributions des intervenants. Le règlement proposé exempterait la Colombie-Britannique et l’Alberta des prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique. Ces provinces ont déjà des mesures réglementaires qui exigent que les exploitants brûlent ou incinèrent le gaz pendant les activités temporaires et cherchent des possibilités de réduire leurs activités de brûlage et d’incinération. Les prescriptions ayant trait à la complétion des puits par fracturation hydraulique du règlement proposé s’appliqueraient au reste du Canada, où des exigences provinciales similaires n’existent pas.
La réduction cumulative totale des émissions de GES attribuable au règlement proposé serait, selon les estimations, de quelque 282 Mt éq. CO2 entre 2018 et 2035. Les dommages évités liés au changement climatique associés à ces réductions sont évalués à 13,4 milliards de dollars. Le coût total du règlement proposé est estimé à 3,3 milliards de dollars, qui serait compensé en partie par la récupération de 663 pétajoules (PJ) (voir référence 13) de gaz naturel, d’une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars, ce qui donnerait des avantages nets prévus de 11,7 milliards de dollars.
Comme le montre la figure 1 ci-dessous, les dépenses les plus importantes seront engagées en 2023, puisque des normes exigeant un investissement de capitaux important entreront en vigueur cette année-là. Après 2023, on s’attend à ce que les émissions de méthane diminuent de plus de 20 Mt (en éq. CO2) chaque année. En 2030, il y aurait des réductions nettes d’émissions de GES d’environ 20 Mt.
Les impacts du règlement proposé ont été évalués selon le Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT) (voir référence 14). Les impacts de la réglementation ont été cernés et quantifiés et, dans la mesure du possible, monétisés.
Les principaux impacts prévus du règlement proposé sont illustrés dans le modèle logique (figure 2) ci-après. L’observation du règlement proposé entraînerait des coûts en capital et des charges d’exploitation supplémentaires pour l’industrie, et des coûts administratifs supplémentaires pour l’industrie et le gouvernement. Elle permettrait aussi de réduire les rejets de gaz naturel (un mélange formé surtout de méthane), ce qui réduirait les rejets dans l’atmosphère de GES et des composés organiques volatils (COV) (voir référence 15). Les réductions des émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier contribueraient à atténuer les incidences des changements climatiques. Les réductions des émissions de COV amélioreraient la qualité de l’air, ce qui aurait des avantages à la fois sur le plan environnemental et sur celui de la santé. Le méthane qui aurait été perdu par les fuites d’émissions fugitives ou les émissions d’évacuation serait maintenant torché ou conservé comme source d’énergie potentielle.
Figure 2 : Modèle logique de l’analyse du règlement proposé
Observation du règlement proposé
Réduction des effets des changements climatiques
Gaz conservé
Réductions des émissions de COV
L’analyse compare les impacts supplémentaires de deux scénarios : un scénario de référence et un scénario réglementaire. Le scénario de référence suppose le maintien du statu quo dans lequel le règlement proposé n’est pas mis en œuvre alors que le scénario réglementaire suppose que le règlement proposé est mis en œuvre. De plus, seules les mesures provinciales actuelles qui limitent les émissions de méthane provenant des installations pétrolières et gazières sont prises en compte dans l’analyse. Tous les avantages et les coûts présentés ci-après s’ajoutent au scénario de référence, à moins d’indication contraire.
La période visée par cette analyse est de 2018 à 2035. Le Ministère tient pour acquis que le règlement proposé devrait être publié dans la Partie II de la Gazette du Canada d’ici la fin de 2017, et s’attend donc à ce que les nouvelles installations s’y conforment à partir de 2018. Il existe une corrélation entre les coûts et les avantages supplémentaires estimés après 2023 et les prévisions de la production de l’Office national de l’énergie (ONÉ), qui vont jusqu’en 2035. Les avantages sont supérieurs aux coûts chaque année après 2023. Par conséquent, la période pendant laquelle les impacts sont évalués dans cette analyse s’étend sur une période de 2018 à 2035 (18 ans), ce qui est assez long pour montrer pleinement les impacts et montrer si les avantages du règlement proposé sont susceptibles de l’emporter sur les coûts qui lui sont associés. Une plus longue période d’analyse présenterait un avantage net plus important, car la plupart des coûts du règlement proposé sont des coûts initiaux engagés en 2023, comme le montre la figure 1 ci-dessus.
Le règlement proposé renferme cinq normes pour la production, le traitement et le transport qui visent à réduire les émissions fugitives et d’évacuation des producteurs de pétrole et de gaz en amont. Les programmes de détection et de réparation des fuites (DRF), les prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique et les limites pour les compresseurs entreraient en vigueur en janvier 2020, alors que les exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations et aux limites des émissions pour les pompes et les régulateurs pneumatiques entreraient en vigueur en janvier 2023.
Tous les résultats pécuniaires sont présentés en prix canadiens de 2015 après inflation de tous les prix des autres années. Lorsqu’elles sont présentées en valeurs actuelles, les incidences des années futures ont été actualisées à un taux de 3 % par année jusqu’en 2016 (l’année de l’analyse), conformément aux lignes directrices du SCT.
Pour estimer les avantages et les coûts supplémentaires du règlement proposé, l’analyse a tenu compte de ceux qui seraient touchés (portée du règlement proposé) et de leur réaction probable (leurs stratégies de conformité), comme il est expliqué ci-dessous.
Le règlement proposé ciblerait les émissions provenant de l’équipement et des installations de production de pétrole et de gaz en amont. Les exigences à l’échelle des installations comprendraient des limites d’émissions sur l’évacuation des gaz ainsi que des normes sur la détection et la réparation des fuites. En ce qui a trait à l’équipement, il y aurait des exigences pour la complétion des puits par fracturation hydraulique ainsi que des limites aux émissions des appareils pneumatiques (régulateurs et pompes) et des compresseurs.
Le règlement proposé ciblerait les installations susceptibles d’émettre des hydrocarbures au-dessus d’un seuil de 60 000 m3 par année au cours des cinq dernières années ainsi que celles qui utilisent de l’équipement assujetti aux normes proposées (installations visées). À l’heure actuelle, certaines installations devraient déjà satisfaire aux exigences du règlement proposé en raison, en partie ou en totalité, des mesures provinciales. Les installations qui devraient prendre des mesures supplémentaires pour respecter le règlement proposé sont considérées comme des installations touchées. Pour estimer les impacts supplémentaires du règlement proposé, l’analyse coûts-avantages porte sur les installations touchées.
Pour estimer combien d’installations seraient touchées dans le secteur pétrolier et gazier en amont, les chiffres sur les installations ont été obtenus du Petrinex (réseau d’information sur le pétrole) (voir référence 16) pour l’Alberta et la Saskatchewan en 2012 et en 2013, et la production a été estimée à l’aide des prévisions sur la production de pétrole brut et de gaz naturel de l’Office national de l’énergie (voir référence 17). L’information disponible étant limitée, le nombre d’installations dans le reste du Canada a été estimé à l’aide des ratios production-installation de l’Alberta et de la Saskatchewan. La base de données de Petrinex a également été utilisée pour déterminer et estimer le nombre d’installations du secteur pétrolier et gazier qui seraient visées par le règlement proposé.
Tel qu’il est mentionné ci-dessus, le nombre d’installations touchées qui devraient prendre des mesures de conformité pour chacune des normes proposées a été estimé en tenant compte de consultations et de divers rapports de consultants (voir référence 18). Les stratégies que l’industrie pétrolière et gazière devrait adopter pour respecter les dispositions du règlement proposé pour chacune des normes sont décrites ci-dessous.
Respect des prescriptions relatives à l’évacuation du gaz de production des installations
Le règlement proposé obligerait les installations visées à limiter les gaz évacués à 3 000 m3 par année. Les installations touchées respecteraient le règlement proposé soit en détruisant ou en conservant le gaz. On suppose qu’il serait moins coûteux pour une installation de conserver son gaz évacué si sa production de gaz nette de l’utilisation de carburant sur les lieux est supérieure à 550 000 m3 par année. De plus, si elle vend déjà plus de 10 000 m3 de gaz par année, on suppose qu’elle conserverait le gaz. Si aucune de ces conditions n’est remplie, on présume que l’installation détruira le gaz en le brûlant.
Respect des prescriptions relatives à la DRF
Aux termes du règlement proposé, les installations visées seraient tenues de procéder à une inspection trois fois par année afin de détecter les fuites. En cas de détection d’une fuite, elles devraient prendre des mesures correctives et une nouvelle inspection devrait être effectuée à l’aide d’un instrument de contrôle portable.
Après avoir consulté l’industrie, on s’attend à ce que, dans le scénario de référence, les installations situées dans les provinces où il n’y a pas de mesures réglementaires procèdent à la DRF environ une fois tous les quatre ans. Dans les provinces où il existe des mesures réglementaires, on suppose que les raffineries de gaz effectuent la DRF chaque année, et toutes les autres installations une fois tous les deux ans, dans le scénario de référence.
Pour se conformer au règlement proposé, les installations touchées procéderaient à la DRF trois fois par année. On présume qu’elles embaucheraient un professionnel qui effectuerait les tests de détection des fuites au moyen d’une caméra d’imagerie optique des gaz (IOG) dans le scénario réglementaire. L’installation serait tenue de réparer les fuites qui seraient détectées et de les inspecter de nouveau à l’aide d’un instrument de contrôle portable.
Respect des prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique
Le règlement proposé obligerait les nouvelles activités de fracturation ou de refracturation hydraulique à conserver ou à détruire le gaz évacué, sauf en Colombie-Britannique et en Alberta (où existent des exigences provinciales). Dans le scénario de référence, le pourcentage de puits visés qui brûlent par torchage à l’heure actuelle le gaz émis pendant ce procédé est estimé à 25 % environ, les autres évacuant le gaz émis. Pour le scénario réglementaire, on présume que tous les puits de fracturation hydraulique brûleraient les gaz émis pour se conformer au règlement proposé.
Respect des prescriptions relatives aux pompes et aux régulateurs pneumatiques
Le règlement proposé obligerait les installations touchées dotées de régulateurs pneumatiques à utiliser des régulateurs à faible ou sans émissions, et celles qui ont des pompes pneumatiques à les changer pour des pompes électriques ou à les munir d’un dispositif antipollution.
On présume que les batteries (voir référence 19) et les emplacements des puits n’auraient pas de compresseurs dépassant le seuil des 745 kW, de sorte que les régulateurs pneumatiques à fortes émissions seraient remplacés par des régulateurs pneumatiques à faibles émissions. De plus, on suppose que les pompes pneumatiques aux batteries et à l’emplacement des puits seraient remplacées par des pompes solaires.
À l’inverse, on suppose que les compresseurs des stations de compression et des installations de traitement du gaz dépassent le seuil de 745 kW. Donc, les régulateurs pneumatiques ne devraient pas émettre d’hydrocarbures. Ces installations devraient se conformer au règlement proposé en installant un compresseur d’air et en remplaçant leurs régulateurs par des régulateurs pneumatiques à entraînement pneumatique. En outre, ces installations ne devraient pas avoir de pompes pneumatiques à remplacer, car la majorité des pompes pneumatiques sont utilisées dans les batteries et les sites de puits.
Pour ce qui est des installations existantes, on tient pour acquis que les appareils auraient été remplacés en 2023. On présume également que les nouvelles installations achèteraient des régulateurs émettant peu d’émissions ou des pompes solaires à partir de 2018.
Respect des prescriptions relatives aux compresseurs
Le règlement proposé limiterait les émissions des compresseurs centrifuges et alternatifs, respectivement à 0,17 m3 par minute et à 0,023 m3 par minute. Des mesures correctives devraient être prises si le volume limite pour le type de compresseur est dépassé et le taux des émissions devrait alors être mesuré de nouveau. De plus, tous les nouveaux compresseurs installés devraient conserver le gaz évacué.
Il est prévu que les installations touchées ayant des compresseurs alternatifs remplaceraient la garniture de tige de piston tous les trois ans plutôt que tous les cinq ans comme dans le scénario de référence pour se conformer à la norme proposée (voir référence 20). Les installations touchées ayant des compresseurs centrifuges devraient installer des systèmes de récupération sur leurs unités de dégazage à joints d’étanchéité humides pour récupérer et réacheminer le méthane (voir référence 21). Grâce à ce système de récupération, les installations ayant des joints d’étanchéité humides ne seraient pas obligées de modifier leurs compresseurs et de changer les joints de ceux-ci pour des joints secs et parviendraient tout de même à atténuer les émissions de méthane sans temps d’arrêt très prolongé.
Tableau 1 : Stratégies réglementaires prévues selon les normes
Mesure de conformité prévue
Embauche de professionnels qui détecteraient les fuites à l’aide d’une caméra IOG
Fuites réparées seraient inspectées de nouveau à l’aide d’un instrument de contrôle portatif
Prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique
Brûlage par torchage des gaz émis par les puits de fracturation et de refracturation
Remplacement de la garniture de tige de piston des compresseurs alternatifs tous les trois ans plutôt que tous les cinq ans
Installation de dispositifs de capture des gaz évacués pour les nouveaux compresseurs alternatifs
Installation d’unités de récupération sur le système de dégazage à joints d’étanchéité humides des compresseurs centrifuges
Prescriptions relatives à l’évacuation des gaz de production des installations
Les installations dont la production nette de gaz est supérieure à 550 000 m3 par année, ou dont les ventes de gaz sont supérieures à 10 000 m3 par année, conserveraient le gaz rejeté
Autres installations (installations avec production ou ventes moins élevées, par exemple) détruiraient le gaz
Remplacement des régulateurs émettant beaucoup d’émissions par des régulateurs qui en émettent peu aux batteries ou à l’emplacement des puits
Les appareils au gaz deviendront pneumatiques grâce à l’installation d’un compresseur pneumatique aux stations de compression et aux usines de traitement du gaz
Remplacement des pompes pneumatiques par des pompes électriques (solaires)
Coûts de la conformité pour l’industrie, par norme
Les installations visées par le règlement proposé devraient voir leurs coûts en capital et leurs charges d’exploitation augmenter pour chacune des normes. L’industrie et le gouvernement fédéral devraient aussi avoir certains frais administratifs pour assurer la conformité réglementaire.
Coûts de la conformité en ce qui concerne l’évacuation du gaz de production des installations
Les installations touchées devraient soit conserver le gaz qu’elles évacuaient auparavant en installant une unité de récupération des vapeurs (URV), ou installer une torche pour détruire le gaz. On estime que quelque 3 000 installations conserveraient le gaz, alors que 4 000 environ le brûleraient. Les coûts de la conformité encourus par l’industrie comprennent les charges d’exploitation associées au fonctionnement courant et à la gestion, et les coûts en capital pour les URV et les torches (voir référence 22). Les coûts en capital sont estimés entre 150 000 $ et 200 000 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une URV, et à 150 000 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une torche. Les charges d’exploitation annuelles sont estimées à 10 000 $ par installation pour la conservation du gaz, et à 5 000 $ par installation pour le brûlage. La norme relative à l’évacuation des gaz des installations de production devrait entraîner des coûts de 1 201 millions de dollars pour l’industrie entre 2018 et 2035.
Coûts de la conformité en ce qui concerne la DRF
Le règlement proposé obligerait les installations touchées à procéder plus fréquemment à la détection des fuites qu’elles ne le feraient dans le scénario de référence. On estime à 42 000 environ le nombre d’installations qui seraient couvertes par les exigences de la DRF. Les coûts de la conformité pour l’industrie seraient le coût en capital de la mise en place d’un système de collecte des données de DRF de 21 000 $ par installation. Il y aurait de plus des frais pour la détection des fuites à l’aide de matériel d’imagerie optique des gaz (IOG) [par suite de l’embauche d’un professionnel] (voir référence 23). Le nombre de composantes par installation sert à estimer le temps qu’il faudrait à un consultant pour détecter les fuites à l’aide du matériel IOG, le coût présumé étant de 190 $ l’heure, ce qui inclut le salaire du consultant plus le taux de location de la caméra. Le règlement proposé exige que, lorsque des réparations sont nécessaires, la fuite réparée soit inspectée au moyen d’un instrument de contrôle portable (un « renifleur ») conformément à la méthode 21 de l’Environmental Protection Agency des États-Unis. Par composante, le coût de l’inspection (avec une caméra IOG) et de la nouvelle inspection (à l’aide d’un renifleur) est estimé à 43 cents (voir référence 24). Selon les estimations, la norme en ce qui concerne la DRF entraînerait pour l’industrie des coûts de 374 millions de dollars entre 2018 et 2035.
L’analyse suppose que les fuites sont des événements aléatoires et indépendants et que de nouvelles fuites ne sont pas susceptibles de se reproduire dans la période de réinspection de base (jusqu’à quatre ans). Par conséquent, le nombre de fuites détectées est essentiellement le même (un changement de moins de 1 %) dans le scénario de référence et le scénario réglementaire. Dans le scénario réglementaire, les fuites seraient toutefois détectées plus tôt que dans le scénario de référence. L’analyse n’a donc pas tenu compte des coûts supplémentaires des réparations.
Coûts de la conformité en ce qui concerne les prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique
L’analyse suppose que, dans le scénario réglementaire, tous les puits de fracturation et de refracturation touchés brûleront le gaz émis par torchage. On estime à environ 15 000 le nombre de puits de pétrole et de gaz qui devraient installer une torche pendant la période visée par l’analyse. Le brûlage des émissions de la complétion des puits devrait coûter 4 000 $ (les torchères nécessaires pour la complétion des puits sont généralement louées à titre temporaire et sont donc moins coûteuses que celles décrites ci-dessus) (voir référence 25). Selon les estimations, cette norme devrait coûter 41 millions de dollars à l’industrie entre 2018 et 2035.
Coûts de la conformité en ce qui concerne les régulateurs et les pompes pneumatiques
L’analyse calcule le nombre d’appareils pneumatiques touchés en multipliant le nombre d’installations touchées par le nombre estimé d’appareils par installation (voir référence 26). Elle tient pour acquis que la différence entre un appareil qui émet beaucoup d’émissions et un appareil conforme représenterait un coût supplémentaire pour les nouvelles installations, alors que, pour les installations existant déjà, ce serait le coût total d’un nouvel appareil.
On estime que le nombre d’appareils pneumatiques à gaz par installation serait entre 0 et 18 pour la plupart des installations (voir référence 27). Les coûts de la conformité pour l’industrie comprendraient le coût supplémentaire en capital et en main-d’œuvre du remplacement ou de la modification, qui va de 0 $ à 917 $ pour les nouvelles installations et de 276 $ à 2 348 $ pour les installations existantes. Aux stations de compression et aux installations de traitement du gaz, l’installation d’un compresseur pneumatique est prévue pour que les appareils actuels deviennent pneumatiques. L’installation de ce compresseur est estimée à 65 000 $ par installation (voir référence 28). On suppose que les installations remplaceraient les pompes pneumatiquespar des pompes solaires; le coût de ce remplacement est estimé à 7 500 $ pour les nouvelles installations et à 16 200 $ pour les installations existantes (voir référence 29). La norme sur les régulateurs et les pompes pneumatiques devrait coûter 1 492 millions de dollars à l’industrie entre 2018 et 2035.
Coûts de la conformité en ce qui concerne les compresseurs
Les installations ayant des compresseurs alternatifs devraient remplacer la garniture de tige de piston plus fréquemment par suite du règlement proposé. On estime que la garniture de tige de piston devrait être remplacée plus souvent à quelque 9 000 compresseurs alternatifs; le coût supplémentaire annualisé lié à cette fréquence accrue est estimé à 300 $ pour un compresseur alternatif. En outre, environ 1 500 compresseurs alternatifs récemment installés devraient capturer tout le gaz émis (voir référence 30). Le coût estimé de l’installation de l’équipement de conservation est d’environ 27 000 $ par compresseur.
Les installations ayant des compresseurs centrifuges devraient les améliorer en installant une unité de récupération qui conserve le gaz évacué par le système de dégazage à joints d’étanchéité humides du compresseur. Le nombre de compresseurs centrifuges touchés est estimé à 90 environ, et le coût de l’installation d’un système de dégazage à joints d’étanchéité humides est estimé à 45 000 $. La norme relative aux compresseurs devrait entraîner des coûts de 157 millions de dollars pour l’industrie entre 2018 et 2035.
Résumé des coûts de la conformité pour l’industrie
Les coûts de conformité associés au règlement proposé augmenteraient le coût marginal de la production de gaz naturel (et d’autres combustibles) au Canada. Sans effet compensateur, ces coûts différentiels devraient diminuer la quantité de gaz naturel produite au Canada par rapport au scénario de référence. Étant donné la nature intégrée du marché nord-américain du gaz naturel, on suppose que ces quantités réduites seraient remplacées par du gaz naturel importé (voir référence 31). Aux fins de la présente analyse, les coûts de conformité de l’industrie de 3,3 milliards de dollars (voir le tableau 2) sont utilisés comme approximation de la valeur de cet effet de coût de conformité. Ces coûts de conformité seraient compensés en partie par le recouvrement de 663 PJ de gaz naturel d’une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars, décrite dans l’analyse des avantages ci-dessous.
Tableau 2 : Coûts de la conformité pour l’industrie, par norme proposée (en millions de dollars)
Prescriptions relatives à la complétion des puits
Régulateurs et pompes pneumatiques
Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %.
La plus grande partie des dépenses associées à la conformité devrait être engagée en 2023 (2 milliards de dollars environ, comme le montre la figure 1, ci-dessus), année où les prescriptions relatives à l’évacuation des gaz de production des installations et aux appareils et pompes pneumatiques entrent en vigueur.
Coûts administratifs du gouvernement et de l’industrie pour assurer la conformité
À l’heure actuelle, aucun règlement fédéral ne régit les émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier. Le règlement proposé obligerait les entités réglementées à enregistrer les installations, à tenir des documents et à produire des rapports de conformité et d’enregistrement. Ces coûts administratifs sont estimés à 21 millions de dollars pour la période allant de 2018 à 2035 (voir référence 32).
Le Ministère engagerait lui aussi des frais pour faire respecter le règlement proposé, tenir des activités de promotion de la conformité et gérer le règlement proposé. En 2018, un coût ponctuel d’environ 209 000 $, selon les estimations, serait prévu pour la formation des agents d’application de la loi, auquel s’ajouteraient 50 000 $ pour satisfaire aux exigences de la gestion de l’information. Le coût de l’inspection annuelle est estimé à 571 500 $. Ce coût inclut les inspections, les enquêtes, les mesures en cas d’infraction présumée et les poursuites; il est estimé à 8 millions de dollars pour la période de 2018 à 2035.
Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer à la réglementation. Les coûts associés aux activités de promotion de la conformité sont ceux de la diffusion du règlement proposé, de la conception et de la distribution de matériel promotionnel (comme des fiches de renseignements et de la documentation Web), de la publicité dans des revues spécialisées et professionnelles, et de la participation aux conférences d’associations professionnelles. Ce coût est estimé à 148 000 $ entre 2018 et 2022.
Le règlement proposé prévoit un permis d’exemption temporaire pour les installations lorsque la mise en œuvre des prescriptions relatives aux pompes pneumatiques serait impossible pour des raisons techniques ou économiques. Ces permis devraient être examinés et approuvés par le gouvernement du Canada. Selon les estimations, le coût total de l’examen des permis serait de 35 000 $ entre 2018 et 2035.
Le tableau 3 ci-dessous résume les coûts administratifs de l’industrie et du gouvernement pour assurer la conformité.
Tableau 3 : Coûts administratifs de l’industrie et du gouvernement (en millions de dollars)
Les coûts administratifs nécessaires pour assurer la conformité sont estimés à 29 millions de dollars pour l’industrie et le gouvernement entre 2018 et 2035.
Avantages de la portée et du respect du règlement
Le règlement proposé réduirait les émissions de méthane, un puissant gaz à effet de serre, grâce aux exigences de conservation du gaz naturel fugitif et évacué. Cela signifie que le gaz naturel qui aurait été perdu serait conservé comme source éventuelle d’énergie. De plus, les émissions de COV diminueraient, ce qui améliorerait la qualité de l’air, et donc l’environnement et la santé de la population canadienne.
Pour monétiser les avantages et connaître la valeur des dommages évités liés au changement climatique associés à la réduction des émissions de GES, le coût social du carbone (CSC) a été appliqué à la réduction des émissions de CO2, et le coût social du méthane (CSCH4) a été appliqué à la réduction des émissions de méthane (CH4). Le prix du gaz naturel sur les marchés a été appliqué pour établir la valeur de la quantité de gaz conservé.
Étant donné que la modélisation de la qualité de l’air exige beaucoup de ressources et de temps, le Ministère est toujours en train de finaliser les résultats de la modélisation de la qualité de l’air pour la réduction des COV. Par conséquent, la réduction des COV n’a pas été monétisée pour cette analyse.
Quantification des avantages
Dans l’analyse, on a estimé le gaz conservé et quantifié les réductions d’émissions en établissant d’abord des estimations techniques détaillées des émissions pour chacune des normes proposées, puis en les mettant à l’échelle des estimations globales du Ministère des émissions pour le secteur pétrolier et gazier afin que les estimations soient cohérentes.
Pour calculer les réductions de gaz naturel, les facteurs des émissions pour les diverses normes et les divers types de produits ont été multipliés par le nombre total d’appareils pour chacune des normes. Cette procédure permet de calculer la quantité totale de gaz naturel qui serait récupérée par l’application du règlement proposé. La différence entre les émissions dans le scénario de référence et les émissions dans le scénario réglementaire ont permis d’estimer les réductions supplémentaires.
Les sources des facteurs d’émission diffèrent pour chacune des normes :
— en ce qui concerne les prescriptions relatives à l’évacuation du gaz de production des installations, les données provinciales sur les volumes de gaz évacué et brûlé par torchage ont permis d’estimer les émissions de référence et de les comparer aux réductions exigées conformément au règlement proposé;
— pour la DRF, les facteurs d’émission ont été obtenus pour le scénario réglementaire à l’aide des méthodes du protocole de l’EPA des États-Unis de 1995 et par l’application des facteurs d’une évaluation technique des facteurs d’émission de fuite d’équipement fugitive entreprise en 2014 (voir référence 33), (voir référence 34);
— pour les prescriptions relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique, les facteurs d’émission ont été obtenus de l’EPA des États-Unis (voir référence 35);
— pour les appareils pneumatiques, les facteurs d’émission ont été dérivés d’une évaluation technique des appareils pneumatiques entreprise en Colombie-Britannique en 2013 (voir référence 36);
— en ce qui concerne les compresseurs, les facteurs d’émission pour les compresseurs alternatifs ont été estimés à l’aide de la méthode en dents de scie de l’Environmental Defense Fund (EDF) (voir référence 37). L’étude de l’EDF a fourni un facteur de début et de fin des émissions qui augmente de façon linéaire afin d’obtenir un calendrier des émissions en fonction du nombre de mois écoulés depuis le dernier changement des garnitures de tige de piston. Pour les compresseurs centrifuges, les facteurs d’émission ont été obtenus d’une évaluation technique des compresseurs entreprise en 2014 par l’EPA des États-Unis (voir référence 38).
Pour séparer les émissions de gaz naturel en différents polluants, la composition du gaz naturel émis et conservé a été déterminée à l’aide des estimations de composition de gaz du rapport de Clearstone Engineering (voir référence 39), à l’exception des gaz évacués des installations de production, dont les ratios de composition ont été obtenus de divers rapports de provinces (voir référence 40). Pour chiffrer les réductions de CO2, de CH4 ou de COV, on a multiplié les réductions de gaz naturel par les ratios de composition, pour chacune des normes, qui sont donnés au tableau 4 ci-dessous.
Tableau 4 : Composition de gaz par norme proposée et type de produit
Pétrole lourd à froid avec sables pétrolifères
Les estimations techniques des émissions ont ensuite été mises à l’échelle des prévisions du Ministère pour les émissions de référence. Les projections du Ministère pour les émissions du scénario de référence du secteur pétrolier et gazier sont établies à partir des prévisions de la production du pétrole et du gaz de l’ONÉ associées au rapport de l’inventaire national. Ces prévisions ministérielles sont établies dans le modèle énergie-émissions-économie (E3MC), un des modèles du Ministère pour l’estimation des incidences stratégiques et des tendances relatives aux émissions de GES au Canada. Cette analyse utilise les projections de GES du Ministère dans le Deuxième rapport biennal du Canada sur les changements climatiques à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (voir référence 41).
On a comparé les estimations techniques des émissions du scénario de référence aux prévisions du Ministère pour les émissions du scénario de référence afin d’obtenir un ratio ou un facteur d’échelle. Ce facteur d’échelle a été appliqué aux estimations techniques, ce qui a permis de dériver les estimations finales des réductions supplémentaires des émissions pour le règlement proposé. Ce facteur d’échelle est divisé par province, par secteur et par polluant (CH4, CO2 et COV), mais non par source d’émissions. Une autre mise à l’échelle a été effectuée, au besoin, pour que les réductions supplémentaires ne dépassent pas les estimations des émissions du scénario de référence.
Le règlement proposé réduirait les émissions de méthane qui seraient rejetées dans l’atmosphère. Par ailleurs, le règlement proposé entraînerait, selon les estimations, une légère augmentation des activités de torchage, qui causeraient une légère hausse des émissions de CO2. Le règlement proposé réduirait les émissions de méthane de 12 Mt pendant la période visée par l’analyse. Si un facteur de potentiel de réchauffement de la planète de 25 est utilisé, la diminution des émissions de méthane est estimée à 295 Mt éq. CO2 entre 2018 et 2035. L’augmentation du CO2 consécutive à l’accroissement du torchage est estimée à 14 Mt au cours de la période visée par l’analyse.
La réduction nette des émissions équivaut aux réductions combinées de CH4 et de CO2, ainsi qu’à l’augmentation des émissions de CO2 causée par l’accroissement du torchage. La réduction nette des émissions de GES faisant suite à l’application du règlement proposé est estimée à 282 Mt éq. CO2 entre 2018 et 2035, comme le montre le tableau ci-après.
Tableau 5 : Réduction des émissions de gaz à effet de serre par norme proposée (en Mt éq. CO2)
GES nets (CH4 + CO2)
Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les émissions de CO2 augmentent parce que les installations brûlent le gaz évacué. Les émissions de méthane (CH4) sont présentées en Mt éq. CO2 (réduction des émissions de méthane multipliée par un potentiel de réchauffement de la planète de 25).
Les impacts de la réduction des émissions de GES dans l’atmosphère ont été évalués à l’aide du CSCH4 et du CSC du Ministère (voir référence 42). Le CSCH4 et le CSC sont des estimations de la valeur économique pour les générations actuelles et futures (d’aujourd’hui à 2300) des dommages causés par les changements climatiques que la réduction des émissions de CH4 et de CO2 permet d’éviter à l’échelle mondiale sur la période d’analyse (2018 à 2035).
En 2018, le CSC et le CSCH4 sont estimés respectivement à 44 $ et à 1 273 $, alors qu’en 2035, le CSC et le CSCH4 sont estimés à 61 $ et à 2 026 $. Pendant la période visée par l’analyse, le CSCH4 est appliqué à 12 Mt de réductions de méthane et le CSC à une augmentation du CO2 de 14 Mt causée par le torchage. La valeur actualisée de la réduction des GES avoisine les 13,4 milliards de dollars.
Tableau 6 : Valeur actualisée totale de la réduction des émissions de GES (en millions de dollars)
Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué. Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %. Le CSCH4 est appliqué à la réduction des émissions de méthane, alors que le CSC est appliqué à l’augmentation des émissions de CO2.
Il est attendu que le projet de règlement entraînerait en 2025 une réduction de 21 Mt des émissions de méthane, et les ramènerait à 41 % sous les niveaux de 2012, soit dans l’intervalle de réduction de 40 % à 45 % que le Canada s’est engagé à atteindre en mars 2016. Il est également attendu que le projet de règlement entraînerait une réduction de 20 Mt des émissions nettes de GES en 2030, ce qui, selon les estimations, représente une contribution de 7 % à la cible du Canada en matière de réduction des émissions de GES aux termes de l’Accord de Paris.
Le méthane est la principale composante du gaz naturel, qui peut être utilisé comme source d’énergie pour le chauffage, la cuisson et la production d’électricité. Les modifications techniques et procédurales requises par le règlement proposé entraîneraient des opérations plus efficaces, avec une évacuation limitée du méthane, une réduction des fuites et la conservation d’environ 663 PJ de gaz naturel (voir le tableau 7). Cette efficacité améliorée augmenterait la productivité marginale de la production de gaz naturel et compenserait dans une certaine mesure les coûts de conformité de l’industrie décrits ci-dessus. Elle augmenterait aussi la quantité de gaz naturel produit au Canada et remplacerait l’offre importée (voir référence 43). Étant donné que le gaz naturel récupéré a déjà été extrait et que les coûts associés à sa récupération ont été comptabilisés dans les coûts de conformité de l’industrie, on suppose que la valeur marchande totale de ce gaz naturel récupéré est une approximation raisonnable de la valeur de cette ressource conservée. La conservation des COV n’a pas été quantifiée en raison des quantités relativement faibles et de la variabilité de la composition en hydrocarbures de ces COV.
Tableau 7 : Estimation du gaz conservé par norme proposée (en PJ)
Gaz conservé, total
Nota : Les chiffres étant arrondis, la somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué.
Un prix marchand du gaz naturel a été utilisé pour estimer ce que la société est prête à payer pour cette ressource conservée. Une estimation des prix futurs du gaz naturel de l’Alberta Energy Company (AECO-C) a été calculée à l’aide des prévisions du prix du gaz naturel Henry Hub de l’ONÉ, puis 0,65 $/gigajoule (GJ) ont été soustraits pour tenir compte de l’écart historique entre les deux prix (voir référence 44). Ces prévisions, qui allaient de 2,43 $/GJ en 2018 à 3,68 $/GJ en 2035, ont ensuite été appliquées à la quantité estimée de méthane qui serait conservée. La valeur du gaz conservé par suite de l’application du règlement proposé est estimée à plus de 1,6 milliard de dollars pendant la période visée par l’analyse (voir le tableau 8) (voir référence 45). Cette estimation des prix du marché peut surévaluer la volonté de la société de payer pour conserver le gaz naturel, une incertitude qui a été considérée dans l’analyse de sensibilité ci-dessous.
Tableau 8 : Valeur actualisée totale du gaz conservé (en millions de dollars)
Valeur totale du gaz conservé
Grâce à la réduction des émissions fugitives et des émissions d’évacuation, le règlement proposé pourrait aussi réduire de 769 kt la quantité de COV qui serait rejetée dans l’atmosphère au cours de la période visée par l’analyse.
Tableau 9 : Réductions estimées des COV par norme proposée (en kt)
Réductions totales des COV
Nota : Les nombres ayant été arrondis, leur somme ne correspond pas nécessairement au total indiqué.
Les COV jouent un rôle dans la formation de l’ozone troposphérique et des particules, les principaux éléments constituants du smog. Il est reconnu que le smog a des effets indésirables sur la santé humaine et l’environnement. Le Ministère utilise trois modèles différents pour estimer les impacts de la pollution atmosphérique sur la santé et l’environnement : un modèle pour estimer les effets des émissions de COV sur la qualité de l’air; un modèle pour estimer les effets sur la santé associés aux changements de la qualité de l’air; un modèle pour estimer les répercussions éventuelles sur l’environnement associées aux changements de la qualité de l’air. La modélisation de la qualité de l’air exigeant beaucoup de temps et de ressources, le Ministère en est encore à mettre la touche finale aux résultats de la modélisation. Il n’est donc pas possible à ce moment-ci d’évaluer la valeur en argent des avantages pour l’environnement et la santé attribuables à la réduction des COV, mais il est prévu de les présenter dans l’analyse pour publication dans la Partie II de la Gazette du Canada.
Le règlement proposé devrait permettre de réduire de 282 Mt éq. CO2 les émissions de GES, de conserver 663 PJ de gaz et de réduire de 769 kt les émissions de COV, comme le montre le tableau 10 ci-dessous. Ces avantages quantitatifs sont exprimés en argent, lorsque c’est possible; dans le cas contraire, les avantages qualitatifs sont évalués.
Selon les estimations, d’ici à 2035, le règlement proposé pourrait entraîner une réduction cumulative nette des émissions de GES de 282 Mt, évaluée à 13,4 milliards de dollars environ, et la conservation cumulative de 663 PJ de gaz, évaluée à 1,6 milliard de dollars environ. Les avantages totaux du règlement proposé sont évalués à quelque 15,0 milliards de dollars. Le règlement proposé entraînerait aussi des coûts de 3,3 milliards de dollars pour l’industrie et le gouvernement. Les avantages nets du règlement proposé sont de 11,7 milliards de dollars pour les Canadiens. Les coûts et les avantages associés au règlement proposé sont résumés au tableau 10.
Tableau 10 : Résumé des coûts et des avantages
Coûts de la conformité pour l’industrie
Réduction nette des GES (Mt éq. CO2)
Gaz conservé (PJ)
Réduction des COV (kt)
Avantages pour la santé et l’environnement dus à la réduction des émissions de COV.
Le règlement proposé devrait permettre une réduction cumulative nette des émissions de GES de 182 Mt éq. CO2 d’ici à 2030, ce qui aiderait le Canada à tenir ses engagements internationaux, entre autres l’Accord de Paris de 2015. Pour parvenir à cette réduction des émissions de GES, des coûts de conformité de 2,9 milliards de dollars sont prévus. Cependant, la valeur du gaz conservé pendant la même période (2018-2030) est estimée à 1,1 milliard de dollars. Dans l’ensemble, comme l’indique le tableau 11, la réduction prévue des émissions de GES coûterait 16 $ par tonne, selon les estimations, et le coût net serait d’environ 10 $.
Tableau 11 : Coûts par tonne de la réduction des émissions de GES (2018-2030)
Réduction des émissions de GES (Mt éq. CO2)
Coût par tonne de réduction des émissions de GES
Nota : Les valeurs en argent sont actualisées selon un taux de 3 %.
Ces coûts à la tonne reflètent les coûts prévus de la conformité et l’économie de gaz conservé pour réduire les tonnes d’émissions de GES du méthane. Ces résultats ne tiennent pas compte du moment où les réductions ont lieu ni de la valeur que la société peut accorder aux dommages évités.
Analyse de répartition des impacts du règlement proposé
Le résumé qui suit présente les avantages et les coûts pour l’ensemble de la société canadienne. Les répercussions sont réparties uniformément dans toute la société; l’analyse a donc tenu compte d’un éventail d’impacts de répartition.
Impacts par région
Les coûts de conformité associés au règlement proposé varieraient selon la région. La production de pétrole et de gaz est surtout concentrée en Colombie-Britannique (C.-B.), en Alberta (Alb.) et en Saskatchewan (Sask.). Le tableau 12 présente la répartition des coûts globaux, la réduction des émissions et la quantité de gaz conservé attribuables au règlement proposé selon les régions du Canada. Comme il fallait s’y attendre, compte tenu de la concentration des activités pétrolières et gazières dans les provinces de l’Ouest, les plus grandes incidences sont prévues en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, les autres étant réparties dans le reste du Canada (RDC).
Tableau 12 : Répartition des avantages quantifiés et des coûts en argent selon les régions
Coûts de la conformité (millions de $)
Les coûts de conformité associés au règlement proposé varieraient aussi selon le produit. Le tableau 13 présente la répartition des avantages et des coûts globaux du règlement proposé selon les produits pétroliers et gaziers. En raison du grand nombre d’installations affectées, le secteur de production et de transformation du gaz naturel devrait avoir les coûts cumulatifs les plus importants ainsi que les réductions d’émissions attribuées les plus importantes au cours de la période d’analyse.
Tableau 13 : Répartition des avantages quantifiés et des coûts selon les produits
Les prix du pétrole brut et du gaz naturel étant fixés par les marchés continentaux et mondiaux, on ne s’attend pas à ce que le règlement proposé ait d’incidence sur le prix de ces produits. Le règlement proposé ne devrait donc pas avoir d’impacts chez les consommateurs.
Le règlement proposé imposerait des coûts de conformité aux sociétés pétrolières et gazières qui ne pourraient affecter ces ressources à d’autres utilisations productives. Les effets des coûts de la conformité au règlement proposé seraient vraisemblablement plus grands pour les firmes dont l’accès au capital est limité, comme les petits producteurs de pétrole et de gaz produisant peu.
Le Ministère prévoit que l’impact du règlement proposé sur les producteurs de pétrole léger et de gaz naturel serait vraisemblablement faible. On s’attend à ce que les producteurs de pétrole lourd subissent des impacts financiers légèrement plus élevés, car les coûts de conformité représentent une proportion plus importante de leurs coûts de développement actuels par rapport au gaz naturel et aux puits de pétrole léger. En raison de la différence de coût, les puits de pétrole lourd présentent un impact proportionnel plus important sur la rentabilité.
Les coûts totaux de la conformité sont estimés à 3,3 milliards de dollars pendant la période visée par l’analyse. En 2015, les dépenses totales d’exploitation et en capital dans le secteur traditionnel du pétrole et du gaz de l’Ouest canadien ont été de 52 milliards de dollars, le plus faible niveau depuis 2009, qui représente 3 % de moins que les dépenses annuelles moyennes au cours des 10 années précédentes. Si les dépenses dans le secteur restent à ces niveaux comparativement bas au cours de la période visée par l’analyse, les coûts de conformité au règlement proposé représenteraient environ 0,5 % des dépenses cumulatives de l’industrie (700 milliards de dollars) sur 18 ans.
Pour les installations existantes, les coûts de la conformité peuvent représenter de grosses dépenses ponctuelles. Certains investissements pourraient être influencés à la marge et ces coûts pourraient nuire à la viabilité des installations dont la production est faible s’il ne reste pas assez de temps avant qu’elles ne soient désaffectées pour que les coûts de la conformité puissent être récupérés. Dans certains cas, des installations pourraient cesser de produire plus tôt qu’elles ne l’auraient fait en l’absence du règlement proposé.
En réponse aux incidences éventuelles financières et sur le plan de la concurrence du règlement proposé, plusieurs mesures d’assouplissement ont été prévues. Par exemple, les normes qui exigeraient un investissement en capital important, comme les prescriptions relatives à l’évacuation des gaz de production des installations et les exigences sur les régulateurs et pompes pneumatiques, n’entreraient pas en vigueur avant 2023, ce qui donnerait aux firmes le temps de s’ajuster. Le règlement proposé permettrait aussi aux installations qui ont de la difficulté sur les plans technique ou économique à respecter la norme relative aux pompes pneumatiques à demander un permis d’exemption pour une durée limitée.
La réglementation actuelle aux États-Unis et les engagements du Mexique pourraient atténuer davantage les craintes que le règlement proposé peut susciter en ce qui concerne la compétitivité. Le règlement proposé est basé sur les actuelles règles source par source des États-Unis, qui s’appliquent aux nouvelles installations pétrolières et gazières, et aux installations modifiées. Ces règles ont été établies en 2012 et 2016.
Incertitude des estimations des impacts
Le taux d’actualisation utilisé pour cette analyse est de 3 %, selon la recommandation du SCT pour les projets environnementaux et de santé. Le SCT recommande aussi d’utiliser un taux d’actualisation de 7 % pour les autres analyses coûts-avantages. Une analyse de sensibilité visant à comparer le cas central (3 %) à un taux d’actualisation plus élevé (7 %) indique qu’il y a toujours un avantage net prévu, comme le montre le tableau 14.
Une certaine incertitude est aussi associée aux valeurs utilisées pour exprimer en argent les avantages des réductions des émissions de GES. Par exemple, la valeur centrale du CSC utilisée dans cette analyse coûts-avantages ne tient peut-être pas pleinement compte des résultats des changements climatiques peu probables, mais dont les répercussions sont importantes. Pour remédier à ce problème, le Ministère publie une valeur du CSC au 95e percentile pour les analyses de sensibilité, qui tente d’englober les coûts associés aux résultats dont la probabilité est faible, mais les répercussions importantes, y compris les conséquences catastrophiques éventuelles des changements climatiques.
Il est possible également que les coûts soient plus élevés et les avantages plus faibles que ce qu’indiquent les estimations (par exemple si la valeur du gaz récupéré est significativement plus basse que le prix marchand du gaz naturel), ce qui diminuerait les avantages nets estimés. Au cours de la période visée par l’analyse, les avantages estimés ont été près de cinq fois supérieurs aux coûts (un ratio avantages-coûts de 5:1). Donc, même si les avantages étaient cinq fois moins importants ou les coûts près de cinq fois plus grands que ce qui a été estimé, il y aurait encore un avantage net escompté. Le Ministère tient en général compte de plages d’incertitude de 50 % supérieures ou inférieures au cas central. Des analyses de sensibilité visant à tenir compte de ces scénarios ont encore donné lieu à des avantages nets escomptés, comme le montre le tableau 14 ci-après.
Tableau 14 : Analyses de sensibilité (en millions de dollars)
Autres estimations de l’analyse des impacts
avantages-coûts (A:C)
Cas central (du tableau 11)
Avantages et coûts actualisés à 7 % par année
GES évalués à l’aide du CSC/CSCH4
au 95e percentile
Avantage réduit relié à la récupération du gaz
Avantages 50 % plus faibles et coûts 50 %
Nota : Valeurs actualisées en fonction d’un taux d’actualisation de 3 %, sauf dans le cas où un taux de 7 % a été utilisé.
On suppose qu’il y a des incidences (coûts et avantages) parce que les entités réglementées ne changeraient pas leur comportement si ce n’était du règlement proposé. Il pourrait y avoir une certaine « adoption naturelle » de pratique ou de matériel à faibles émissions sans le règlement proposé. Si un autre scénario de référence, dans lequel plus d’entités réglementées avaient choisi volontairement ces stratégies de réduction des GES, avait été suggéré, les coûts et les avantages estimés du règlement proposé auraient été proportionnellement plus faibles, ce qui donnerait encore lieu à un avantage net escompté.
Le règlement proposé est considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada. Le coût total annualisé d’administration pour les entités réglementées devant se conformer aux exigences réglementaires sur un horizon de 10 ans atteindrait quelque 1,1 million de dollars pour tous les intéressés, soit 1 100 $ par entreprise (voir référence 46). De plus, le projet de règlement serait un nouveau titre réglementaire, qui doit être compensé par l’abrogation d’un règlement existant en vertu de la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.
Le principal facteur (78 %) influant sur les coûts administratifs est la tenue de dossiers, car la tenue de registres de conformité serait nécessaire pour les installations. On suppose que certaines des données nécessaires pour se conformer à ces exigences sont déjà accessibles et conservées par les organismes de réglementation de la Colombie-Britannique, de l’Alberta et de la Saskatchewan, en raison des exigences provinciales existantes. Par conséquent, les renseignements supplémentaires requis sont principalement la consignation des émissions de méthane provenant de l’installation et les incidences de fuites. On estime que la durée de ces activités varie de 15 minutes à 40 heures par entreprise par an selon la norme (voir référence 47).
L’autre facteur principal (17 %) qui influe sur les coûts administratifs est l’exigence d’enregistrement des installations. Pour chaque installation, les entités réglementées devraient s’enregistrer et envoyer au ministre un rapport d’enregistrement ponctuel. D’après les données utilisées pour les règlements récemment publiés touchant le secteur pétrolier et gazier, on présume qu’il faut 1,5 heure pour enregistrer chacune des installations et 2 heures par entreprise pour préparer et soumettre les renseignements (voir référence 48).
Le nombre d’installations pétrolières et gazières que le règlement proposé toucherait est estimé à 57 874; ces installations sont la propriété de 1 062 entreprises. Bien que la majorité des installations qui seraient visées par le règlement proposé appartiennent à de moyennes et grandes entreprises, certaines appartiennent à de petites entreprises. Le règlement proposé entraînerait donc l’application de la lentille des petites entreprises. Le nombre d’installations qui sont la propriété de 475 petites entreprises est estimé à 579.
Pour réduire les coûts associés au règlement proposé pour les petites entreprises, plusieurs éléments de la conception de règlements seraient intégrés au règlement proposé (option flexible). Les installations dont le potentiel d’émissions (PE) est inférieur au seuil de 60 000 m3 seraient exemptées de la plupart des exigences relatives aux installations du règlement proposé. Comme la plus grande partie des petites entreprises sont propriétaires d’installations qui émettent moins d’hydrocarbures gazeux que le seuil, elles ne seraient pas assujetties aux prescriptions susmentionnées, ni aux exigences connexes en matière de tenue de documents et de production de rapports. Le règlement proposé ne devrait toucher qu’environ 23 % des petites entreprises. L’Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire ci-après (tableau 15) présente les coûts prévus pour les petites entreprises dans le cadre des options initiale et flexible.
Tableau 15 : Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire
(normes sans le seuil de 60 000 m3 pour le PE)
(normes avec le seuil de 60 000 m3 pour le PE)
Valeur annualisée (voir référence *)
Valeur annualisée (voir référence **)
5 284 000 $
69 566 000 $
13 126 000 $
1 691 000 $
5 412 000 $
71 257 000 $
14 089 000 $
Considérations relatives au risque :
L’option initiale viserait toutes les installations, y compris les petites installations qui, au total, représentent une petite portion des émissions. L’option initiale imposerait un coût relativement plus élevé (par rapport à la production et aux revenus) aux petites installations qu’aux grandes.
Dans le secteur pétrolier et gazier, les petites entreprises exploitent très souvent des installations dont les émissions sont inférieures au seuil pour l’application de l’option flexible. Ces installations ne représentent pas une partie importante des émissions totales. Le règlement proposé s’applique à la majorité des émissions tout en offrant une solution souple aux petites entreprises.
Dans l’ensemble, l’option flexible fait baisser les coûts totaux pour les petites entreprises d’environ 120 000 $ entre 2018 et 2035 de plus que l’option initiale examinée, ou bien 9 000 $ par année. Le règlement proposé entraînerait des coûts cumulatifs d’environ 14 millions de dollars pour les petites entreprises, soit 30 000 $ par petite entreprise. Bien qu’ils ne fassent pas partie de cette évaluation, les éléments de conception de l’option flexible devraient aussi réduire les coûts d’administration et de conformité pour les grandes entreprises qui sont aussi propriétaires de petites installations.
Depuis avril 2016, le Ministère a tenu des consultations pendant plus de 150 heures avec les intervenants et les partenaires provinciaux au sujet du règlement proposé, y compris des webinaires, des téléconférences, des réunions en personne, des discussions techniques et des réunions bilatérales. Ces activités ont réuni des représentants de l’industrie, des provinces, des territoires, d’organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE) et d’associations représentant les peuples autochtones.
Le Ministère a présenté aux parties intéressées et aux partenaires provinciaux une description d’un projet d’approche réglementaire au début du processus de consultation, qui comprenait des propositions visant à gérer cinq sources d’émissions au moyen de la réglementation, des limites d’émission spécifiques pour les sources d’émissions importantes et des mesures de conformité anticipées susceptibles de réduire les émissions de méthane de chaque source. Il a été proposé que trois mesures de contrôle opérationnel (DRF, compresseurs et complétions de puits) entrent en vigueur en 2018, tandis qu’il a été proposé que deux mesures de contrôle nécessitant des investissements de capitaux plus importants (limites d’évacuation des installations et restrictions d’évacuation des dispositifs pneumatiques) entrent en vigueur en 2020. Le règlement proposé reflète le retour d’information sur cette approche, allant des changements importants au moment de l’entrée en vigueur aux exigences relatives aux sources d’émissions spécifiques.
Le Ministère a tenu de nombreuses discussions avec des représentants de l’industrie du pétrole et du gaz. La Petroleum Services Association of Canada [l’association des services pétroliers du Canada] (ASPC), la Explorers and Producers Association of Canada [l’association des explorateurs et des producteurs du Canada] (AEPC) et l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) ont participé à ces discussions. Ces représentants ont appuyé l’objectif environnemental du projet d’approche et des objectifs de réduction du méthane annoncés par le premier ministre. Toutefois, les représentants de l’industrie du pétrole et du gaz craignent que les dates initiales d’entrée en vigueur ne permettent pas aux installations existantes de disposer de suffisamment de temps pour se conformer et qu’il soit difficile pour les installations de se conformer à toutes les mesures de contrôle pendant les mois d’hiver. De plus, l’industrie pétrolière et gazière a suggéré que les exigences relatives à la complétion des puits par fracturation hydraulique soient rédigées de façon identique à celle des mesures provinciales existantes en Colombie-Britannique et en Alberta. L’ACPP a également présenté une autre proposition qui préconisait des normes moins strictes.
Le Ministère a également rencontré des entreprises qui fournissent des solutions de prévention de la pollution au secteur de la production pétrolière et gazière. Cette industrie était en faveur du règlement proposé et a noté qu’elle serait en mesure de réagir rapidement à la demande du marché. Elle a noté que des solutions technologiques propres sont déjà en place et qu’elles ont été éprouvées dans le secteur pétrolier et gazier.
En réponse aux préoccupations de l’industrie, le Ministère a modifié les dates d’entrée en vigueur du règlement proposé. Les exigences relatives à la DRF, aux compresseurs et à la complétion des puits par fracturation hydraulique entreront en vigueur en 2020, tandis que les exigences relatives à l’évacuation des gaz de production des installations et aux dispositifs pneumatiques entreront en vigueur en 2023. En outre, le projet de règlement exigerait maintenant des inspections des fuites trois fois par année pour tenir compte des difficultés opérationnelles en hiver. La limite d’émission pour les compresseurs alternatifs a été augmentée pour réduire les coûts de conformité. Enfin, les mesures de contrôle de la complétion des puits ont été supprimées pour la Colombie-Britannique et l’Alberta en raison des exigences provinciales actuelles.
L’industrie pétrolière et gazière était satisfaite des modifications apportées par le Ministère, mais elle continue de contester les règlements fédéraux sur le secteur.
Toutes les provinces et tous les territoires, à l’exception de l’Île-du-Prince-Édouard et du Nunavut, ont participé à au moins une séance de consultation. De façon générale, les provinces et les territoires appuient l’objectif global de réduction des émissions, mais ils aimeraient être certains que les exigences fédérales sont conformes aux approches provinciales en matière de changements climatiques. La plupart des provinces où l’activité pétrolière et gazière est importante (par exemple l’Alberta, la Colombie-Britannique, la Saskatchewan, la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador) ont souhaité mieux comprendre la possibilité d’obtenir des accords d’équivalence en vertu de la LCPE.
En réponse, le Ministère s’est engagé à faire preuve de collaboration, d’ouverture et de transparence autant que possible avec les partenaires provinciaux et les intervenants. De nombreuses téléconférences et rencontres en personne ont été tenues, et des renseignements ont été fournis sur une base continue, y compris la modélisation des données et l’analyse de l’approche réglementaire proposée; les résultats attendus des émissions par les administrations; la méthodologie d’analyse coûts-avantages; les possibilités d’équivalence; le projet de texte réglementaire.
Des craintes ont été exprimées au sujet de ce qui a été considéré comme un échéancier réglementaire fédéral ambitieux. L’impact du règlement proposé sur les petits exploitants du secteur pétrolier et gazier et les installations situées dans des régions isolées a été soulevé. Les autres craintes portaient sur l’incidence éventuelle sur la compétitivité s’il y a des différences entre les approches réglementaires, la portée et les échéanciers entre le Canada et les États-Unis.
En réponse aux préoccupations provinciales et territoriales, le Ministère a modifié les dates d’entrée en vigueur du règlement proposé à 2020 et à 2023 afin de laisser suffisamment de temps pour négocier des ententes d’équivalence.
De plus, des provinces de l’Atlantique étaient préoccupées par la possibilité d’accroître les coûts et les difficultés d’exploitation associés à la mise en œuvre du règlement proposé dans les installations extracôtières. Le Ministère a tenu des réunions précises avec les gouvernements provinciaux de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador ainsi qu’avec les offices des hydrocarbures extracôtiers (voir référence 49) pour discuter de ces préoccupations.
À la suite de ces discussions, le projet de règlement comprend certaines flexibilités, par exemple des délais de réparation prolongés, pour l’environnement extracôtier.
Dans l’ensemble, la plupart des gouvernements provinciaux et territoriaux appuient le projet de règlement et sont satisfaits des modifications apportées par le Ministère.
Organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE)
Les ONGE ont appuyé à fond l’objectif de réduction des émissions de méthane et la possibilité qu’il offre d’aider à atteindre des objectifs internationaux en matière de changements climatiques. Ils ont bien accueilli le règlement fédéral pour le secteur pétrolier et gazier et ont affirmé souhaiter l’uniformité et la transparence du règlement proposé. Ils ont affirmé que réduire les émissions de méthane est l’occasion la plus rentable de réduire les GES et que cette méthode contribuerait beaucoup à aider le Canada à atteindre ses cibles en ce qui concerne les changements climatiques. Certains des ONGE clés consultés étaient le Clean Air Task Force (le groupe de travail sur l’air pur), l’Environmental Defense Fund (le fonds pour la défense de l’environnement) [EDF] et l’Institut Pembina. Ces groupes ont fourni au Ministère une autre proposition. Des craintes ont été exprimées au sujet du niveau de rigueur et de l’absence de rapports annuels et de son incidence sur la possibilité d’évaluer la conformité de l’industrie.
Par conséquent, le Ministère a modifié la limite de conformité pour la limite d’évacuation des installations du règlement proposé afin d’éliminer la flexibilité de réduction en pourcentage, en la remplaçant par une norme absolue de 3 000 m3 par année. Le seuil d’application des mesures de contrôle des pompes pneumatiques a été réduit afin de couvrir plus de ces dispositifs et de réduire davantage les émissions. Une règle obligatoire de capture et de conservation a été instaurée pour toutes les nouvelles installations de compresseurs. Le Ministère a de vastes exigences en matière de tenue de registres dans le règlement proposé et serait en mesure d’exiger la production de rapports s’il y a lieu.
Dans l’ensemble, les ONGE appuient le projet de règlement.
L’Inuit Tapiriit Kanatami et le Indian Resource Council ont été consultés sur l’ébauche de l’approche et ont appuyé les objectifs environnementaux du règlement proposé. Aucune préoccupation importante n’a été soulevée.
Après des consultations avec les intervenants et les partenaires provinciaux, le Ministère a apporté des changements au règlement proposé de façon à atténuer les craintes identifiées, lorsque cela est possible. En particulier, le principal changement ayant été intégré au règlement proposé a été de retarder les dates d’entrée en vigueur des normes proposées pour que les installations existantes aient plus de temps pour s’y conformer. D’autres modifications au projet de règlement pourraient être nécessaires pour améliorer le texte du règlement proposé et appliquer des clarifications techniques en fonction des commentaires des intervenants qui seront reçus après la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada.
Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale pour mettre en œuvre l’Accord de Paris afin d’appuyer le but qui consiste à limiter la hausse de la température à moins de 2 °C pendant le siècle en cours et à poursuivre les efforts visant à la limiter à 1,5 °C.
De plus, le Canada et les États-Unis ont de longs antécédents fructueux de collaboration en matière de réduction des émissions atmosphériques. Forts de ce succès, ils se sont engagés, au début de 2016, à prendre des mesures pour réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier. Au milieu de 2016, le Mexique a joint ses efforts à ceux du Canada et des États-Unis pour, d’ici 2025, réduire de 40 % à 45 % par rapport aux émissions de 2012 les émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier. À l’heure actuelle, les trois pays se sont engagés à publier leurs règlements fédéraux respectifs le plus tôt possible et à travailler en collaboration aux programmes, aux politiques et aux stratégies, entre autres, pour améliorer la collecte des données sur le méthane, la quantification des émissions et la transparence de la déclaration des émissions en Amérique du Nord. Ils échangeront toutes les connaissances et toute l’information sur les technologies et les méthodes rentables de réduction des émissions de méthane.
Compte tenu de l’intégration du marché nord-américain de l’énergie, le Canada a l’intention de régir les émissions provenant des sources qui sont visées par les exigences réglementaires actuelles aux États-Unis. Ces sources incluent l’évacuation des installations de production, la DRF, la complétion des puits par fracturation hydraulique, les appareils pneumatiques et les compresseurs. La structure du règlement proposé est semblable au régime de réglementation de l’EPA des États-Unis, avec des modifications qui tiennent compte des conditions canadiennes (y compris les exigences existantes dans diverses compétences canadiennes) et de l’apport des intervenants.
Le projet de règlement couvrirait toutes les installations, alors que les NSPS de l’EPA des États-Unis ne couvrent que les installations nouvelles et modifiées. Toutefois, la nature de l’industrie pétrolière et gazière en amont est unique, avec des cycles de production de courte durée et un renouvellement constant des niveaux de production en raison du forage de nouveaux puits pour remplacer les actifs en déclin. L’EPA des États-Unis a entrepris des modifications clés aux NSPS en 2012 avec diverses exigences additionnelles en 2015 et 2016. Étant donné que le règlement proposé n’entrerait en vigueur au Canada qu’après 2020, le secteur américain aurait dû faire face à des exigences similaires pendant une décennie, et la plupart des installations seraient touchées par les NSPS. De plus, des règles similaires pour les installations existantes dans plusieurs états (le Wyoming et le Colorado, par exemple) ont mis en place des contrôles encore plus stricts en matière d’émissions de méthane. Si le Canada limitait l’application à seulement les installations nouvelles ou modifiées, une grande partie des émissions ne seraient pas immédiatement capturées, ce qui rendrait difficile l’atteinte des objectifs de réduction du méthane annoncés par le premier ministre.
Fardeau administratif de l’industrie
L’approche actuelle des États-Unis en matière de réglementation du secteur pétrolier et gazier exige que les installations effectuent un grand nombre de tâches administratives. Le projet de règlement diffère des NSPS afin de respecter les engagements énoncés dans la Directive du Cabinet sur la gestion de la réglementation du Canada de contrôler le fardeau administratif de la réglementation sur les entreprises. Par exemple, les NSPS exigent que les établissements communiquent annuellement des renseignements sur des détails techniques précis. Afin de minimiser le fardeau administratif, le règlement proposé exige des rapports sur demande.
Chevauchement réglementaire évité avec les provinces et les territoires
Il y a eu des discussions poussées avec les entités de réglementation du pétrole et du gaz et les gouvernements provinciaux, à la fois dans l’Ouest canadien et dans la région de l’Atlantique, en raison du rôle clé qu’ils jouent dans les régions productrices de pétrole du Canada. À la demande des provinces de l’Ouest, et reconnaissant qu’une partie importante des coûts de mise en conformité serait engagée dans cette région, un exercice spécial visant à élaborer un cadre réglementaire de coopération entre ces provinces et le gouvernement a eu lieu. Ce cadre prévoit des engagements de collaborer, d’échanger de l’information, de se réunir régulièrement et de réduire le double emploi réglementaire afin de faciliter la négociation éventuelle d’accords d’équivalence. L’harmonisation avec les mesures provinciales a été intégrée au règlement proposé dans la mesure du possible. Par exemple, le règlement proposé fait explicitement état des systèmes provinciaux existants de mesure et de quantification des émissions. En outre, la Colombie-Britannique et l’Alberta ont été exemptées des limites d’évacuation au cours de la complétion des puits, puisque ces provinces et territoires ont déjà adopté des mesures adéquates.
Types de produits uniques au Canada
Le règlement proposé couvre des sources telles que certaines méthodes de production de pétrole lourd qui sont propres au Canada. Cette méthode de production pétrolière n’est pas envisagée dans les NSPS, mais elle constitue une source importante d’émission de méthane au Canada et le règlement proposé vise à y remédier par les limites d’évacuation des installations.
Les émissions de GES, dont les hydrocarbures et le CO2, aggravent la tendance au réchauffement de la planète associée aux changements climatiques. Le secteur pétrolier et gazier est le plus important émetteur de GES au Canada et, plus précisément, le plus grand émetteur de méthane au Canada. Le méthane est le principal composant du gaz naturel. La plus grande partie des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier sont libérées à la suite d’émissions de sources fugitives ou d’évacuations. Les données les plus récentes sur les émissions indiquent que les émissions de GES causées par les activités de production et de traitement dans le secteur pétrolier et gazier représentent 26 % des émissions totales de GES du pays. Si rien n’est fait immédiatement, on s’attend à ce que les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier au Canada continuent d’être rejetées dans l’atmosphère à des niveaux élevés d’environ 45 Mt CO2e par an entre 2017 et 2035, ce qui représente une partie importante des émissions totales de GES au Canada (726 Mt en 2013).
Le Canada et ses partenaires internationaux conjuguent leurs efforts pour mettre en œuvre l’Accord de Paris afin de limiter l’augmentation de la température à beaucoup moins que 2 °C pendant le siècle en cours. Le Canada est de plus déterminé à collaborer avec les États-Unis et le Mexique à propos des questions relatives aux changements climatiques. Les trois pays se sont engagés à présenter des règlements fédéraux ou à en étendre l’application afin de réduire les émissions de méthane des installations pétrolières et gazières.
Le règlement proposé devrait entraîner une réduction des émissions de 20 Mt en éq. CO2 en 2030, ce qui, selon les estimations, représente une contribution de 7 % à la cible du Canada en matière de réduction des émissions de GES aux termes de l’Accord de Paris. Le règlement proposé devrait de plus entraîner une réduction des émissions de méthane de 21 Mt en 2025, et les ramener à 41 % sous les niveaux de 2012, soit dans l’intervalle de 40 % à 45 % que le Canada s’est engagé à atteindre en mars 2016.
Entre 2018 et 2035, les réductions cumulatives des émissions de GES attribuables au règlement proposé sont estimées à environ 282 Mt. Les dommages évités liés au changement climatique associés à ces réductions sont évalués à 13,4 milliards de dollars. Le règlement proposé donnerait également lieu à un avantage de 663 PJ de gaz conservé d’une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars, pour un total de 15,0 milliards de dollars de bénéfices monétisés. Le coût total du projet de règlement est estimé à 3,3 milliards de dollars, qui serait compensé en partie par la récupération de 663 PJ (voir référence 50) de gaz naturel d’une valeur marchande de 1,6 milliard de dollars, ce qui donne des avantages nets prévus de 11,7 milliards de dollars.
Depuis avril 2016, le Ministère a tenu des consultations pendant plus de 150 heures au sujet du règlement proposé avec l’industrie, des provinces, des territoires, des organismes environnementaux et des associations de peuples autochtones. L’industrie a exprimé des inquiétudes quant aux incidences potentielles sur la compétitivité que le règlement proposé pourrait avoir sur le secteur pétrolier et gazier au Canada, alors que les organismes environnementaux se sont inquiétés de l’absence de rapports annuels et de son incidence sur la possibilité d’évaluer la conformité à la réglementation de l’industrie. Le Ministère a collaboré avec les intervenants afin de minimiser les impacts négatifs, et ces groupes ont généralement appuyé l’objectif environnemental du règlement proposé.
Afin d’atténuer les craintes éventuelles en ce qui concerne la compétitivité, le règlement proposé comprend plusieurs solutions souples, entre autres l’exemption des petites installations de certaines normes. Après les consultations avec les intervenants et les provinces, les dates d’entrée en vigueur ont été repoussées pour donner aux installations existantes plus de temps avant que la conformité totale ne soit requise. Étant donné l’impact marginal relativement faible du règlement proposé, et le fait que le pétrole brut et le gaz naturel sont des produits dont les prix sont établis à l’échelle mondiale et continentale, on ne s’attend pas à ce que le règlement proposé ait d’incidence sur le prix de ces produits. Le règlement proposé ne devrait donc pas avoir de conséquences chez les consommateurs.
Le règlement proposé a été élaboré dans le cadre du Programme de réglementation de la qualité de l’air (PRQA) du Canada. Une évaluation environnementale stratégique (EES) du PRQA a été effectuée en 2012 et une déclaration a été publiée en 2013 (voir référence 51). Cette EES a conclu que toutes les activités prévues dans le cadre du PRQA appuieraient l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) relatif aux changements climatiques qui consiste à réduire les GES. Une EES a aussi été réalisée pour le règlement proposé, qui confirme que cette initiative appuie l’objectif de réduction des GES de la SFDD.
Selon la norme en cause, le règlement proposé entrerait en vigueur le 1er janvier 2020 ou le 1er janvier 2023. Le règlement proposé serait pris en application de la LCPE et les agents de l’application de la loi appliqueraient la Politique d’observation et d’application de la LCPE (voir référence 52). La Politique énonce la gamme des mesures possibles d’application de la loi en cas d’infractions alléguées. À la suite d’une inspection ou d’une enquête, lorsqu’un agent de l’application de la loi découvre une infraction alléguée, l’agent choisit la mesure d’action appropriée en se fondant sur la Politique.
Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer à la réglementation. L’approche à l’égard du règlement proposé consiste notamment à préparer et à afficher de l’information faisant la promotion de la conformité, comme des foires aux questions (FAQ), sur le site Web du Ministère, et à effectuer diverses activités de relations externes, comme des ateliers et des séances d’information. Le Ministère répondra aussi à toutes les demandes de renseignements envoyées par des intervenants afin que les exigences du règlement proposé soient bien comprises. Ces activités visent à sensibiliser la collectivité réglementée et à l’aider à atteindre un niveau élevé de conformité globale le plus tôt possible au cours du processus de mise en œuvre de la réglementation. À mesure que la collectivité réglementée connaîtra mieux les exigences du règlement proposé, les activités de conformité devraient ralentir à un niveau qui maintiendra les résultats obtenus. Les activités de promotion de la conformité seront rajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de défis imprévus à cet égard.
En administrant le programme réglementaire, le Ministère fournira les services et répondra aux demandes de permis et de renseignements de la collectivité réglementée. Il le fera rapidement, compte tenu de la complexité et de l’exhaustivité des demandes. Le Ministère a en outre l’intention de produire un document d’orientation technique qui comportera une description de l’information nécessaire et de la présentation à suivre pour soumettre un permis à l’examen.
Les résultats attendus du règlement proposé sont directement associés aux priorités internationales et canadiennes, qui visent à réduire, d’ici 2025, les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 % à 45 % par rapport aux niveaux de 2012. Le degré auquel le règlement proposé parviendra à atteindre ce résultat sera mesuré et évalué.
Des indicateurs de rendement clairs et quantifiés seront définis pour chacun des résultats. Pour les installations pétrolières et gazières, ces indicateurs incluent l’inscription des installations, les demandes de permis et les émissions déclarées de méthane. La collecte de données sur les émissions de méthane inclura les émissions fugitives et d’évacuation. Le rendement sera suivi grâce aux exigences relatives aux rapports annuels et sur demande, ainsi que par des activités d’application de la loi. De plus, une évaluation de la conformité sera effectuée à intervalles réguliers pour évaluer le rendement de chacun des indicateurs en fonction des cibles. L’évaluation et l’examen réguliers de ces indicateurs de rendement permettront au Ministère de préciser les incidences du règlement proposé sur le secteur pétrolier et gazier et d’évaluer à quel point ce règlement permet d’atteindre les cibles prévues.
Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), que le gouverneur en conseil, en vertu du paragraphe 93(1), de l’article 286.1 (voir référence c) et du paragraphe 330(3.2) (voir référence d) de cette loi, se propose de prendre le Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), ci-après.
Les intéressés peuvent présenter à la ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout par la poste à la Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3 ou par courriel à ec.methane-methane.ec@canada.ca.
Objet et aperçu
1 Protection de l’environnement et réduction des effets nocifs
Équipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures
4 Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures
5 Renseignements à consigner — équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures
6 Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures
7 Renseignements à consigner — équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures
Complétion de puits par fracturation hydraulique
8 Champ d’application
9 Renseignements à consigner — fracturation hydraulique
10 Non-application — C.-B. et Alb.
11 Capture ou évacuation d’émissions — date d’installation
12 Détermination du débit des émissions
13 Compresseurs — limite du débit
14 Renseignements à consigner – évent de compresseur
15 Application des articles 19 à 33
16 Renseignements à consigner — non-application
17 Consignation — premier mois d’application
Détermination du volume de gaz
18 Documents comportant les méthodes applicables
Limite d’évacuation
19 250 m3 normalisés/mois
20 Renseignements à consigner — volume de gaz d’hydrocarbures
22 Demande — autres types d’instruments
23 Fuites
24 Calendrier de réparations
25 Consignation
Régulateurs pneumatiques et pompes pneumatiques
26 Régulateur pneumatique — compresseur ≥ 745 kW
27 Renseignements à consigner — régulateur pneumatique
28 Pompe pneumatique
29 Non-application — équipement de conservation ou de destruction
30 Permis — pompe pneumatique
31 Conduite et trappe d’accès
32 Système d’échantillonnage et limiteur de pression
Révocation de permis ou de l’approbation
33 Paragraphes 22(2) ou 30(2)
34 Rapport d’enregistrement
Consignation et conservation des documents
35 Délai de consignation
36 DORS/2012-134
37 1er janvier 2020
Protection de l’environnement et réduction des effets nocifs
1 Afin de protéger l’environnement essentiel pour la vie et de réduire, immédiatement ou à long terme, les effets nocifs des émissions de méthane et de certains composés organiques volatils sur l’environnement ou sur sa diversité biologique, le présent règlement :
a) impose au secteur du pétrole et du gaz des exigences pour réduire les émissions de méthane et de certains composés organiques volatils;
b) désigne la contravention à certaines de ses dispositions comme étant des infractions graves en ajoutant ces dispositions à l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
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 il est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;
c) dans le cas où il est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)
complétion Processus de préparation d’un puits pour la production, y compris la fracturation hydraulique. (completion)
composant d’équipement Élément faisant partie de la composition de l’équipement d’une installation de pétrole et de gaz en amont, qui est en contact avec des hydrocarbures et qui a le potentiel d’émettre des gaz d’hydrocarbures. (equipment component)
conditions normalisées S’entend d’une température de 15 °C et d’une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)
conservation S’agissant de gaz d’hydrocarbures, le fait de les récupérer en vue, soit de les utiliser comme carburant, soit de les vendre, soit de les injecter dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets. (conserve)
détruire Convertir les hydrocarbures contenus dans des gaz d’hydrocarbures en dioxyde de carbone avec d’autres molécules à des fins autres que la production d’énergie. La présente définition vise également le torchage de gaz d’hydrocarbures. (destroy)
évacuation Émission de gaz d’hydrocarbures de manière contrôlée d’une installation de pétrole et de gaz en amont — autre que celle résultant de la combustion — qui se produit en raison :
a) soit de la conception de l’équipement ou des modes d’exploitation de l’installation;
b) soit de la survenance d’un événement qui produit une pressurisation du gaz supérieure à la capacité de l’équipement à l’installation de retenir le gaz. (venting)
exploitant Personne ayant toute autorité à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (operator)
fracturation hydraulique Procédé consistant à injecter sous pression des fluides ou des fluides, ou des fluides mélangés avec des particules solides, dans un puits afin de provoquer des fractures dans un réservoir géologique souterrain, par lesquelles des hydrocarbures et d’autres fluides peuvent migrer vers le puits. La présente définition vise notamment la refracturation hydraulique d’ un puits ayant déjà fait l’objet d’une fracturation hydraulique. (hydraulic fracturing)
hydrocarbure Se dit du méthane, dont la formule moléculaire est CH4, ou d’un composé organique volatil visé à l’article 65 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi. (hydrocarbon)
installation de pétrole et de gaz en amont S’entend des bâtiments, des autres structures et des équipements fixes — situés soit sur un site unique, soit sur des sites contigus ou adjacents, soit sur des sites formant un réseau dans lequel un site central de traitement est relié par des conduites de collecte à un ou plusieurs sites sur lesquels se trouve un puits — qui fonctionnent de façon intégrée pour :
a) l’extraction d’hydrocarbures d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain;
b) le traitement primaire de ces hydrocarbures;
c) le transport d’hydrocarbures, y compris le stockage qui se rapporte à leur transport, autre que pour la distribution locale. (upstream oil and gas facility)
livrer Transporter les gaz d’hydrocarbures à partir d’une installation de pétrole et des gaz en amont pour une fin autre que leur élimination comme déchet. (deliver)
m3 normalisé S’entend d’un mètre cube de gaz, dans des conditions normalisées. (standard m3)
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, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 21)
pompe pneumatique Équipement utilisant des gaz sous pression pour générer de l’énergie mécanique afin de pomper des liquides. (pneumatic pump)
ppmv Parties par million en volume. (ppmv)
production S’agissant de gaz d’hydrocarbures ou d’hydrocarbures liquides, le fait de les extraire d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain. (produce)
puits Vise notamment le puits foré afin de permettre l’injection des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides. (well)
rapport gaz-pétrole Rapport du volume de gaz d’hydrocarbures produit, exprimé en m3 normalisés, au volume d’hydrocarbures liquides produit, exprimé en m3 normalisés. (gas-to-oil ratio)
recevoir S’agissant de gaz d’hydrocarbures, le fait de les recevoir dans une installation de pétrole et de gaz en amont d’une source autre qu’une source naturelle :
a) soit qui sont à l’état brut;
b) soit qui ont fait l’objet d’un traitement primaire, sans avoir fait l’objet d’autres traitements. (receive)
reflux Procédé de récupération des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides qui ont été injectés dans un puits durant la fracturation hydraulique :
a) pour préparer d’autres fracturations hydrauliques;
b) pour préparer le nettoyage du puits;
c) pour mettre ou remettre le puits en production. (flowback )
régulateur pneumatique Équipement utilisant des gaz sous pression pour générer de l’énergie mécanique afin de contrôler ou de surveiller les paramètres de tout procédé. (pneumatic controller)
taux de purge nominal Débit des émissions de gaz continu, exprimé en m3 normalisé/h, prévu par le fabricant d’un régulateur pneumatique lorsque le régulateur pneumatique fonctionne en conformité avec un ensemble donné de conditions de fonctionnement précisé par le fabricant. (design bleed rate)
traitement primaire Traitement d’hydrocarbures dont le but principal est de retirer l’un ou plusieurs des éléments suivants :
a) de l’eau;
b) des hydrocarbures liquides;
c) des composés sulfurés;
d) des contaminants. (primary processing)
(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, sauf indication contraire du contexte, le mot « should » ainsi que toute recommandation ou suggestion doivent être interprétés comme exprimant une obligation. Il est entendu que l’indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la répétabilité d’une mesure.
(3) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur les dispositions incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.
(4) Dans le présent règlement, tout renvoi à un document, s’entend de sa version éventuellement modifiée.
3 Tout exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont veille au respect des exigences prévues par le présent règlement visant l’installation ou l’équipement s’y trouvant, y compris les exigences relatives à la consignation des renseignements, à la conservation des documents et à la transmission des rapports.
Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures
4 Tout équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit :
a) fonctionner de manière qu’au moins 95 % des gaz d’hydrocarbures — fondé sur le calcul des débits volumiques dans des conditions normalisées — dirigés vers l’équipement soient captés et conservés;
b) fonctionner de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;
c) être utilisé et entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.
Renseignements à consigner — équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures
5 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures qui est utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont :
a) pour chaque mois au cours duquel l’équipement est utilisé, le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures dirigés vers l’équipement qui ont été captés et conservés, ainsi que le calcul, documents à l’appui, des débits volumiques sur lequel ce pourcentage se fonde;
b) les renseignements relatifs au fonctionnement de l’équipement et à son entretien ainsi qu’une indication, documents à l’appui, précisant si l’équipement a été utilisé et entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.
Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures
6 Tout équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit satisfaire aux exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées :
a) aux articles 3.6 et 7 de la version 4.5 de la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique, en juin 2016, si l’installation est située en Colombie- Britannique;
b) à l’article 3 de la directive intitulée Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements, publiée par le gouvernement de la Saskatchewan le 1er novembre 2015, si l’installation est située en Saskatchewan;
c) dans l’autorisation — délivrée par l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers ou par l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers — relatives à l’évacuation d’émissions et à leur torcharge, si l’installation est une installation de production extracôtière;
d) aux articles 3.6 et 7 de la directive 060 intitulée Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator, le 22 mars 2016, dans tout autre cas.
Renseignements à consigner — équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures
7 Pour chaque équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont, doivent être consignés, documents à l’appui, des renseignements qui démontrent que les exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées dans le document applicable visé à l’article 6 sont satisfaites.
8 (1) Le présent article s’applique à toute installation de pétrole et de gaz en amont qui comprend un puits où a lieu une fracturation hydraulique et dont la production a un rapport gaz-pétrole d’au moins 53:1, fondé sur la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique.
Interdiction d’évacuer
(2) Les gaz d’hydrocarbures liés au reflux d’un puits ne peuvent, pendant le reflux, être évacués, mais doivent être captés et dirigés vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.
Renseignements à consigner — fracturation hydraulique
9 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque puits d’une installation de pétrole et de gaz en amont où a lieu une fracturation hydraulique :
a) le rapport gaz-pétrole, fondé sur le résultat de la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique;
b) dans le cas où ce rapport gaz-pétrole est d’au moins 53:1, les renseignements qui démontrent que les gaz d’hydrocarbures liés au reflux ont été captés et dirigés vers l’équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.
Non-application — C.-B. et Alb.
10 Les articles 8 et 9 ne s’appliquent pas à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont située en Colombie-Britannique ou en Alberta.
Capture ou évacuation d’émissions — date d’installation
11 Les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou des garnitures de tige d’un compresseur alternatif dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent :
a) si le compresseur est installé le 1er janvier 2020 ou après cette date, être captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures;
b) si le compresseur est installé avant le 1er janvier 2020 :
(i) soit être captées et dirigées vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures,
(ii) soit être dirigées vers un évent.
Détermination du débit des émissions
12 (1) Le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant d’un évent visé au sous-alinéa 11b)(ii) doit être mesuré — dans des conditions de fonctionnement représentatives des conditions de fonctionnement normales du compresseur pendant les quatre-vingt-dix jours précédant la date de la prise de la mesure — au moyen d’un débitmètre étalonné conformément au paragraphe (2) avec une erreur d’étalonnage à l’intérieur d’une plage de 5 % de la valeur de référence.
(2) L’étalonnage d’un débitmètre est effectué conformément à une norme ou à une méthode publiées par :
a) le gouvernement d’un État ou d’une subdivision politique d’un État, ou un de ses organismes;
b) une organisation internationale d’États ou une organisation internationale constituée par des gouvernements, ou un de ses organismes;
c) une organisation qui élabore des normes ou des méthodes par consensus et dont les compétences pour établir la norme ou la méthode sont reconnues internationalement.
Mesures initiales et subséquentes
(3) Le débit doit être mesuré :
a) pour la première fois, au plus tard le 1er janvier 2021, si le compresseur est installé dans l’installation avant le 1er janvier 2020;
b) par la suite, dans les 365 jours suivant la date de la dernière prise de mesure.
Compresseurs — limite du débit
13 (1) Si le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant d’un évent, mesuré conformément au paragraphe 12(1), est supérieur aux limites ci-après, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans ces limites, d’après le résultat d’une nouvelle mesure :
a) le produit de 0,17 m3 normalisé/min et le nombre de joints, dans le cas où les émissions proviennent des joints d’un compresseur centrifuge;
b) le produit de 0,023 m3 normalisé/min et le nombre de garnitures, dans le cas où les émissions proviennent de garnitures de tige d’un compresseur alternatif.
(2) La nouvelle mesure doit être prise conformément au paragraphe 12(1), selon celle des dates ci-après qui est postérieure à l’autre :
a) la date qui tombe :
(i) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise conformément au paragraphe 12(3), dans le cas des émissions provenant des joints d’un compresseur centrifuge,
(ii) le trentième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise conformément au paragraphe 12(3), dans le cas des émissions provenant des garnitures de tige d’un compresseur alternatif;
b) la date de redémarrage du compresseur après son prochain arrêt programmé, si le volume de gaz d’hydrocarbures, dans les conditions normalisées, qui serait émis si les gaz d’hydrocarbures dans le compresseur étaient purgés afin de prendre les mesures correctives dépasse le volume estimé d’hydrocarbures qui serait émis, depuis la date applicable visée à l’alinéa a) jusqu’à ce prochain arrêt programmé, si aucune mesure corrective n’était prise.
Détermination du volume estimé
(3) Le volume estimé de gaz d’hydrocarbures est fondé sur la plus récente mesure du débit des émissions provenant de l’évent prise conformément au paragraphe 12(3).
(4) S’il n’y a pas de mesure du débit des émissions provenant d’un évent sur laquelle fonder l’estimation visée au paragraphe (3), le débit des émissions provenant de l’évent doit être mesuré conformément au paragraphe 12(1).
Renseignements à consigner – évent de compresseur
14 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque évent visé au paragraphe 12(1) :
a) pour chaque mesure du débit des émissions provenant de l’évent :
(i) le numéro de série du compresseur ainsi que sa marque et son modèle,
(ii) le débit mesuré,
(iii) la date de la prise de la mesure,
(iv) la norme ou méthode suivie pour l’étalonnage du débitmètre utilisé lors de la prise de mesure, y compris le nom de l’entité qui l’a publié ainsi que les dispositions pertinentes de la norme ou de la méthode,
(v) le nom de la personne ayant pris la mesure et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant pris la mesure;
b) pour chaque mesure du débit ayant mené à la prise des mesures correctives :
(i) la description des mesures correctives,
(ii) les dates auxquelles les mesures correctives ont été prises,
(iii) pour chaque mesure corrective relative à un compresseur, le volume et le volume estimé, déterminés en application de l’alinéa 13(2)b), calculs à l’appui.
Application des articles 19 à 33
15 (1) Les articles 19 à 33 s’appliquent à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont à compter du début du premier mois de la première période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit et reçoit un volume combiné de plus de 60 000 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures correspondant :
a) au plus grand volume combiné, d’après les renseignements consignés, de gaz d’hydrocarbures produit et reçu dans l’installation au cours de toute période de douze mois consécutifs au cours des soixante mois précédant ce premier mois, s’il y a des renseignements consignés indiquant ce volume pour au moins une de ces périodes de douze mois consécutifs;
b) au produit de douze et de la moyenne mensuelle du volume combiné, d’après les renseignements consignés, de gaz d’hydrocarbures produit et reçu dans l’installation, s’il y a des renseignements consignés indiquant ce volume pour au moins un mois au cours de cette période de soixante mois et s’il n’existe aucun renseignement sur ce volume pour aucune de ces périodes de douze mois consécutifs;
c) au volume combiné de gaz d’hydrocarbures qui devrait être produit et reçu dans l’installation au cours des douze mois suivant ce premier mois, déterminé conformément aux méthodes applicables visées à l’article 18, dans tout autre cas.
(2) Pour l’application du paragraphe (1), si un puits dans une installation fait l’objet d’une complétion, au cours d’un mois donné, la portion du volume combiné visé à ce paragraphe qui correspond au volume de gaz d’hydrocarbures produit par ce puits est fondée sur le volume que ce puits devrait produire au cours des douze mois suivant ce mois donné, déterminé selon l’une des méthodes applicables visées à l’article 18.
Renseignements à consigner — non-application
16 Si aucun des articles 19 à 33 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui :
a) le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou devant être produit, exprimé en m3 normalisés, au cours de ce mois donné;
b) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit et reçu visé aux alinéas 15(1)a) ou b) ou le volume combiné visé à l’alinéa 15(1)c);
c) dans le cas où un puits de l’installation a fait l’objet d’une complétion au cours de ce mois donné, le volume devant être produit par ce puits en application du paragraphe 15(2).
Consignation — premier mois d’application
17 Les renseignements ci-après doivent être consignés à l’égard du premier mois à compter duquel une installation de pétrole et de gaz en amont produit et reçoit un volume combiné de plus de 60 000 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures établi conformément au paragraphe 15(1) :
a) le mois de l’année civile en cause;
b) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit et reçu visé aux alinéas 15(1)a) ou b) ou le volume combiné visé à l’alinéa 15(1)c).
Documents comportant les méthodes applicables
18 (1) Pour l’application des articles 15 et 19, le volume de gaz d’hydrocarbures produit, reçu, évacué ou détruit dans l’installation de pétrole et de gaz en amont ou livré à partir de cette installation est établi conformément à la méthode applicable prévue dans :
a) le document intitulé Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique le 1er juin 2013, si l’installation est située en Colombie-Britannique;
b) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive PNG017, publié par le gouvernement de la Saskatchewan, le 1er avril 2016 (version 2.0), si l’installation est située en Saskatchewan;
c) le document intitulé Measurement Guidelines under the Newfoundland and Labrador and Nova Scotia Offshore Areas Drilling and Production Regulations publié conjointement par l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, publié en septembre 2011, si l’installation est extracôtière;
d) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive 017 de l’AER, publié par l’Alberta Energy Regulator le 31 mars 2016, dans tout autre cas.
Directives PNG017 et 017 de l’AER — article 12.2.2
(2) Pour l’application du paragraphe (1), à l’article 12.2.2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan et de la directive 017 de l’AER, la mention « volume exceeding 2.0 103 m3/day » vaut mention de « volume exceeding 500 m3/day ».
250 m3 normalisés/mois
19 (1) Une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut évacuer, au cours d’un mois autre qu’un mois exclu, plus de 250 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures, sauf si l’évacuation est nécessaire pour remédier à une situation urgente pouvant causer des dommages importants, des blessures graves ou la mort.
(2) Tout exploitant d’une l’installation de pétrole et de gaz en amont doit, aussitôt que possible, envoyer au ministre un avis par écrit de toute évacuation faite en situation d’urgence qui comporte :
a) les renseignements visés à l’article 4 de l’annexe 3;
b) une indication du volume de gaz d’hydrocarbures évacué, exprimé en m3 normalisés;
c) une description de l’urgence en cause.
Mois exclu
(3) Un mois est exclu si l’exploitant de l’installation établit que — au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois — le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est inférieur à 40 000 m3 normalisés.
Renseignements à consigner — volume de gaz d’hydrocarbures
20 (1) Les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui, pour chaque mois au cours duquel une installation de pétrole et de gaz en amont est assujettie au paragraphe 19(1) :
a) le volume de gaz d’hydrocarbures produit à l’installation, exprimé en m3 normalisés, le rapport gaz-pétrole ainsi que le volume d’hydrocarbures liquides produit, exprimé en m3 normalisés;
b) le volume de gaz d’hydrocarbures reçu dans l’installation, exprimé en m3 normalisés;
c) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué à l’installation, exprimé en m3 normalisés.
Renseignements à consigner — mois exclu
(2) Pour chaque mois exclu en application du paragraphe 19(3), doit être consigné, documents à l’appui, le volume de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit à l’installation ou livré à partir de celle-ci pour chaque mois au cours duquel l’installation était en activité au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.
21 (1) Tout composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont ayant été en activité pendant au moins un jour au cours d’une période de quatre mois — autre qu’une installation composée uniquement d’une seule tête de puits avec des conduites de collecte connectées à celle-ci — doit être inspecté pour les rejets d’hydrocarbures au moyen d’instrument de détection des fuites admissible tous les quatre mois et à au moins soixante jours d’intervalle.
Instruments de détection des fuites admissibles
(2) Les instruments de détection des fuites admissibles sont les suivants :
a) un instrument de surveillance portatif qui remplit les conditions suivantes :
(i) il est conforme aux exigences énoncées à l’article 6 de la méthode 21 de l’EPA,
(ii) il est utilisé conformément aux exigences de l’article 8.3 de la méthode 21 de l’EPA, pour autant qu’elles soient compatibles avec les recommandations du fabricant,
(iii) il est étalonné conformément aux articles 7, 8.1, 8.2 et 10 de la méthode 21 de l’EPA, avant son utilisation, chaque jour où il est utilisé,
(iv) après sa dernière utilisation chaque jour où il est utilisé, il fait l’objet d’une évaluation de la dérive de l’étalonnage conformément aux exigences énoncées à l’article 60.485a(b)(2) de la sous-partie VVa, intitulée Standards of Performance for Equipment Leaks of VOC in the Synthetic Organic Chemicals Manufacturing Industry for Which Construction, Reconstruction, or Modification Commenced After November 7, 2006, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;
b) un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :
(i) à l’intérieur de la plage spectrale pour le composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,
(ii) composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale d’au plus 500 ppmv et à un débit supérieur ou égal à 60 g/h, s’échappant d’un orifice de 0,635 cm de diamètre,
(iii) à la distance d’observation établie conformément aux exigences des pratiques de travail alternatives de l’Environmental Protection Agency des États-Unis énoncées aux articles 60.18(h)(7)(i)(2)(i) à (v) de l’article 60.18, intitulé General control device and work practice requirements, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;
c) tout autre type d’instrument dont l’utilisation dans l’installation a été approuvée par le ministre, à la demande de l’exploitant de cette installation.
(3) Un instrument de détection des fuites admissible doit être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, si de telles recommandations existent.
(4) L’inspection visée au paragraphe (1) est effectuée par un individu ayant, dans les cinq années précédentes, suivi une formation portant sur :
a) l’utilisation et l’entretien des instruments de détection des fuites admissibles conformément au paragraphe (3);
b) les exigences relatives à l’étalonnage :
(i) visées aux sous-alinéas (2)a)(iii) et (iv) pour tout instrument de surveillance portatif admissible,
(ii) visées par l’approbation du ministre prévue au paragraphe 22(2) pour tout autre type d’instrument de détection des fuites admissible, si l’approbation comporte de telles exigences.
Demande — autres types d’instruments
22 (1) La demande visée à l’alinéa 21(2)c) :
a) comporte les renseignements ayant été fournis pour l’obtention de l’approbation de l’instrument, preuve à l’appui, dans le cas où l’utilisation de cet autre type d’instrument a été approuvée pour la détection des fuites d’hydrocarbures :
(i) soit en vertu des articles 60.5398a et 60.5402a de la sous-partie OOOOa intitulée Standards of Performance for Crude Oil and Natural Gas Facilities for which Construction, Modification or Reconstruction Commenced After September 18 2015, partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis,
(ii) soit en vertu de toute autre disposition, par le gouvernement d’un État ou d’une subdivision politique d’un État, ou un de leurs organismes;
b) dans tout autre cas, comporte les éléments ci-après, compte tenu des renseignements obtenus par l’exploitant sur une période d’au moins douze mois consécutifs :
(i) une indication précisant la plus petite quantité de fuite d’hydrocarbures que l’instrument est capable de détecter, y compris la démonstration d’une telle capacité, faite à l’intérieur d’une plage de conditions d’exploitation qui est normale pour l’installation,
(ii) une description de la technologie ou du procédé utilisée par l’instrument pour détecter les fuites ainsi que des conditions à respecter lors de l’utilisation de l’instrument,
(iii) une description de la façon dont l’instrument est utilisé,
(iv) une indication précisant la répétabilité de l’instrument de détection des fuites,
(v) le nombre et la fréquence des résultats obtenus à la suite des mesures des fuites,
(vi) une indication sur le biais de ces résultats,
(vii) la démonstration que l’instrument est capable de détecter une fuite d’hydrocarbures qui est détectable au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz et a au moins le degré de répétabilité d’un tel instrument.
(2) Le ministre agrée la demande et approuve l’utilisation de l’instrument de détection des fuites dans l’installation — sous réserve des modifications et conditions qu’il considère souhaitables — lorsqu’il est d’avis que, compte tenu des renseignements fournis dans la demande, l’instrument est capable de détecter une fuite d’hydrocarbures qui est détectable au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz et a au moins le degré de répétabilité d’un tel instrument, s’il est utilisé de la manière précisée dans l’approbation.
Approbation — informer le demandeur
(3) Après avoir approuvé l’utilisation de l’autre instrument de détection des fuites, le ministre en informe sans délai le demandeur.
(4) Le ministre tient à jour une liste des instruments de détection des fuites, approuvés en vertu du présent article, et la met à la disposition du public dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi.
(5) Le ministre rejette la demande dans les cas suivants :
a) il est d’avis que les renseignements fournis dans la demande ne permettent pas de déterminer si l’instrument est capable de détecter une fuite d’hydrocarbures qui est détectable au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz et a au moins le degré de répétabilité d’un tel instrument;
b) il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux, trompeurs ou incomplets.
Rejet — informer le demandeur
(6) Après avoir rejeté la demande, le ministre en informe sans délai le demandeur, motifs à l’appui.
23 (1) Le rejet d’hydrocarbures provenant d’un composant d’équipement est une fuite dans les cas suivants :
a) il est supérieur ou égal à 500 ppmv d’hydrocarbures, tel que déterminé au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;
b) le rejet est détecté :
(i) au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz admissible,
(ii) au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un autre instrument admissible visé à l’alinéa 21(2)c),
(iii) au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.
Rejet — sans fuite
(2) Le rejet détecté en vertu de l’alinéa (1)(b) n’est plus considéré comme une fuite si le composant d’équipement est inspecté au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 et s’il est déterminé qu’il est inférieur à 500 ppmv d’hydrocarbures.
Calendrier de réparations
24 (1) La fuite d’un composant d’équipement détectée, au cours d’une inspection ou d’une quelconque autre façon, doit être réparée :
a) dans les trente jours suivant la date de sa détection, si elle peut être réparée pendant que le composant d’équipement est en fonctionnement;
b) dans les 365 jours suivant la date de sa détection, si le composant d’équipement — autre qu’un composant d’équipement dont la fuite ne peut être réparée pendant qu’il est en fonctionnement — se trouve dans une installation extracôtière;
c) au plus tard à la fin du prochain arrêt programmé, dans tout autre cas.
(2) Le prochain arrêt visé au sous-alinéa (1)b)(ii) doit être programmé au plus tard à la date à laquelle le volume d’hydrocarbures, dans les conditions normalisées, qui serait émis si les gaz d’hydrocarbures dans le composant d’équipement étaient purgés pour effectuer les réparations est égal au volume estimé d’hydrocarbures qui serait émis, depuis la date à laquelle la fuite a été détectée jusqu’à ce prochain arrêt, si aucune réparation n’était effectuée.
(3) La fuite est considérée réparée si, à la fois :
a) le composant d’équipement est inspecté au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;
b) il est déterminé que le rejet est inférieur à 500 ppmv d’hydrocarbures.
25 (1) Les renseignements ci-après relatifs à la mise en œuvre d’un programme de détection et de réparation des fuites doivent être consignés, documents à l’appui :
a) pour chaque autre type d’instrument de détection des fuites approuvé à la suite d’une demande comportant les éléments visés à l’alinéa 22(1)b), les renseignements obtenus sur une période d’au moins douze mois consécutifs sur lesquels s’est fondé l’exploitant pour présenter la demande d’approbation;
b) pour chaque étalonnage d’un instrument de détection des fuites admissible :
(i) les dates d’étalonnage,
(ii) les résultats de chaque évaluation de la dérive de l’étalonnage,
(iii) le nom, le cas échéant, le titre du poste et l’adresse de l’individu qui a réalisé l’étalonnage;
c) pour chaque inspection d’un composant d’équipement :
(i) la date de l’inspection, ainsi que le nom de l’individu l’ayant effectuée,
(ii) le type de composant d’équipement,
(iii) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou les coordonnées du composant d’équipement selon le système mondial de positionnement (GPS),
(iv) le type d’instrument de détection des fuites utilisé pour l’inspection, y compris, le cas échéant, sa marque et son modèle,
(v) dans le cas où un instrument optique de visualisation des gaz visé à l’alinéa 21(2)b) a été utilisé pour l’inspection, les images enregistrées avec indication intégrée de l’heure et de la date de leur prise, ainsi que les coordonnées GPS de l’endroit où ces images ont été enregistrées,
(vi) dans le cas où un tout autre type d’instrument de détection des fuites visé à l’alinéa 21(2)c) a été utilisé, les renseignements obtenus à la suite de cette inspection, y compris l’heure et la date à laquelle ces renseignements ont été obtenus ainsi que les coordonnées GPS de l’endroit où ils ont été obtenus,
(vii) si une fuite a été détectée, une indication précisant le moyen utilisé parmi ceux visés au paragraphe 23(1) pour la détection et, dans le cas d’une fuite détectée par l’un des moyens visés à l’alinéa 23(1)b), une indication précisant si la fuite a été déterminée conformément au paragraphe 23(2), si le rejet est inférieur à 500 ppmv et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date à laquelle ce résultat a été obtenu et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination, ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;
d) pour chaque fuite détectée au moyen d’une des méthodes visées au sous-alinéa 23(1)b)(iii) et non à la suite d’ une inspection :
(i) la date de la détection, ainsi que le nom de l’individu l’ayant détectée,
(iii) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou les coordonnées GPS,
(iv) une indication précisant s’il a été déterminé conformément au paragraphe 23(2) que le rejet est inférieur à 500 ppmv, et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date de cette détermination et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination, ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;
e) pour chaque individu qui effectue une inspection et qui a suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien ou l’étalonnage des instruments de détection des fuites :
(i) son nom, ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur, si ce dernier n’est pas l’exploitant,
(ii) le nom et l’adresse d’affaires de l’entité qui a donné la formation ainsi que les noms et titres des individus qui ont donné la formation,
(iii) les dates auxquelles la formation a été donnée et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,
(iv) une description de la formation;
f) pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :
(i) la description des démarches entreprises apportées pour réparer la fuite, ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été apportées,
(ii) le résultat, exprimé en ppmv, de l’inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21, ainsi que la date à laquelle le résultat a été obtenu,
g) les renseignements ci-après sur les réparations qui n’ont pas été effectuées dans les trente jours suivant la détection d’une fuite :
(i) les raisons pour lesquelles il n’était possible de les effectuer alors que le composant d’équipement était en fonctionnement,
(ii) le cas échéant, la date déterminée conformément au paragraphe 24(2) ainsi que les données et les calculs ayant mené à cette détermination.
(2) Une copie des documents ci-après doit être conservée :
a) s’il y a lieu, les recommandations du fabricant sur l’utilisation et l’entretien de tout instrument de détection des fuites admissible utilisé;
b) l’approbation prévue au paragraphe 22(2).
Régulateur pneumatique — compresseur ≥ 745 kW
26 (1) Aucun régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures si la somme de la puissance nominale des compresseurs qui sont utilisés dans l’installation est de 745 kW ou plus.
Régulateur pneumatique — compresseur < 745 kW
(2) Si la somme de la puissance nominale des compresseurs qui sont utilisés dans l’installation est de moins de 745 kW, le régulateur pneumatique ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures, à moins de se conformer à un ensemble de conditions de fonctionnement précisé par le fabricant pour lequel le taux de purge nominal est inférieur ou égal à 0,17 m3 normalisé/h.
Non-application — régulateur pneumatique
(3) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas à l’égard d’un régulateur pneumatique pour une année civile, si l’exploitant de l’installation fournit au ministre, pour l’année civile, les renseignements visés à l’annexe 1, ainsi que les renseignements permettant de démontrer qu’il est nécessaire pour que le régulateur ait un temps de réponse suffisant pour contrôler un procédé faisant partie des activités de production de l’installation :
a) que le régulateur pneumatique visé au paragraphe (1) fonctionne au moyen de gaz d’hydrocarbures;
b) que le régulateur pneumatique visé au paragraphe (2) fonctionne en conformité avec un ensemble de conditions de fonctionnement précisé par le fabricant pour lequel le taux de purge nominal est supérieur à 0,17 m3 normalisé/h.
Renseignements à consigner — régulateur pneumatique
27 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque régulateur pneumatique utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures et assujetti au paragraphe 26(2) :
a) l’identifiant du régulateur pneumatique;
b) une indication précisant pour laquelle des fins ci-après le régulateur pneumatique est utilisé ou précisant tout autre fin pour laquelle il est utilisé :
(i) le contrôle de la pression ou du débit,
(ii) le contrôle du niveau de liquide,
(iii) le contrôle de la température,
(iv) comme transducteur,
(v) comme positionneur,
(vi) comme dispositif d’urgence;
c) l’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ainsi que le taux de purge nominal correspondant à cet ensemble de conditions.
28 (1) Une pompe pneumatique utilisée dans une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures si elle a pompé en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours d’un mois donné, à moins que l’exploitant de l’installation ne soit titulaire d’un permis délivré en vertu du paragraphe 30(2).
Démonstration — quantité de liquide pompé
(2) L’exploitant de l’installation doit, pour chaque pompe en fonction au cours d’un mois donné, démontrer la quantité de liquide que cette dernière a pompé en moyenne par jour au cours d’un mois :
a) soit en consignant la quantité de liquide pompé durant ce mois;
b) soit au moyen des documents établissant que la pompe n’a pas pu pomper en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours de ce mois.
(3) Le paragraphe (2) cesse de s’appliquer à l’égard d’une pompe à compter de la fin d’un mois au cours duquel elle a été utilisée dans une installation et s’il est établi, au moyen des renseignements consignés sur la quantité de liquide pompé ou d’autres documents, que la pompe a pompé ou aurait pu pomper plus de 20 L de liquide en moyenne par jour au cours de ce mois.
Non-application — équipement de conservation ou de destruction
29 (1) Les paragraphes 26(1) et (2) et 28(1) et (2) ne s’appliquent pas à l’égard d’un régulateur pneumatique ni à l’égard d’une pompe pneumatique dont les émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.
Étiquetage de non-assujettissement
(2) Le régulateur pneumatique ou la pompe pneumatique visés aux paragraphes 26(3) ou 28(3) doivent être étiquetés de manière à signaler qu’ils ne sont pas assujettis aux paragraphes 26(1), (2) ou 28(1) ou une mention à cet effet doit être inscrite dans un système de suivi électronique.
Étiquetage du taux de purge nominal
(3) Le régulateur pneumatique visé à l’alinéa 26(3)a) doit être étiqueté de manière à signaler son taux de purge nominal correspondant à l’ensemble des conditions de son fonctionnement ou une mention à cet effet doit être inscrite dans un système de suivi électronique.
(4) L’étiquette ou la mention visées aux paragraphes (2) ou (3) doivent également comporter un identifiant du régulateur pneumatique ou de la pompe pneumatique.
Permis — pompe pneumatique
30 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut, le 30 juin 2022 ou avant cette date, présenter au ministre une demande de permis en vue d’utiliser à l’installation une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions d’hydrocarbures ne sont pas captées et dirigées vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.
(2) Le ministre délivre le permis si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 2, ainsi que les documents établissant que :
a) il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques ou économiques, le demandeur n’est pas en mesure d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique ne fonctionnant pas au moyen de gaz d’hydrocarbures ou une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions de gaz d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un dispositif de contrôle des émissions, notamment :
(i) les coûts en capital et les dépenses d’exploitation et d’entretien de toute modification à l’installation pour atteindre cet objectif,
(ii) les coûts évités et les avantages économiques qui découleraient de l’engagement de ces coûts en capital et dépenses d’exploitation et d’entretien;
b) le demandeur a un plan :
(i) qui comporte les démarches entreprises afin de minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique, notamment des mesures de réglage de sa capacité ou de l’ensemble de ses conditions de fonctionnement afin d’obtenir le moins d’émissions possible pour le taux d’injection souhaité de produits chimiques, accompagné d’un échéancier pour la réalisation de ce plan,
(ii) qui peut être considéré comme permettant l’installation de se conformer au paragraphe 28(1) au plus tard le 1er janvier 2026.
(3) Le permis prend effet le 1er janvier 2023 et expire selon la première des éventualités suivantes à survenir :
a) la date à laquelle la pompe pneumatique cesse de fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures;
b) le premier jour où les émissions d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique sont captées et dirigées vers un dispositif de contrôle des émissions;
c) le 31 décembre 2025.
(4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.
Conduite et trappe d’accès
31 L’extrémité ouverte d’une conduite et la trappe d’accès dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être fermées de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf si leur ouverture est requise pour des raisons opérationnelles.
Système d’échantillonnage et limiteur de pression
32 Le système d’échantillonnage et le limiteur de pression dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être installés et utilisés de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures.
Paragraphe 22(2) ou 30(2)
33 (1) Le ministre révoque l’approbation accordée en vertu du paragraphe 22(2) ou le permis délivré en vertu du paragraphe 30(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis ou d’approbation.
(2) Il ne peut toutefois révoquer le permis ou l’approbation que si, à la fois :
a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;
b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
Rapport d’enregistrement
34 (1) Une installation de pétrole et de gaz en amont doit être enregistré en faisant parvenir au ministre le rapport d’enregistrement de l’installation qui comporte les renseignements visés à l’annexe 3.
(2) L’enregistrement doit se faire au plus tard soixante jours après soit la date d’enregistrement du présent règlement en vertu de l’article 5 de la Loi sur les textes réglementaires, soit, si elle est postérieure, la date où l’installation entre en activité.
(3) En cas de changement des renseignements fournis au ministre dans le rapport d’enregistrement, au plus tard dans les six mois suivant ces changements, un avis à cet effet qui comporte les renseignements à jour et les renseignements visés à l’article 4 de l’annexe 3 est fourni au ministre.
35 (1) Les renseignements à consigner en vertu du présent règlement doivent l’être au plus tard dans les trente jours suivant la date à laquelle ils deviennent disponibles.
(2) Les renseignements consignés, documents à l’appui, et tout autre document à conserver en vertu du présent règlement sont conservés pendant une période de cinq ans.
(3) Ces renseignements et documents sont conservés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause ou dans un autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, l’exploitant de cette installation informe dès que possible le ministre de l’adresse municipale du lieu ou, à défaut, lui remet l’un des renseignements suivants :
a) dans le cas d’un lieu situé au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision légale où il se trouve;
b) dans tout autre cas, les latitude et longitude de ce lieu.
(4) Si le lieu change, l’exploitant remet au ministre, dans les trente jours suivant le changement, les renseignements visés au paragraphe (3) relativement à ce nouveau lieu.
(5) Sur demande du ministre, l’exploitant lui fournit sans délai tout renseignement et document conservés.
36 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence 53) est modifié par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
c) paragraphe 8(2)
e) paragraphe 13(1)
f) paragraphe 19(1)
g) paragraphe 21(1)
h) paragraphe 24(1)
i) paragraphes 26(1) et (2)
j) paragraphe 28(1)
k) article 31
l) article 32
37 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur le 1er janvier 2020.
(2) Les articles 19, 20 et 26 à 29 du présent règlement et les alinéas 30f), i) et j) de l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), édictés par l’article 36 du présent règlement, entrent en vigueur le 1er janvier 2023.
(paragraphes 2(1) et 26(3))
Renseignements en cas de non-application des exigences visant les régulateurs pneumatiques
1 Le nom et l’adresse municipale de l’exploitant.
2 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.
3 Le nom, le poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.
4 Le nom de l’installation, ses numéros d’identification provincial et fédéral, le cas échéant, et son adresse municipale ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :
a) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision légale où elle se trouve;
b) dans tout autre cas, ses latitude et longitude.
5 L’année civile pour laquelle les renseignement sont fournis.
6 La somme de la puissance nominale des compresseurs qui sont utilisés dans l’installation.
7 Le mois et l’année civile où le régulateur pneumatique a été installé.
8 L’identifiant du régulateur pneumatique, ses marque et modèle et le nom du fabricant.
9 une indication précisant laquelle des fins ci-après le régulateur pneumatique est utilisé dans l’installation ou précisant tout autre fin pour laquelle il est utilisé :
a) le contrôle de la pression ou du débit;
b) le contrôle du niveau de liquide;
c) le contrôle de la température;
d) comme transducteur;
e) comme positionneur;
f) comme dispositif d’urgence.
10 L’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ainsi que le taux de purge nominal correspondant à cet ensemble de conditions.
Renseignements visant l’obtention de permis de pompe pneumatique
2 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone ainsi que l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.
3 Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.
5 Le mois et l’année civile où la pompe pneumatique a été installée.
6 L’identifiant de la pompe pneumatique ainsi que ses marque et modèle et le nom du fabricant.
(paragraphe 34(1) et (3)
Renseignements visant l’enregistrement
1 Le nom et l’adresse municipale de l’exploitant de l’installation.
5 Une indication précisant si un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures est utilisé dans l’installation.
6 Une indication précisant si un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures est utilisé dans l’installation.
7 Si un compresseur centrifuge ou un compresseur alternatif est utilisé dans l’installation, les renseignements suivants :
a) le numéro de série du compresseur ainsi que sa marque et modèle;
b) pour un compresseur centrifuge, une indication précisant s’il s’agit des joints secs mécaniques ou des joints d’étanchéité liquide;
c) pour chaque évent vers lequel les émissions provenant des joints d’un compresseur centrifuge sont dirigées, le nombre de ces joints;
d) pour chaque évent vers lequel les émissions provenant des garnitures de tige d’un compresseur alternatif sont dirigées, le nombre de garnitures de tiges.
8 Une indication précisant si l’installation a produit et reçu un volume combiné de plus de 60 000 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures au cours de la première période de douze mois visée au paragraphe 15(1) du présent règlement et, dans l’affirmative, la date à laquelle cette période a pris fin.
9 Une indication précisant si l’installation est composée d’une seule tête de puits avec des conduites de collecte connectées à celle-ci.
10 Une indication précisant si l’installation est en activité, sauf pour les arrêts programmés.
11 Une indication précisant si un régulateur pneumatique est utilisé dans l’installation et, dans l’affirmative, la somme de la puissance nominale des compresseurs qui sont utilisés dans l’installation.
12 Une indication précisant si une pompe pneumatique est utilisée dans l’installation et, dans l’affirmative, une indication précisant si la pompe a pompé en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours d’ un mois.
13 Une indication précisant si l’installation comporte une conduite avec une extrémité ouverte, une trappe d’accès, un système d’échantillonnage ou un limiteur de pression.
Un pétajoule est égal à un quadrillion (1015) de joules.
Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). Faits sur les changements climatiques : http://www.climatechange.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=F2DB1FBE-1.
Le Canada s’est engagé à réduire les émissions de GES de 291 Mt en 2030. Deuxième rapport biennal du Canada sur les changements climatiques (2016) : https://www.ec.gc.ca/GES-GHG/default.asp?lang=Fr&n=02D095CB-1.
Présentation de la CPDN du Canada devant la CCNUCC (2015) : http://www4.unfccc.int/Submissions/INDC/Published%20Documents/Canada/1/CPDN%20-%20Canada%20-%20Fran%C3 %A7ais.pdf.
Déclaration conjointe du Canada et des États-Unis sur le climat, l’énergie et le rôle de leadership dans l’Arctique : http://pm.gc.ca/fra/nouvelles/2016/03/10/declaration-conjointe-du-canada-et-des-etats-unis-climat-lenergie-et-role-de.
Déclaration des leaders sur le partenariat nord-américain en matière de climat, d’énergie propre et d’environnement : http://pm.gc.ca/fra/nouvelles/2016/06/29/declaration-des-leaders-partenariat-nord-americain-matiere-de-climat-denergie.
Définition des hydrocarbures (en anglais) : https://www.eia.gov/energyexplained/index.cfm?page=hgls_home.
Définition du gaz naturel : http://www.rncan.gc.ca/energie/gaz-naturel/5642.
« Gaz de champ haute pression » renvoie au gaz brut à haute pression qui est extrait du sol.
Gaz naturel qui est dissous dans du pétrole brut, des condensats et de l’eau dans le réservoir.
Données tirées du Deuxième rapport biennal du Canada sur les changements climatiques : https://www.ec.gc.ca/GES-GHG/default.asp?lang=Fr&n=02D095CB-1.
Voir aussi la section intitulée « Coopération en matière de réglementation » ci-dessous.
Le Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : Propositions de réglementation du SCT se trouve à l’adresse suivante : http://www.tbs-sct.gc.ca/rtrap-parfa/analys/analystb-fra.asp.
Les composés organiques volatils mentionnés dans le document font référence à des composés organiques volatils non méthaniques.
Petrinex est une organisation stratégique conjointe qui soutient l’industrie pétrolière du Canada et est actuellement représentée par le gouvernement (le ministère de l’énergie de l’Alberta, l’Alberta Energy Regulator et le ministère de l’économie de la Saskatchewan) et l’industrie [représentée par l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) et l’Association des explorateurs et des producteurs du Canada].
Office national de l’énergie : Avenir énergétique du Canada en 2016. https://www.neb-one.gc.ca/nrg/ntgrtd/ftr/2016pt/index-fra.html.
Le nombre d’installations est basé sur les données au niveau des installations de l'Alberta Energy Regulator, la base de données du Petrinex et le rapport de Clearstone Engineering intitulé Update of Fugitive Equipment Leak Emission Factors (2014).
Une batterie est un système de réservoirs ou d’équipement de surface qui reçoit du gaz naturel ou du bitume provenant d’un ou de plusieurs puits avant la livraison au marché ou autre disposition.
EPA des États-Unis, Natural Gas STAR Program : Reducing Methane Emissions from Component Rod Packing Systems, 2006.
EPA des États-Unis, Natural Gas STAR Program : Wet Seal Degassing Recovery System for Centrifugal Compressors, 2014.
EPA des États-Unis, Natural Gas STAR Program: Installing Vapor Recover Units on Storage Tanks, 2009. Les coûts associés aux brûleurs ont été estimés à la suite de consultations avec les fabricants.
Les coûts sont tirés du document de l’EPA Background Technical Support Document for Proposed Standards: Oil and Natural Gas NSPS.
Ce coût est la somme des coûts de l’inspection et des nouvelles inspections : [(temps d’inspection)*(coût/h de l’inspection par caméra IOG)]+[(temps de la nouvelle inspection)*(probabilité de fuites)*(coût/h de la nouvelle inspection)].
Basé sur des estimations internes et Greenpath: Modelling inputs for leak and vent rates, 2016.
De plus grandes installations ont généralement plus d’appareils pneumatiques. Certaines installations n’ont aucun appareil pneumatique à gaz, car elles ont déjà mis en œuvre la norme d’atténuation.
EPA des États-Unis, Natural Gas STAR Program: Convert Gas Pneumatic Controls To Instrument Air, 2016.
Les estimations des coûts ont été obtenues auprès des distributeurs.
Ce total inclut les compresseurs récemment installés et déplacés d’installations désaffectées dont la garniture de tige de piston avait été remplacée auparavant en raison de ce règlement.
Il est supposé que la quantité de gaz naturel consommée au Canada demeurerait inchangée.
Dans la section sur la « Règle du “un pour un” » du résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR), ces coûts sont aussi annualisés à 1,1 million de dollars en dollars de 2012 sur une période de 10 ans (2018-2027) en fonction d’un taux d’actualisation de 7 % conformément au Règlement sur la réduction de la paperasse.
EPA des États-Unis : Protocol for Equipment Leak Emission Estimates, 1995, https://www3.epa.gov/ttnchie1/efdocs/equiplks.pdf. Clearstone Engineering: CH4 and VOC Emissions from the Canadian Upstream Oil and Gas Industry — Volume 2, juillet 1999.
EPA des États-Unis : Background Technical Support Document for Proposed Standards: Oil and Natural Gas NSPS, 2011.
EDF: Economic Analysis of Methane Reduction Opportunities in the Canadian Oil and Natural Gas Industries, 2015.
EPA des États-Unis, Natural Gas STAR Program: Wet Seal Degassing Recovery System for Centrifugal Compressors, 2014.
Deuxième rapport biennal du Canada sur les changements climatiques à la Convention-cadre des Nations Unies : https://www.ec.gc.ca/GES-GHG/02D095CB-BAB0-40D6-B7F0-828145249AF5/3001%20UNFCCC%202nd%20Biennial%20Report_f_v7_lowRes.pdf.
Notez que les estimations de CSC et de CSCH4 sont arrondies et converties en dollars de 2015 pour l’analyse. D’autres renseignements sur le coût social du méthane se trouvent dans la Mise à jour technique des estimations du coût social des gaz à effet de serre réalisée par Environnement et Changement climatique Canada à l’adresse suivante : http://www.ec.gc.ca/cc/default.asp?lang=Fr&n=BE705779-1.
Comme dans l’analyse des coûts de conformité de l’industrie, on suppose que la quantité de gaz naturel consommée au Canada demeurerait inchangée.
Les différences historiques entre le prix du gaz naturel d’AECO-C et de Henry Hub ont été calculées à l’aide des données de 2009-2015.
Office national de l’énergie, « Avenir énergétique du Canada en 2016 - Offre et demande énergétiques à l’horizon 2040 — Annexes » (2016) https://apps.neb-one.gc.ca/ftrppndc/dflt.aspx.
Conformément au Règlement sur la réduction de la paperasse, ces valeurs sont calculées selon un horizon de 10 ans, actualisées à 7% en dollars de 2012. Le taux de salaire moyen pondéré était estimé à environ 38 $ de l’heure dans tous les calculs de coûts. Le temps moyen pondéré par installation était estimé à environ 9 heures par installation.
Information prise du Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques (Moteurs). Le résumé de l’étude d’impact de la réglementation se trouve à l’adresse : http://www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2016/2016-06-29/html/sor-dors151-fra.php.
L’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers et l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers.
La déclaration publique sur l’évaluation environnementale stratégique du Programme réglementaire sur la qualité de l’air se trouve à l’adresse suivante : www.ec.gc.ca/ee-ea/default.asp?lang=fr&n=4F7D3B45-1.
La politique du Ministère sur la conformité et l’application de la loi peut être consultée à l’adresse suivante : www.ec.gc.ca/alef-ewe/default.asp?lang=fr&n=AF0C5063-1.
Actualisé en 2016 au moyen d’un taux d’actualisation de 3 %.