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Timestamp: 2017-12-17 23:11:05+00:00
Document Index: 190768352

Matched Legal Cases: ['CSC ', 'CSC ', 'CSC ', 'CSC ', 'CSC ', 'CSC ', 'CSC ', 'CSC ']

DORS/2011-143 Le 29 juin 2011
ARCHIVÉ — Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables
C.P. 2011-795 Le 29 juin 2011
Attendu que, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Gazette du Canada Partie I, le 26 février 2011, le projet de règlement intitulé Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables, conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;
Attendu que le gouverneur en conseil estime que le Règlement sur les carburants renouvelables (voir référence c) ainsi modifié par ce projet de règlement pourrait contribuer sensiblement à prévenir ou à réduire la pollution atmosphérique;
À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et en vertu des articles 140 (voir référence d) et 326 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence e), Son Excellence le Gouverneur général en conseil prend le Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables, ci-après.
1. (1) La définition de « période précédant la période de conformité visant le distillat », au paragraphe 1(1) du Règlement sur les carburants renouvelables (voir référence 1) , est remplacée par ce qui suit :
« période précédant la période de conformité visant le distillat »
“pre-distillate compliance period”
« période précédant la période de conformité visant le distillat » La période débutant le 15 décembre 2010 et se terminant le 30 juin 2011.
(2) L’alinéa a) de la définition de « période de conformité visant le distillat », au paragraphe 1(1) du même règlement, est remplacé par ce qui suit :
2. (1) L’alinéa 4(7)a) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
a) s’agissant de l’article 29 — dans le cas où le volume est celui d’un lot visé aux sousalinéas 29e)(iii) ou (iv) —, des alinéas 32(1)d) ou (2)d) ou des paragraphes 32(4), (5) et (8), en mètres cubes, sous forme de nombre décimal arrêté à la troisième décimale, plutôt qu’en litres, si cette unité est indiquée dans les renseignements consignés;
(2) L’article 4 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (8), de ce qui suit :
Arrondissement des pourcentages des volumes
(9) Le pourcentage du volume de carburant renouvelable calculé pour l’application de la définition de « carburant à haute teneur en carburant renouvelable » au paragraphe 1(1) ainsi que du paragraphe 17(1) est arrondi au nombre entier le plus proche et, en cas d’équidistance entre deux nombres entiers, au nombre entier pair le plus proche.
3. Les alinéas 6(4)g) et h) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
h) jusqu’au 31 décembre 2012 inclusivement, carburant diesel ou mazout de chauffage vendu ou livré soit pour usage en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick, à l’Île -du-Prince Edouard et dans la partie de la province de Québec située au soixantième degré de latitude nord ou au sud de celle-ci;
4. La note marginale relative au paragraphe 8(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par « Distillate pool ».
5. Le paragraphe 9(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
7. La variable RFG de la formule figurant au paragraphe 21(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par ce qui suit :
RFG is the volume, expressed in litres, that the primary supplier determined for RFG in accordance with subsection 8(1) for that gasoline compliance period; and
8. (1) La variable RFD de la formule figurant au paragraphe 22(2) de la version anglaise du même règlement est remplacée par ce qui suit :
RFD is the volume, expressed in litres, that the primary supplier determined for RFD in accordance with subsection 8(2) for that distillate compliance period; and
(2) Le paragraphe 22(3) du même règlement est abrogé.
9. L’article 23 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
Report prospectif — première période de conformité visant le distillat
Report prospectif — participant volontaire
23. Le participant volontaire peut, avant la fin de la période d’échange liée à une période de conformité, reporter ses unités de conformité — à concurrence du nombre d’unités de conformité qu’il a créées durant la période de conformité en cause — à la période de conformité suivante. Il est entendu qu’aucune unité visant le distillat ne peut être reportée à la première période de conformité visant le distillat.
10. (1) Le passage du paragraphe 25(2) de la version anglaise du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
(2) For each litre of renewable fuel content in a batch of liquid petroleum fuel exported by a participant, or by one of their affiliates who is not a participant, during a compliance period, the participant must, before the end of the trading period in respect of the compliance period, cancel compliance units that were created during, or carried forward or carried back into, the compliance period as follows :
(2) L’article 25 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (4), de ce qui suit :
Utilisation de biobrut comme matière première
1er octobre 2011 — unités de conformité visant le distillat
11. (1) Le paragraphe 28(3) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
Non-application — aucune unité créée
(3) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas, à l’égard d’une période de conformité donnée, au producteur ou à l’importateur de carburant renouvelable qui établit, documents à l’appui — lesquels sont transmis au ministre avec le rapport requis aux termes du paragraphe 34(4) —, qu’aucune unité de conformité n’a été créée à partir du carburant renouvelable qu’il a produit ou importé au cours de cette période de conformité.
(2) Le paragraphe 28(4) du même règlement est abrogé.
12. (1) Le passage du paragraphe 31(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
Livre des unités de conformité
31. (1) Pour la période d’échange liée à chaque période de conformité, le participant consigne, dans un livre des unités de conformité, les renseignements relatifs à ses unités visant l’essence et à celles visant le distillat, selon le cas, qu’il a :
(2) L’alinéa 31(1)b) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(3) Le paragraphe 31(2) du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa l), de ce qui suit :
13. L’alinéa 32(3)a) du même règlement est modifié par adjonction, après le sous-alinéa (ii), de ce qui suit :
14. (1) Le paragraphe 34(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(2) L’alinéa 34(3)e) de la version anglaise du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(3) Le passage de l’alinéa 34(3)g) du même règlement précédant le sous-alinéa (ii) est remplacé par ce qui suit :
15. Le paragraphe 35(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
16. À l’article 39 de la version française du même règlement, « 15 décembre 2011 » est remplacé par « 15 décembre 2010 ».
17. Le paragraphe 40(3) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
Exigences visant le distillat
18. La mention « (paragraphe 9(1)) » qui suit le titre « ANNEXE 1 », à l’annexe 1 du même règlement, est remplacée par « (paragraphe 3(2) et article 9) ».
19. La mention « (paragraphe 11(1)) » qui suit le titre « ANNEXE 2 », à l’annexe 2 du même règlement, est remplacée par « (alinéa 11(1)b), paragraphe 11(2) et article 5 de l’annexe 1) ».
20. L’article 3 de l’annexe 4 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
3. Le volume, exprimé en litres :
21. L’article 5 de l’annexe 5 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa c), de ce qui suit :
22. L’article 10 de l’annexe 5 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa c), de ce qui suit :
23. La mention « (paragraphe 34(1)) » qui suit le titre « ANNEXE 6 », à l’annexe 6 du même règlement, est remplacée par « (paragraphes 3(2) et 34(1) et (2) ».
24. La mention « (paragraphe 35(1)) » qui suit le titre « ANNEXE 8 », à l’annexe 8 du même règlement, est remplacée par « (paragraphes 35(1) et (2) ».
25. (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.
(2) Les articles 5 et 6, le paragraphe 14(1) et l’article 15 entrent en vigueur soixante jours après la date d’enregistrement du présent règlement.
Question : Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux contributeurs au changement climatique. Les sources d’émissions de GES les plus importantes sont d’origine anthropique, principalement en raison de la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de GES ont augmenté considérablement depuis la révolution industrielle, et cette tendance se poursuivra probablement si aucune mesure n’est prise. En 2008, les émissions de GES du secteur des transports représentaient environ 27 % de l’inventaire canadien des émissions. À l’échelle nationale, les données historiques révèlent que les émissions en 2008 étaient d’environ 19 % au-dessus des niveaux de 1990. Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions totales de GES du Canada de 17 %, par rapport aux niveaux de 2005, d’ici 2020.
Le Règlement sur les carburants renouvelables (le Règlement), publié dans la Partie II de la Gazettedu Canada le 1er septembre 2010, comprend des dispositions exigeant une teneur moyenne de 2 % de contenu renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. Le Règlement ne précise aucune date de début pour cette exigence, car elle a été soumise à la démonstration de la faisabilité technique selon les conditions canadiennes.
Une évaluation de Ressources naturelles Canada (RNCan) dans le cadre de l’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable (IDNDR) a démontré que le diesel renouvelable peut répondre aux normes reconnues de l’industrie pétrolière canadienne, sous réserve de certains facteurs temporels concernant l’état de préparation de l’infrastructure.
En finalisant la date d’entrée en vigueur, le gouvernement a étudié minutieusement tous les commentaires reçus et soupesé les intérêts en jeu. Afin de répondre aux répercussions de la concurrence sur les raffineurs de l’Est et le besoin de réduire au minimum les retards pour soutenir les progrès du secteur canadien du biodiesel, une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre-Neuve-et-Labrador et des exemptions temporaires sont fournies pour la première période de conformité pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus au Québec et dans toutes les provinces de l’Atlantique. D’autres assouplissements dans le Règlement comprennent une première période de conformité prolongée, telle qu’elle a été proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada, et ceux déjà présents dans le Règlement initial, soient : la mise en œuvre des dispositions concernant le report prospectif des unités de conformité pré-distillat, l’échange des unités de conformité, le report rétrospectif des unités de conformité et d’autres flexibilités déjà présentes dans le Règlement. L’exigence relative à la teneur de 2 % est mise en place par cette modification et la date d’entrée en vigueur est le 1er juillet 2011.
Description : Le Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables (les modifications) établit une date d’entrée en vigueur pour l’exigence relative à la teneur de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. L’entrée en vigueur de cette exigence permettra d’autres réductions d’émissions de gaz à effet de serre en plus des réductions estimatives découlant de l’exigence d’une teneur de 5 % dans l’essence déjà prévue au Règlement. De plus amples détails sur l’évaluation, les activités d’établissement de rapports et d’évaluations liées à l’exigence de 5 % du Règlement sur les carburants renouvelables sont disponibles dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR) qui a été publié avec le Règlement, le 1er septembre 2010, dans la Partie II de la Gazette du Canada (voir référence 2).
Le Règlement comprend déjà des dispositions intégrales qui exigent que les producteurs et importateurs de diesel et de mazout de chauffage prévoient une teneur moyenne annuelle en carburant renouvelable équivalant à au moins 2 % du volume de distillats qu’ils produisent et importent. L’article 17 des modifications modifierait le paragraphe 40(3) du Règlement en vue d’établir au 1er juillet 2011 la date d’entrée en vigueur de l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage.
On estime que les modifications se traduiront par une réduction progressive des émissions de GES d’environ 1 mégatonne (Mt) d’équivalent de dioxyde de carbone (éq CO2) par année directement imputable à l’exigence de la teneur de 2 %. Les modifications permettent de s’acquitter des engagements prévus dans la Stratégie sur les carburants renouvelables qui vise à réduire les émissions de GES des carburants liquides à base de pétrole et à renforcer la demande de carburants renouvelables au Canada.
Outre les avantages généraux pour l’environnement, l’un des principaux facteurs soutenant la production et l’utilisation des carburants renouvelables réside dans les avantages qu’elles peuvent apporter au secteur agricole et rural du Canada. En effet, une production accrue de carburants renouvelables au Canada fera augmenter la demande locale en matières premières et offrira de nouveaux marchés pour les cultures des producteurs agricoles canadiens. Par exemple, les installations de production de biodiesel pourraient offrir un marché pour le canola hors grade, qui ne convient pas au marché alimentaire.
Fournir aux producteurs agricoles la possibilité d’investir dans des projets rentables de carburants renouvelables et d’élaborer de tels projets qui utilisent des produits agricoles comme intrants contribuera à créer un flux positif de revenus qui pourrait être plus indépendant des fluctuations des prix des produits de base. Cela permettrait également de favoriser une approche qui va au-delà de la simple production de produits pour se concentrer sur de nouvelles façons d’ajouter de la valeur à la biomasse produite sur les fermes. Les usines de carburant renouvelable injecteraient des dépenses supplémentaires dans les économies rurales locales, élargissant du même coup leur assiette fiscale et créant des emplois supplémentaires à l’échelle locale.
Énoncé des coûts et avantages: Sur une période de 25 ans, les modifications se traduiront par une réduction cumulative de 23,6 Mt d’éq CO2 des émissions de GES (soit une réduction moyenne progressive d’environ 1 Mt éq CO2 par année). Bien qu’il soit difficile de quantifier et de monétiser toute la gamme des avantages attribuables aux modifications, et qu’un tel exercice ne tienne pas compte des avantages socio-économiques généraux associés à la gamme complète des éléments du changement climatique au Canada et de la Stratégie des carburants renouvelables, on estime que les modifications auront des retombées globales pour le Canada de l’ordre de 10,4 milliards de dollars sur une période de 25 ans. Cela comprendrait la valeur des avantages de la réduction des GES d’une valeur estimative actuelle d’environ 495 millions de dollars, en utilisant un coût social du carbone d’une valeur de 25 $ la tonne en 2010 et le coût évité du diesel déplacé et du mazout de chauffage d’une valeur estimative actuelle de 9,9 milliards de dollars. Il y a d’autres avantages complémentaires pour l’économie attribuables aux modifications, y compris les avantages liés à un plus grand nombre d’emplois et aux revenus accrus résultant d’une plus grande production de carburants renouvelables. D’autres initiatives gouvernementales visant à améliorer l’efficacité des véhicules et à développer la prochaine génération des technologies de production de carburants renouvelables devraient également, au fil du temps, contribuer à la réduction des émissions de GES et à l’obtention d’avantages socio-économiques.
La valeur actualisée des coûts liés aux modifications est évaluée à 12,8 milliards de dollars. Les coûts de production supplémentaires de biodiesel sont évalués à 4,8 milliards de dollars. Les producteurs et les importateurs de carburant engageraient des coûts estimatifs de 7,8 milliards de dollars, comprenant le coût d’achat de kérosène, utilisé comme diluant biodiesel, ainsi que les investissements en immobilisation nécessaires pour mettre à niveau ou modifier les installations de raffinage et les systèmes de distribution et de mélange. Les coûts supplémentaires pour les consommateurs sont évalués à 201,7 millions de dollars et résultent de l’augmentation de la consommation de carburant en raison de la faible teneur en énergie du kérosène utilisé dans les mélanges de biodiesel.
Dans l’ensemble, les modifications devraient se traduire par un coût net de 2,4 milliards de dollars sur 25 ans ou un coût moyen net d’environ 94 millions de dollars par année. Une analyse de sensibilité révèle que ce coût net pourrait varier quelque peu selon la valeur de certaines variables clés.
Incidences sur les entreprises et les consommateurs : La répartition des répercussions sur l’industrie serait relativement inégale à l’échelle du pays, en partie en raison des mandats existants dans les provinces de l’Ouest et de la disponibilité des carburants renouvelables. Ainsi, les modifications devraient avoir des répercussions minimales dans certaines provinces de l’Ouest (comme la Colombie-Britannique, le Manitoba et l’Alberta) où le mélange biodiesel-diesel est déjà disponible, tandis que la majeure partie des répercussions se feraient sentir dans les régions où les exigences provinciales relatives au carburant renouvelable ne sont pas encore en place.
Le secteur de production des carburants renouvelables a tout à gagner en termes de croissance de sa capacité de production découlant de l’augmentation de la demande de carburants renouvelables. Une certaine augmentation du nombre d’emplois et d’autres activités économiques pour le secteur pourrait résulter de cette expansion.
Les consommateurs seront aussi touchés par une légère augmentation du prix du carburant à la pompe puisque les producteurs de carburant vont refiler les coûts différentiels à la chaîne d’approvisionnement. L’ampleur exacte de la répercussion sur les prix, compte tenu des différences entre les régions et les fournisseurs de carburant, est difficile à prédire, mais sera relativement faible. Dans le cas où tous les coûts de l’industrie seraient refilés aux consommateurs, on estime que l’augmentation moyenne des prix pour le mélange de biodiesel au cours de la période de 25 ans serait d’environ un tiers d’un cent le litre, un montant susceptible d’être imperceptible en comparaison des fluctuations quotidiennes habituelles des prix auxquelles est confronté le marché du diesel.
Mesures de rendement etplan d’évaluation : L’évaluation du Règlement sera axée sur le volume de carburant renouvelable mélangé à du carburant liquide à base de pétrole au Canada. Un plan d’évaluation et de mesure du rendement (PEMR) détaillé a été élaboré pour le Règlement sur les carburants renouvelables. Le PEMR fait l’objet d’une révision afin d’inclure des éléments relatifs à l’exigence proposée relative à une teneur de 2 % de carburant renouvelable pour le carburant diesel et le mazout de chauffage. La version révisée du PEMR sera disponible, sur demande, auprès d’Environnement Canada.
Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux contributeurs au changement climatique. Les sources d’émissions de GES les plus importantes sont d’origine anthropique, résultant principalement de la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de GES ont augmenté considérablement depuis la révolution industrielle et cette tendance devrait probablement se poursuivre si aucune mesure n’est prise. Les données historiques révèlent que les émissions en 2008 étaient d’environ 19 % au-dessus des niveaux de 1990. Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions totales de GES du Canada de 17 %, par rapport aux niveaux de 2005, d’ici 2020.
En 2008, les émissions de GES du secteur du transport représentaient environ 27 % de l’inventaire canadien des émissions. Les résultats de la modélisation effectuée par Ressources naturelles Canada (RNCan) indiquent que l’utilisation de carburants renouvelables dans les carburants liquides à base de pétrole pour le transport peut contribuer à réduire les émissions de GES sur la base du cycle de vie.
Le Règlement sur les carburants renouvelables (le Règlement), publié le 1er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada, comprend des dispositions exigeant une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, mais ne précise aucune date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Cette exigence a fait l’objet d’une démonstration de la faisabilité technique dans des conditions canadiennes, qui a été évaluée par RNCan, dans le cadre de l’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable (IDNDR). En consultation avec Environnement Canada, Agriculture et Agroalimentaire Canada et Transports Canada, sept projets de démonstration ont été réalisés par des intervenants avec le soutien financier de l’IDNDR. Outre ces projets, une étude sur l’état de préparation de l’infrastructure de distribution du pétrole canadien a aussi été menée par l’entremise de l’IDNDR. Les renseignements et l’expérience techniques obtenus grâce aux projets de l’IDNDR ont mené à la conclusion que le diesel renouvelable peut répondre aux normes reconnues de l’industrie canadienne du pétrole, sous réserve de certains facteurs temporels liés à l’état de préparation de l’infrastructure (voir référence 3).
Maintenant que la faisabilité technique a été démontrée, Environnement Canada modifie le Règlement afin que la date d’entrée en vigueur soit fixée au 1er juillet 2011 en ce qui concerne l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage.
Le Règlement modifiant le Règlement sur les carburants renouvelables (les modifications) établit une date d’entrée en vigueur pour l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. L’entrée en vigueur de cette exigence permettra des réductions additionnelles au niveau des émissions de gaz à effet de serre, en plus des réductions découlant de l’exigence de la teneur de 5 % en carburant renouvelable dans l’essence déjà prévue au Règlement (voir la figure 1 ci-dessous). Elle établira aussi une demande en contenu renouvelable dans le diesel au Canada et procurera à l’industrie des carburants renouvelables la certitude réglementaire nécessaire pour obtenir des investissements qui serviront à la construction de nouvelles usines de production et assurer un approvisionnement adéquat en carburants renouvelables pour le marché canadien.
Figure 1 : Estimation des réductions des émissions de GES découlant du Règlement sur les carburants renouvelables
Le Règlement renferme déjà des dispositions exhaustives qui exigent que les producteurs et importateurs de diesel et de mazout de chauffage prévoient une teneur moyenne annuelle en carburant renouvelable équivalant à au moins 2 % du volume de distillats qu’ils produisent et importent. Cependant, le Règlement ne précise aucune date d’entrée en vigueur pour cette exigence. L’article 17 des modifications modifie le paragraphe 40(3) du Règlement en vue d’établir au 1er juillet 2011 la date d’entrée en vigueur de l’exigence relative à la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. Cette exigence se traduit par les changements suivants :
Le paragraphe 1(1) clarifie la définition de « période précédant la période de conformité visant le distillat » en incluant de façon explicite les dates exactes, soit du 15 décembre 2010 au 30 juin 2011. Cela n’entraîne aucun changement aux exigences réelles;
Le paragraphe 1(2) clarifie la définition de « période de conformité visant le distillat » en incluant de façon explicite les dates exactes; en l’occurrence, la première période de conformité s’échelonne du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2012. Cela n’entraîne aucun changement aux exigences réelles.
En réponse aux commentaires des intervenants, le gouvernement a étudié minutieusement tous les commentaires reçus et soupesé les intérêts en jeu. Afin de répondre aux répercussions de la concurrence sur les raffineurs de l’Est et le besoin de réduire au minimum les retards pour soutenir les progrès du secteur canadien du biodiesel, quelques éléments de souplesse transitoire ont été ajoutés aux modifications. Pour la première période de conformité et pour les distillats seulement, l’article 3 permet à un fournisseur primaire de soustraire de ses stocks de distillat le volume du carburant diesel et de mazout de chauffage qui est vendu ou livré aux fins d’utilisation au Nouveau-Brunswick, en Nouvelle-Écosse, à l’Île-du-Prince-Édouard ou au Québec au sud du 60°N de latitude. De plus, pour toutes les périodes de conformité pour les distillats, l’article 3 permet également à un fournisseur primaire de soustraire de ses stocks de distillat le volume du carburant diesel et de mazout de chauffage qui est vendu ou livré aux fins d’utilisation à Terre-Neuve-et-Labrador.
De plus, Environnement Canada et les intervenants de l’industrie ont identifié certains enjeux, des incohérences mineures et un manque de clarté dans des parties du texte de réglementation depuis sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les modifications englobent également les révisions suivantes à ce sujet :
Le paragraphe 2(1) corrige l’alinéa 4(7)a) du Règlement en retirant l’extrait « ou les rapports ». Les diverses clauses citées à cet alinéa ne traitent pas des rapports;
Le paragraphe 2(2) ajoute un nouveau paragraphe 4(9) au Règlement qui clarifie les règles sur la détermination des pourcentages de carburant renouvelable dans le pétrole déterminés aux fins de la définition de « carburant à haute teneur en carburant renouvelable » ou du paragraphe 17(1) du Règlement. Selon les normes actuelles de l’industrie, ces pourcentages doivent être arrondis au prochain pourcentage entier ou, si la valeur se trouve à distance égale entre deux pourcentages entiers, au pourcentage entier pair le plus près;
L’article 4 révise la note en marge dans la version anglaise du paragraphe 8(2) du Règlement, de « Distillate » à « Distillate pool », ce qui correspond aux notes en marge des paragraphes 5(2) et 6(2) du Règlement;
Les articles 5 et 6, le paragraphe 14(1) et l’article 15 modifient l’exigence d’envoyer un avis de changement des renseignements relatifs à l’inscription, en vertu des paragraphes 9(2), 11(2), 34(2) ou 35(2) du Règlement, en exigeant maintenant un tel avis cinq jours après le changement du nom ou de l’adresse de l’entreprise. En vertu du paragraphe 25(2), ces dispositions entrent en vigueur 60 jours après l’inscription des modifications;
L’article 7 et le paragraphe 8(1) retirent l’extrait « the description » des définitions anglaises de RFG et RFD aux paragraphes 21(2) et 22(2) du Règlement. Ces extraits sont superflus;
L’article 9 combine tous les changements aux dispositions liées au report des unités de conformité pour le distillat à la première période de conformité pour le distillat. Ces dispositions ont prolongé la période d’échange pour ces unités de trois mois. Cette période d’échange prolongée exige une différenciation par génération de ces unités de conformité de celles créées pendant ces trois mois ainsi qu’une déclaration par écrit relativement à leur génération. En raison de la combinaison de ces dispositions en un article, le paragraphe 8(2) de la modification annule les dispositions existantes en vertu du paragraphe 22(3) du Règlement. Puisque la date de mise en œuvre est maintenant connue, l’article 9 simplifie également l’article 23 du Règlement en supprimant des renvois aux périodes de conformité pour l’essence qui précèdent la première période de conformité pour le distillat, puisque ces périodes n’existent plus;
Le paragraphe 10(1) ajoute le mot « contenu » après « carburant renouvelable » au paragraphe 25(2) dans la version anglaise pour assurer la cohérence avec la version française et d’autres parties du Règlement;
Le paragraphe 10(2) ajoute un nouveau paragraphe 25(5) au Règlement qui précise que les unités de conformité qui étaient créées en raison de l’utilisation du biobrut devront être annulées en proportion avec le volume de contenu de biobrut dans le carburant exporté produit à partir de ce biobrut;
Le paragraphe 10(2) ajoute également un nouveau paragraphe 25(6) au Règlement qui précise que les unités de conformité pour le distillat en excès dont un participant volontaire est le propriétaire à la fin de la période de conformité pour le distillat sont annulées. Le paragraphe 12(3) et les articles 21 et 22 des modifications ajoutent des exigences liées à la tenue de dossiers et à l’établissement de rapports sur les renseignements concernant de telles annulations au paragraphe 31(2) et à l’annexe 5 du Règlement;
Le paragraphe 11(1) est une révision de la version française du paragraphe 28(3) du Règlement afin qu’il cadre avec la version anglaise;
Le paragraphe 11(2) annule le paragraphe 28(4) du Règlement puisque la date de mise en œuvre est maintenant connue;
Le paragraphe 12(1) reformule le paragraphe 31(1) du Règlement pour clarifier l’exigence de consigner l’information dans un livre des unités de conformité. Par suite de ces changements, le paragraphe 12(2) modifie « et » en faveur de « ou » à la fin de la version anglaise de l’alinéa 31(1)b) du Règlement;
L’article 13 ajoute un nouveau sous-alinéa 32(3)a)(iii) au Règlement pour prévoir la création d’unités de conformité pour un procédé de mélange en deux étapes qui produit au départ du carburant à teneur élevée en carburant renouvelable, plus tard mélangé de nouveau à du carburant dont la teneur en carburant renouvelable n’est plus élevée. Certaines entreprises envisagent ce mélange en deux étapes, surtout pour le biodiesel; avec cette méthode, le B50 peut être conservé à l’état non chauffé et remélangé ensuite pour créer du B5;
Le paragraphe 14(2) de la version anglaise corrige l’orthographe du mot « occurred » à l’alinéa 34(3)e) du Règlement et le paragraphe 14(3) des modifications précisent les exigences de l’alinéa 34(3)g) en les harmonisant davantage au texte de l’alinéa 34(3)h);
L’article 16 corrige la durée de la période intermédiaire dans la version française de l’article 39 du Règlement pour s’harmoniser à la durée dans la version anglaise;
Les articles 18, 19, 23 et 24 corrigent les références sous les en-têtes des annexes 1, 2, 6 et 8 respectivement, afin de tenir compte des dispositions auxquelles l’annexe fait référence;
L’article 20 simplifie les exigences de l’élément 3 de l’annexe 4 du Règlement, puisque la date de mise en œuvre est maintenant connue.
Depuis 1980, le gouvernement du Canada appuie le développement de carburants de remplacement et joue un rôle actif dans la recherche et le développement des technologies et dans la mise en œuvre de programmes fondés sur le marché (tels que des incitatifs fiscaux et de l’aide économique) qui encouragent la production et l’utilisation de carburant renouvelable.
Le gouvernement du Canada a déployé un certain nombre de programmes de démonstration ayant pour objet d’évaluer et de promouvoir la production et l’utilisation de carburants renouvelables, comme le Programme de mesures ciblées pour le biodiesel et le Programme d’expansion du marché de l’éthanol.
En déployant de tels programmes, le gouvernement du Canada a démontré son engagement à accroître la production et l’utilisation de biocarburants renouvelables, plus propres, comme l’éthanol et le biodiesel. Plus récemment, il a adopté la Stratégie sur les carburants renouvelables, qui comporte quatre volets. Cette stratégie vise à :
réduire les émissions de GES associées à l’utilisation de carburant;
encourager une production plus importante de carburants renouvelables;
fournir aux exploitants agricoles et aux collectivités rurales de nouveaux débouchés;
accélérer la commercialisation de nouvelles technologies liées aux carburants renouvelables.
Les avantages apportés au secteur agricole et rural constituent l’un des principaux moteurs à l’appui de la production et de l’utilisation des carburants renouvelables au Canada, et ce, en plus des avantages pour l’environnement dans son ensemble. En effet, une production accrue de carburants renouvelables au Canada augmentera la demande locale en matières premières et offrira de nouveaux débouchés pour les cultures des producteurs agricoles canadiens. Par exemple, les installations de production de biodiesel peuvent offrir un marché pour le canola hors grade, qui ne convient pas au marché alimentaire.
Fournir aux producteurs agricoles la possibilité d’investir dans des projets rentables de carburants renouvelables et d’établir de tels projets qui utilisent des produits agricoles comme intrants contribuera à créer un flux positif de revenus qui pourrait être plus indépendant des fluctuations de prix des produits de base. Cela permettrait également de favoriser une approche qui va au-delà de la simple production de produits pour se concentrer sur de nouvelles façons d’ajouter de la valeur à la biomasse produite sur les fermes. Les usines de carburant renouvelable injecteraient des dépenses supplémentaires dans les économies rurales locales, élargissant du même coup leur assiette fiscale et créant des emplois supplémentaires à l’échelle locale.
À l’appui de la Stratégie sur les carburants renouvelables, le 30 décembre 2006, le gouvernement du Canada a publié un avis d’intention (voir référence 4) afin d’élaborer un règlement qui exigerait une teneur moyenne en carburant renouvelable de 5 % basée sur le volume d’essence en 2010 et de 2 % dans le carburant diesel et le mazout de chauffage au plus tard en 2012.
Le 23 avril 2007, le gouvernement du Canada a établi l’Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants (voir référence 5) dont Agriculture et Agroalimentaire Canada (AAC) est responsable. Cette initiative étalée sur quatre ans, d’une valeur de 200 millions de dollars, offrirait des contributions remboursables pouvant aller jusqu’à 25 millions de dollars par projet pour aider les fermiers à surmonter les difficultés rencontrées en vue de réunir les capitaux nécessaires à la construction ou à l’agrandissement d’installations de production de carburants renouvelables.
La Stratégie sur les carburants renouvelables compte aussi un autre programme, intitulé Initiative écoÉNERGIE pour les biocarburants (écoÉNERGIE) (voir référence 6), géré par RNCan. Annoncé le 3 décembre 2007, ce programme appuie la production des carburants de remplacement pour l’essence et le diesel, et encourage le développement d’une industrie nationale de carburants renouvelables concurrentielle. Dans le cadre de ce programme, le gouvernement investira jusqu’à 1,5 milliard de dollars sur neuf ans à l’appui de la production de carburants renouvelables au Canada.
Le budget de 2007 comprend aussi un investissement de 500 millions de dollars sur huit ans dans le programme Technologies du développement durable du Canada (voir référence 7), supervisé par Environnement Canada et RNCan pour établir — en collaboration avec le secteur privé — des installations à grande échelle pour la production de carburants renouvelables de la prochaine génération. Ces carburants produits à même des matières premières non alimentaires (comme de la paille de blé, les cannes de maïs, les résidus de bois et le panic raide) ont le potentiel de générer des bienfaits environnementaux supérieurs à ceux des carburants renouvelables traditionnels en ce qui concerne les réductions des émissions de GES.
En plus de ces engagements, le budget de 2008 prévoyait un autre investissement de 10 millions de dollars sur deux ans pour la recherche et des analyses scientifiques sur les émissions de carburants renouvelables à l’appui de l’élaboration de règlements ainsi que des projets de démonstration pour évaluer la faisabilité technique du biodiesel dans le climat et le contexte canadiens.
Les modifications appuieront également l’utilisation de carburants renouvelables au Canada et en augmenteront la demande. Les niveaux de production nationaux devraient être stimulés par les initiatives en place dans le cadre de la Stratégie sur les carburants renouvelables. Combinées à d’autres programmes du gouvernement du Canada, les modifications aideraient à créer des emplois dans les régions rurales et à offrir de nouveaux débouchés pour le Canada rural.
Mesures dans les autres provinces canadiennes
Certaines provinces ont établi des exigences minimales pour la teneur en diesel renouvelable dans le distillat. Le tableau qui suit résume les exigences provinciales applicables aux distillats qui ont été annoncées ou mises en œuvre à ce jour.
Tableau 1 : Exigences imposées par les réglementations provinciales sur la teneur en carburant renouvelable dans les distillats
Niveau prévu par le règlement
De plus, la Saskatchewan a annoncé, en mars 2011, un mandat de biodiesel de 2 % débutant en juillet 2012.
Des exigences sur le diesel renouvelable ont été mises en place dans différents pays, dont les États-Unis, l’Union européenne et le Brésil.
La Energy Policy Act of 2005 a établi la Renewable Fuels Standard (RFS) [norme sur les carburants renouvelables], qui exige que 7,5 milliards de gallons (environ 34 milliards de litres) de carburants renouvelables soient mélangés à l’essence d’ici 2012. La Energy Independence and Security Actof 2007 a élargi le programme et a établi ce que l’on désigne communément en tant que RFS2; les exigences annuelles liées au volume passeront à 36 milliards de gallons (environ 164 milliards de litres) d’ici 2022. La RFS2 a aussi créé diverses catégories de carburant renouvelable et des exigences sur le diesel à base de biomasse. À chaque catégorie s’appliquent des normes de rendement pour le cycle de vie des GES et des exigences précises pour le volume.
Au 31 juillet 2010, cinq États et une ville ont pris des engagements envers le diesel renouvelable :
Le Minnesota a une exigence de 5 % pour tout le diesel vendu sur son territoire. Ses engagements passent à 10 % en 2012 et à 20 % en 2015, mais uniquement d’avril à octobre.
L’Oregon a des engagements de 2 % qui passent à 5 % quand la production annuelle de biodiesel de l’État atteindra 15 millions de gallons.
L’État de Washington a un engagement selon lequel 2 % du diesel doit être du biodiesel ou du carburant renouvelable. Cet engagement passe à 5 % une fois que la capacité de trituration des matières premières et des oléagineux de l’État pourra répondre à une exigence de 3 %.
La Pennsylvanie a un engagement de 2 % pour tout le carburant diesel vendu dans l’État. Cet engagement passe à 5 %, 10 % et 20 % une fois que la production de l’État pourra atteindre ces niveaux.
Le Massachusetts a un engagement d’une teneur de 2 % en diesel renouvelable, qui doit augmenter à 5 % d’ici 2013; cependant, l’engagement actuel a été suspendu pour une période indéterminée en raison de craintes que les coûts plus élevés seraient encourus par le consommateur après l’échéance du crédit d’impôt fédéral sur le biodiesel des États-Unis.
Portland, en Oregon, a un engagement de 10 % pour tout le carburant diesel vendu dans la ville.
Deux autres États ont pris des engagements sur le biodiesel qui ne sont pas encore en vigueur :
L’engagement de 5 % du Nouveau-Mexique sur le diesel utilisé dans les véhicules motorisés entre en vigueur en 2012.
L’engagement de 2 % de la Louisiane entrera en vigueur une fois que la production annuelle de l’État à partir des matières premières locales atteindra 10 millions de gallons.
En 2009, la capacité de production de biodiesel aux États-Unis était d’environ 5,9 milliards de litres, tandis que la production réelle se chiffrait à environ 1,7 milliard de litres.
La Directive sur les énergies renouvelables (Directive 2009/28) est entrée en vigueur le 25 juin 2009, et l’une de ses composantes de base est un objectif où les parties s’engagent à une teneur de 10 % en carburant renouvelable dans le secteur du transport pour 2020 et la mise en place d’un ensemble complet d’exigences de durabilité pour les biocarburants, qui visent l’atteinte de cet objectif.
La Directive sur les biocarburants de l’Union européenne (Directive 2003/30/CE) a établi des objectifs à caractère non-obligatoire pour l’utilisation de biocarburants dans les combustibles fossiles. En 2005, l’objectif était de 2 % et en 2010, de 5,75 %. Une modification apportée à la Directive sur la qualité des carburants a été votée en décembre 2008 pour permettre des mélanges de biodiesel allant jusqu’à une teneur de 7 %. La spécification EN 590 sur la qualité du diesel a été modifiée en 2009 pour la rendre conforme à cette directive.
Plusieurs États membres de l’Union européenne ont pris des engagements précis à l’égard du biodiesel ou du diesel renouvelable, comme l’Allemagne (4,4 %), l’Italie (3,5 % en 2010, 4 % en 2011, et 4,5 % en 2012), la Lituanie (5 %) et le Portugal (10 %).
En 2005, le Brésil a établi des pourcentages minimaux pour le biodiesel dans le diesel. L’exigence obligatoire est de 2 %, de 2008 à 2012, et de 5 % pour 2013 et après.
Usines de production de carburants renouvelables
Afin d’augmenter l’approvisionnement en biodiesel au Canada, le gouvernement a mis en place le programme écoÉNERGIE pour les biocarburants, qui soutient la production de carburants renouvelables en vue de remplacer l’essence et le diesel, et encourage le développement d’une industrie nationale compétitive de carburants renouvelables. Le programme, administré par RNCan, investira jusqu’à 1,5 milliard de dollars sur neuf ans à l’appui de la production de biocarburants au Canada.
Il y a présentement sept raffineries de biodiesel commerciales au Canada, dont la production annuelle se chiffre à environ 118 millions de litres par année (depuis 2007). D’autres raffineries sont en cours de construction, dont la plupart sont situées dans les Prairies. Si l’on tient compte de la totalité de ces raffineries, le secteur canadien du biodiesel aurait une capacité de production totale de 600 millions de litres d’ici 2012.
Le biodiesel peut être produit à partir de diverses matières premières, dont les huiles végétales, les graisses animales et les huiles de cuisson recyclées (aussi connues sous le nom de graisses jaunes). Au Canada, les huiles végétales les plus courantes proviennent de cultures réservées à cette fin, comme la fève de soya et le canola. Étant donné que le canola a une teneur en huile plus élevée, des points de trouble (voir référence 8) et d’écoulement (voir référence 9)inférieurs et que son volume d’exportation net est plus considérable que celui du soya, il est considéré une meilleure matière première pour la production de biodiesel. Actuellement, le biodiesel produit au Canada est principalement fait de graisse jaune et de graisses animales, qui représentent les matières premières les plus rentables et génèrent passablement moins d’émissions de GES comparativement aux autres.
En 2007, il y avait 16 raffineries au Canada, exploitées par 9 entreprises qui font le raffinage et la commercialisation. Imperial Oil, Shell et Suncor vendaient leurs produits à l’échelle nationale et exploitaient trois raffineries ou plus chacune. Dans la plupart des cas, les autres entreprises font la promotion de leurs produits à l’échelle locale et exploitent seulement une raffinerie. En 2007, ces installations employaient environ 7 400 personnes dans le secteur. Parmi ces installations, quatre étaient situées en Ontario; l’Alberta et le Québec en comptaient chacune trois; deux étaient situées en Colombie-Britannique; et la Saskatchewan, le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador en comptaient chacune une.
Les raffineries au Canada fonctionnaient généralement à 90 % de leur capacité (un fonctionnement à 95 % représente le taux d’utilisation optimal si on tient compte des arrêts à des fins d’entretien ainsi que d’autres événements inattendus). En 2007, un volume total de 108 milliards de litres de pétrole brut a été envoyé aux raffineries et les importations ont atteint 49,9 milliards de litres. La production totale de produits pétroliers raffinés a atteint environ 123 milliards de litres; l’essence automobile représentait la majeure partie des produits raffinés, soit environ 36 % de la production totale. Le diesel représente 23 % de ces produits. Bien que la production totale de produits raffinés varie d’une année à l’autre, au total, la proportion de chaque produit ne change pas de façon importante. En janvier 2007, les ventes nationales de produits pétroliers raffinés par région étaient de 32 % en Ontario, de 20 % au Québec, de 18 % en Alberta, de 11 % dans les provinces de l’Atlantique et de 19 % dans les autres provinces et territoires du Canada.
Les installations de raffinage du pétrole et les producteurs d’autres produits à base de pétrole et de charbon au Canada (par exemple les producteurs de cires de pétrole, de gelée de pétrole et les entreprises qui recyclent les huiles à moteur usées) ont contribué pour 2,6 milliards de dollars au produit intérieur brut (PIB), selon les estimations, et ont accumulé 68,6 milliards de dollars de revenus totaux en 2007. Les raffineries canadiennes ont répondu à environ 84 % de la demande nationale de produits pétroliers raffinés. Le Canada a exporté plus de 25 milliards de litres de produits pétroliers raffinés, alors qu’il en a importé 16 milliards de litres (voir référence 10).
Les revenus nets de l’industrie du raffinage du pétrole sont passés de 0,8 milliard de dollars en 1998 à 5,2 milliards de dollars en 2007, soit une augmentation de 20,8 % par année en moyenne. En 2007, le taux de croissance était de 16 %.
Secteur du transport et de la distribution du carburant
L’infrastructure pour le transport et la distribution de carburant à base de pétrole est principalement dominée par les producteurs de pétrole nationaux au Canada. Les producteurs de carburant régionaux et les entreprises de commercialisation indépendantes représentent une plus petite part du système de distribution. Le système de distribution du pétrole se rapporte au transport du pétrole brut vers les raffineries, ainsi qu’à la distribution de produits pétroliers raffinés vers les terminaux de stockage principaux, les dépôts de stockage et stations de détail et les dépôts à approvisionnement sélectif par carte. Les produits pétroliers raffinés sont transportés à l’aide de camions-citernes, du système ferroviaire, de navires pétroliers ou de pipelines selon la quantité de carburant et la situation géographique.
L’industrie pétrolière canadienne en aval peut se diviser en trois régions distinctes : l’Ouest du Canada, l’Ontario, et le Québec et les provinces de l’Atlantique. Dans la région du Québec et de l’Atlantique, le transport des produits entre les raffineries et les terminaux s’effectue principalement par bateau et par train, à l’exception des produits qui sont destinés à l’Ontario, lesquels sont transportés par l’entremise de la Trans Northern Pipeline (TNPL), et des produits transportés par train entre Saint-Romuald et Montréal — pour lesquels on envisage de remplacer le train par un pipeline.
En 2006, environ 80 milliards de litres de produits pétroliers raffinés ont été transportés par l’intermédiaire de pipelines au Canada. En 2007, le transport du pétrole brut et autres produits par pipeline ont contribué pour environ 1,4 milliard de dollars, soit environ 0,1 % du PIB. D’autre part, en 2007, le transport total de biens par train, bateau et camion a ajouté environ 28,5 milliards de dollars au PIB, soit près de 2,3 %.
Terminaux de stockage du carburant
Il y a 1 833 terminaux de stockage au Canada, dont 76 terminaux principaux, 614 dépôts de stockage et 1 143 dépôts à approvisionnement sélectif par carte. La plupart de ces terminaux (environ 67 %) sont situés dans l’Ouest, alors que l’Ontario et les provinces de l’Est représentent 16 % et 17 % de ces terminaux de stockage, respectivement. L’Ontario, la Colombie-Britannique et le Québec représentent 66 % des principaux terminaux au Canada. Les producteurs de carburant à base de pétrole sont les propriétaires de ces terminaux principaux qui sont partagés afin d’optimiser l’efficacité. La majorité des terminaux principaux sont situés près des principaux marchés et des moyens de transport. Souvent, plusieurs producteurs chargent leurs produits pétroliers au même terminal où sont ajoutés des additifs exclusifs avant la distribution vers les dépôts de stockage ou les stations de détail. Dans la plupart des cas, l’incorporation de carburants renouvelables serait effectuée dans les terminaux (une petite portion s’effectue dans les stations de détail également), et il faut disposer de citernes séparées sur place pour stocker le carburant renouvelable avant de le mélanger. En règle générale, il faut entreposer le biodiesel dans des réservoirs chauffés pour l’empêcher de se solidifier par temps froid.
Les dépôts de stockage, soit le deuxième niveau dans les installations de stockage, représentent 33 % de toutes les installations de stockage au Canada et sont situés dans des endroits où la distribution au détail à même les terminaux n’est pas rentable. Ils fonctionnent comme des points secondaires de stockage et de distribution, mais aussi comme des points de vente et, pour cette raison, ne sont habituellement pas partagés (contrairement aux terminaux principaux).
Les dépôts à approvisionnement sélectif par carte fournissent du carburant aux camionneurs commerciaux, comme les remorques de longue distance et les véhicules de livraison. Ces dépôts sont des installations à accès contrôlé, contrairement aux stations de détail. Le diesel est le principal carburant offert dans ces installations, car il est le plus utilisé par les parcs de véhicules commerciaux. Au cours des 30 dernières années, les dépôts à approvisionnement sélectif par carte sont devenus les principaux fournisseurs de carburant pour les entreprises de camionnage commercial. Puisqu’il n’y a pas de données sur l’approvisionnement total des dépôts à approvisionnement sélectif par carte pour le Canada, il est difficile d’évaluer avec précision la part des ventes liées à ces dépôts. Cependant, les exploitations de dépôt à approvisionnement sélectif par carte représentent probablement environ 70 % de la totalité de la demande en diesel au Canada.
Certains producteurs pourraient envisager la possibilité de restructurer les raffineries existantes pour produire de l’huile végétale hydrotraitée (HVH). Cette HVH a d’importants avantages physiques par rapport au biodiesel, soient des propriétés d’écoulement à froid supérieures et une teneur plus élevée en énergie. Le transport, le stockage et le mélange d’HVH ne requièrent aucun réglage de température (comme des réservoirs et des conduites chauffés et isolés), ce qui réduit les coûts de manière considérable. Cependant, ce produit est actuellement plus coûteux que le biodiesel, ce qui limite son approvisionnement.
Un grand nombre d’entreprises font la promotion et la vente au détail du carburant. Certaines de ces entreprises sont des raffineries-promoteurs intégrées qui produisent du carburant, le distribuent et en font la promotion par l’entremise d’opérateurs affiliés ou d’opérateurs autorisés qui sont propriétaires des points de vente au détail individuels. Les raffineries-promoteurs intégrées sont les propriétaires ou exploitants d’environ 28 % des points de vente au détail. Les promoteurs indépendants (le 72 % restant) achètent leurs produits auprès des producteurs canadiens ou importent du carburant et sont normalement des exploitants de plus petite envergure.
Le nombre de points de vente au détail a continuellement diminué, passant d’environ 20 000 à la fin des années 1980 à moins de 13 000 en 2008. Le Québec et l’Ontario comptaient le plus grand nombre de points de vente au détail d’essence et représentaient plus de la moitié du total, suivis de l’Alberta et de la Colombie-Britannique, avec 13 % et 11 % respectivement. Il convient de noter que le marché du détail pour le distillat représente une petite partie des ventes totales de diesel et de mazout de chauffage dans l’Ouest canadien (environ 35 %), tandis qu’en Ontario et au Québec, il représente environ 50 %.
Dans le secteur agricole primaire, les exploitations agricoles de grande envergure dominent la production et représentent seulement 2,5 % des fermes, mais 40 % des revenus. En 2007 et en 2008, au fur et à mesure que les prix des denrées ont augmenté, les revenus des marchés agricoles et le revenu net des fermes de grains et d’oléagineux ont également augmenté. Le Canada se classe au deuxième rang mondial en ce qui concerne la superficie des terres arables disponibles par habitant, ce qui explique également pourquoi le Canada est un important producteur et exportateur de produits agricoles. La portion des terres du Canada qui sont appropriées pour la production agricole ne représente qu’un faible pourcentage (5 %) du total.
Le secteur de l’agriculture, de la foresterie, de la pêche et de la chasse a contribué pour près de 2,2 % au PIB du Canada en 2007; les cultures agricoles représentant environ 54,5 %. Le secteur des cultures agricoles employait près de 298 844 personnes. En 2007, la valeur des cultures exportées s’élevait à près de 13 milliards de dollars, alors que les importations s’élevaient à 6,4 milliards de dollars; les États-Unis étant le plus important partenaire commercial, suivi du Japon.
Comme il a déjà été mentionné, le Règlement comprend des dispositions qui imposent une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, mais ne précise pas de date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Cette exigence était conditionnelle à la démonstration de la faisabilité technique dans le contexte canadien. La faisabilité technique a été évaluée par RNCan dans le cadre du projet de l’IDNDR; elle appuie la mise en œuvre de l’exigence d’une teneur de 2 % de contenu renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, à condition que l’on prévoie assez de temps pour que l’industrie des combustibles fossiles se prépare en se dotant des infrastructures nécessaires. L’option de ne rien faire, soit de ne pas établir la date d’entrée en vigueur, a été rejetée, puisqu’elle minerait l’efficacité de la Stratégie sur les carburants renouvelables et ne permettrait pas de réduire davantage les émissions de GES qui surviendront en exigeant une teneur en carburants renouvelables basée sur les volumes de distillats.
Pour établir une date d’entrée en vigueur pour l’exigence de 2 %, il est nécessaire de modifier le paragraphe 40(3) du Règlement. Les modifications représentent donc la seule option.
Une analyse des avantages et des coûts a été menée afin d’évaluer les répercussions des modifications sur les intervenants, y compris le public, l’industrie et le gouvernement canadiens.
L’approche de l’analyse coût-avantage détermine, quantifie et monétise, dans la mesure du possible, les coûts et les avantages différentiels des modifications. Le cadre d’analyse coût-avantage appliqué à cette étude comprend les éléments suivants :
Régions — Les coûts et les avantages ont été évalués sur une base régionale. Les régions sont définies comme suit : « l’Ouest », qui comprend la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba; « l’Ontario »; et « l’Est », qui inclut le Québec, le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse, l’Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve-et-Labrador. Ces régions ont ainsi été définies afin de préserver la confidentialité des données recueillies pour cette analyse. Puisque les volumes de diesel ou de mazout de chauffage vendus ou livrés aux fins d’utilisation au Yukon, dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et dans les régions du Québec situées au nord du 60e parallèle de latitude nord sont exclus du distillat d’un producteur ou d’un importateur, ces régions n’ont pas été incluses dans l’analyse.
Répercussion différentielle — Les répercussions sont analysées en termes de variations marginales des émissions, des coûts et des avantages pour les intervenants et l’économie. Les répercussions différentielles ont été déterminées en comparant deux scénarios : un avec et l’autre sans les modifications. Les deux scénarios sont présentés ci-dessous.
Période de l’analyse — L’horizon temporel utilisé pour évaluer les répercussions économiques est de 25 ans, 2011 étant la première année de l’analyse, au moment où les modifications entrent en vigueur. Cette analyse présume une première période de conformité de 12 mois qui débute en janvier 2011 dans toutes les régions.
Coûts et avantages — Ceux-ci ont été évalués en termes monétaires dans la mesure du possible et sont exprimés en dollars canadiens de 2007. Chaque fois que cela n’était pas possible, en raison soit du manque de données appropriées, soit de difficultés dans l’évaluation de certaines composantes, les répercussions différentielles ont été évaluées en termes qualitatifs.
Taux d’actualisation — Un taux d’actualisation de 3 % est utilisé dans l’analyse pour évaluer la valeur actualisée des coûts et des avantages en vertu de l’analyse centrale. Une analyse de sensibilité des taux d’escompte et autres variables clés pour tester la variabilité des estimations des coûts a aussi été effectuée.
Les modifications ne précisent pas le type de carburant renouvelable utilisé pour répondre à l’exigence de 2 %. Les biodiesels (voir référence 11) ont généralement une teneur en énergie plus faible que le diesel ordinaire, des températures plus élevées des points de trouble et sont généralement mélangés seulement jusqu’à concurrence de 5 % seulement, étant donné que les niveaux de mélange élevés (c’est-à-dire 20 %) peuvent ne pas être compatibles avec les technologies de certains véhicules. Toutefois, selon RNCan, dans des mélanges à faible niveau de B2 et B5, cette plus faible teneur énergétique n’est pas perceptible et aucun changement important dans la consommation de carburant n’est observé. Du kérosène peut être ajouté aux mélanges de biodiesel pour améliorer le point de trouble au cours des températures hivernales. Le kérosène a une teneur en énergie plus faible d’environ 2,5 % que le diesel. Avec le kérosène, l’effet sur la teneur en énergie peut être plus important parce que des volumes beaucoup plus élevés de kérosène devraient être mélangés comparativement au biodiesel. Un améliorant de point d’écoulement est un additif qui abaisse la température à laquelle un fluide continuera de s’écouler dans des conditions standard. Les améliorants de point d’écoulement peuvent être ajoutés à des mélanges de diesel renouvelable sans qu’une perte au niveau de la teneur en énergie se produise.
L’huile végétale hydrotraitée (HVH) (voir référence 12) possède des propriétés physiques qui lui permettent d’être mélangée de manière uniforme au diesel fossile, et elle peut donc être mêlée à des mélanges à 100 %. L’HVH a généralement un nombre plus élevé de cétanes et une teneur en énergie légèrement supérieure à celle du diesel fossile (voir référence 13). Toutefois, elle est actuellement relativement coûteuse et l’offre ne se limite qu’à quelques centres de production en Asie du Sud, en Finlande, dans les Pays-Bas et aux États-Unis.
Les estimations des avantages et des coûts sont principalement fondées sur une mise à jour de l’étude des modifications menée en 2010 (voir référence 14) par Environnement Canada.
Scénario du maintien du statu quo
Le scénario du maintien du statu quo (MSQ) repose sur les mandats provinciaux qui ont été mis en place le 1er décembre 2010. Des mandats provinciaux ont été établis dans trois provinces (Manitoba, Colombie-Britannique et Alberta) avec différents niveaux d’exigences de diesel renouvelable (voir le tableau 1).
Pour évaluer les volumes de la demande de biodiesel en raison des exigences provinciales, il est nécessaire d’évaluer les volumes de demande du statu quo pour le diesel et le mazout de chauffage au cours de la période de 25 ans. Pour y parvenir, les taux annuels moyens de croissance de la demande de diesel et de mazout de chauffage tirés de « Perspectives énergétiques du Canada : scénario de référence de 2006 » de RNCan (voir le tableau 2) ont été utilisés afin de faire croître les volumes de demande réels de diesel et de mazout de chauffage de 2009 (voir référence 15).
Les volumes de la demande pour le biodiesel en raison des exigences provinciales ont été calculés en multipliant les volumes de demande estimés pour le diesel et le mazout de chauffage par les exigences officiellement prescrites du carburant renouvelable dans ces provinces. Il est donc prévu que la demande annuelle de carburant renouvelable passera de 274 millions de litres par année en 2011 à 483 millions de litres par année d’ici 2035. On s’attend à ce que ces exigences provinciales puissent être satisfaites grâce à la capacité existante et prévue de production annuelle de biodiesel, qui devrait totaliser environ 600 millions de litres d’ici 2012 (axée sur les volumes pris en charge dans le cadre du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants). Le tableau 3 présente une estimation des volumes de la demande pour le diesel, le mazout de chauffage et le biodiesel attribuables aux exigences provinciales.
Tableau 2: Taux de croissance annuelle de la demande de diesel et de mazout de chauffage (2011 à 2035)
Source : Perspectives énergétiques du Canada : scénario de référence de 2006 de RNCan.
Tableau 3 : Estimation de la demande cumulative de diesel, de mazout de chauffage et de diesel renouvelable dans le cadre du scénario du MSQ (2011 à 2035)
Demande de diesel
Demande de mazout de chauffage
Demande de biodiesel sur une période de 25 ans
Demande annuelle moyenne de biodiesel
Les estimations relatives aux réductions des émissions de GES attribuables aux mandats provinciaux dans le cadre du scénario du MSQ ont été axées sur les facteurs de réduction des émissions en fonction du cycle de vie pour chacun des différents types de biodiesel et pour l’HVH. Les facteurs d’émissions de biodiesel et d’HVH en fonction du cycle de vie ont été évalués en utilisant la version 3.19 du modèle GHGenius de RNCan dans des conditions canadiennes moyennes et ont été comparés avec les facteurs du cycle de vie des émissions du diesel conventionnel afin d’obtenir les facteurs de la réduction des émissions de GES pour les différents types de diesel renouvelable. Les facteurs de réduction des émissions de GES qui en résultent sont présentés au tableau 4 ci-dessous (par exemple dans le cas du canola, le retrait de 1 litre de diesel des combustibles fossiles engendre une réduction progressive de 3,012 kg d’émissions d’éq CO2).
Tableau 4 :Facteurs de réduction des émissions de GES pour l’HVH et le biodiesel fait à partir de soya, de canola et de suif
Canola B100 (kg CO2/L)
Soya B100 (kg CO2/L)
Suif B100 (kg CO2/L)
Soya des É.-U. B100 (kg CO2/L)
HVH — Palme (kg CO2/L)
Le kérosène est ajouté aux mélanges de biodiesel pour améliorer le point de trouble durant les températures hivernales. Pour évaluer l’évolution des émissions, un facteur de réduction des émissions de kérosène en fonction du cycle de vie devrait idéalement être utilisé. Parallèlement, étant donné que le kérosène et le diesel ont un cheminement de production similaire, il est peu probable que le cycle de vie des émissions de ces derniers soit très différent. Alors, on suppose que le facteur de réduction des émissions pour le kérosène sera nul, en attendant la conclusion de l’analyse de RNCan actuellement en cours.
On a également fait l’hypothèse que, compte tenu de la production actuelle et prévue de carburants renouvelables au Canada, le biodiesel canadien serait produit à partir de soya, de canola et de suif. La proportion de matières premières utilisées pour fabriquer du biodiesel canadien de 2011 à 2016 a été évaluée par RNCan et est basée sur l’utilisation projetée fournie par les entreprises qui ont signé ou ont l’intention de signer un accord de contribution dans le cadre du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants. En consultation avec RNCan et AAC, EC a fait l’hypothèse d’une baisse annuelle de 2 % de la proportion de suif utilisé par rapport à l’huile végétale dans chaque région de 2017 à 2035. Cela est attribuable au fait que les huiles végétales ont des points de trouble inférieurs à celui du suif (voir le tableau 9 ci-dessous). Ainsi, à mesure que la disponibilité des huiles végétales augmente, les raffineurs auront tendance à choisir le biodiesel fabriqué à partir d’huile végétale plutôt que celui fabriqué à partir de suif. Cela réduit la nécessité d’utiliser le kérosène ou des améliorants de point d’écoulement et cela serait donc plus efficace et réduirait les émissions de carbone avec le temps. La répartition des charges d’alimentation au fil du temps est présentée dans le tableau ci-dessous.
Tableau 5 : Distribution des matières premières pour la production du biodiesel canadien
Les prix du carburant ont été évalués en appliquant les taux de croissance des prévisions du prix du pétrole de RNCan aux prix historiques du diesel et du mazout de chauffage. Les valeurs sont présentées ci-dessous à la figure 2.
Figure 2 : Estimation du prix de gros du diesel et du mazout de chauffage
Les réductions des émissions de GES attribuables aux mandats provinciaux dans le cadre du scénario du MSQ ont été évaluées en multipliant les volumes de la demande du scénario du MSQ des esters méthyliques de l’acide gras du canola canadien et des esters méthyliques de l’acide gras du suif, des huiles végétales hydrotraitées et du kérosène au cours de la période de 25 ans par les facteurs correspondants de réduction des GES. Selon les estimations, les mandats provinciaux devraient permettre d’atteindre environ 28,7 Mt éq CO2 de réduction des émissions de GES sur une période de 25 ans (ou une moyenne de 1,1 Mt éq CO2 par année).
Suivant la date d’entrée en vigueur de l’exigence relative à une teneur de 2 % en carburant renouvelable dans le biodiesel, la demande de diesel renouvelable devrait augmenter au-delà de la demande prévue dans le scénario du MSQ. La demande additionnelle de diesel renouvelable représente la différence entre la demande du scénario du MSQ et la demande totale nécessaire pour répondre aux modifications. La demande annuelle totale de diesel renouvelable, pour répondre aux exigences provinciales et fédérales, devrait passer d’environ 583 millions de litres en 2011 à 858 millions de litres en 2035, ou devrait augmenter d’environ 40 % par année en moyenne par rapport au scénario du MSQ.
La demande différentielle de diesel renouvelable est présentée au tableau 6 ci-dessous.
Tableau 6 : Estimation de la demande différentielle de diesel renouvelable dans le cadre du scénario réglementaire (2011 à 2035)
(en million de litres)
Demande de diesel renouvelable sur une période de 25 ans
Demande moyenne annuelle de diesel renouvelable
Étant donné la demande actuelle du scénario du MSQ associée aux mandats provinciaux sur le diesel renouvelable, on fait l’hypothèse que la demande accrue de diesel renouvelable dans le cadre du scénario réglementaire nécessitera une capacité de production accrue au-delà des niveaux actuels. Toutefois, au cours de la première année de l’entrée en vigueur des modifications, un certain niveau d’importations, principalement des États-Unis, serait nécessaire alors que la capacité de production nationale augmente. Aux fins de l’analyse, les hypothèses suivantes sont formulées :
Les usines de biodiesel ont une durée de vie de 20 à 25 ans.
La demande de biodiesel au-delà de la capacité de 2011 d’environ 500 millions de litres (en fonction des volumes du programme écoÉNERGIE pour les biocarburants) serait atteinte en 2011 grâce aux importations en provenance des États-Unis jusqu’à ce que la capacité augmente à 600 millions de litres en 2012.
Pour la période de 2012 à 2035, on suppose que 90 % de la demande marginale supplémentaire sera satisfaite grâce à la production nationale de biodiesel et par les importations d’HVH dans une proportion de 10 %. On suppose également que l’HVH importé est un type de produit NExBTL produit à partir de l’huile de palme. Les estimations des volumes d’importations d’HVH ont été effectuées dans le cadre d’un sondage de l’industrie (voir référence 16).
Coût de production du biodiesel
Des investissements seraient nécessaires pour construire de nouvelles installations de production de carburant renouvelable. Les coûts en immobilisation sont modélisés par RNCan à environ 30 millions de dollars pour une usine de carburant à base de graisse animale d’une capacité de 30 millions de litres, et à 25 millions de dollars pour une usine de carburant à base d’huile végétale d’une capacité de 30 millions de litres. En incluant les coûts d’exploitation, le coût total serait d’environ 1,01 $ le litre pour une usine de carburant à base de graisse animale d’une capacité de 30 millions de litres et de 1,09 $ le litre pour une usine de carburant à base d’huile végétale d’une capacité de 30 millions de litres. À la lumière de ces renseignements, la valeur actualisée du coût différentiel de production de biodiesel au cours de la période de 25 ans est évaluée à environ 4,8 milliards de dollars.
Tableau 7 : Valeur actualisée du coût différentiel de production du biodiesel (2011 à 2035)
(M$ indexés de 2007)
Producteurs et importateurs de carburant
Les producteurs et importateurs de carburant diesel et de mazout de chauffage assumeraient une partie des coûts différentiels liés aux modifications. Les différentes propriétés entre le diesel ordinaire et les mélanges de diesel renouvelable nécessiteraient de nouvelles infrastructures et mises à niveau. Plus précisément, le biodiesel doit être transporté et stocké séparément du diesel de base. Le biodiesel non mélangé nécessite également des réservoirs chauffés pour empêcher la gélification par temps froid. Comme la teneur en carburant renouvelable du diesel et du mazout de chauffage augmenterait avec l’entrée en vigueur des modifications, des investissements seront nécessaires pour mettre à niveau ou modifier les installations de raffinage ainsi que les systèmes de distribution et de mélange. Les investissements à réaliser comprennent à la fois les investissements uniques en immobilisation encourus la première année de la mise en œuvre des modifications, ainsi que des coûts additionnels permanents d’exploitation et d’entretien. Selon les renseignements fournis par les producteurs et les importateurs de carburant, des investissements de 157,2 millions de dollars seront nécessaires afin de produire du diesel et du mazout de chauffage mélangés avec des carburants renouvelables. En plus des coûts d’immobilisation, 112,4 millions de dollars en coûts d’exploitation et d’entretien seront engagés.
Des coûts d’immobilisation différentiels pour les mises à niveau des terminaux seront aussi encourus par les producteurs de carburant qui les détiennent et les exploitent. En raison de la confidentialité des données sur les coûts, les renseignements fournis par les producteurs de carburant ont été regroupés pour toutes les mises à niveaux ou modifications des raffineries ou des terminaux au niveau régional. Les coûts d’immobilisation des terminaux comprennent la construction d’installations de réception par camion, train ou barge, l’achat de nouveaux locaux de stockage, l’installation d’équipement de mélange, la mise à niveau des conduites, des pompes, des joints d’étanchéité et des systèmes de récupération des vapeurs, ainsi que l’installation de systèmes de chauffage pour les citernes et les conduites.
Les détails des coûts différentiels pour les producteurs et les importateurs de carburant pour la période d’analyse de 25 ans sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 8 : Valeur actualisée des coûts différentiels des producteurs et importateurs de carburant (2011 à 2035)
Coûts en immobilisation
Coûts d’exploitation et d’entretien
Importations de biodiesel
Importations de kérosène
6 536,3
Importations d’HVH
Coûts de transport du diesel renouvelable
Il convient de souligner que le coût d’achat du biodiesel canadien pour les producteurs et importateurs de carburant n’a pas été inclus ici, puisque le coût de production du biodiesel a déjà été pris en compte dans les coûts des producteurs de biocarburant décrits au tableau 7. Les coûts évités pour les producteurs et les importateurs de carburant découlant du déplacement du diesel et du mazout de chauffage attribuable à l’utilisation du biodiesel, du kérosène et de l’HVH importés et nationaux sont pris en compte dans la section des avantages.
La source du biodiesel, peu importe la région, dépendra bien entendu de la disponibilité, de la qualité et du coût, mais on fait l’hypothèse dans cette analyse que le biodiesel proviendra du Canada. Au cours de la première année, on s’attend à ce que certaines importations en provenance des États-Unis soient nécessaires afin de répondre à la demande jusqu’à ce que la capacité nationale de production de diesel renouvelable augmente.
Des différences sont prévues dans la façon dont les producteurs et les commerçants de carburant nationaux et régionaux respecteront les modifications. Les producteurs et les importateurs de carburant à l’échelle nationale œuvrant dans l’Ouest opteraient pour des mélanges à fortes concentrations (B5 (voir référence 17)) seulement durant les mois plus chauds, principalement d’avril à septembre, afin de les aider à atteindre la moyenne nationale de 2 %. En conséquence, dans l’Ouest, le kérosène ne serait requis que durant les mois de transition saisonniers, soit en mars, avril, mai, août, septembre et octobre, sans aucun mélange effectué pendant les mois d’hiver. La situation est tout autre en Ontario et dans l’Est. Comme il n’existe aucune réglementation provinciale sur le contenu renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage dans ces régions, les volumes de biodiesel que les producteurs et les importateurs de carburant régionaux œuvrant dans ces régions devraient mélanger dans le but de répondre au mandat du gouvernement fédéral seraient plus élevés.
En outre, les esters méthyliques de l’acide gras du soya et du suif ont tous deux des points de trouble plus élevés que les esters méthyliques de l’acide gras du canola (qui devrait être la source de biodiesel dominante dans l’Ouest), comme l’illustre le tableau 9, et nécessitent donc une utilisation accrue de kérosène pendant une plus longue période afin de répondre aux spécifications annuelles du point de trouble. Dans le scénario réglementaire, les esters méthyliques de l’acide gras du canola ne sont pas utilisés en Ontario et dans l’Est, et ces régions utilisent des proportions plus élevées des esters méthyliques de l’acide gras du suif par rapport à l’Ouest.
Tableau 9 : Spécifications du point de trouble associées à différents types de biodiesel
Type de biodiesel
Point de trouble (degrés Celsius)
EMAG (suif)
EMAG (canola)
EMAG (soya)
On fait l’hypothèse que le kérosène est surtout importé des États-Unis. Le coût du litre du kérosène est estimé à 4,9 cents plus élevé que pour celui du diesel conventionnel. Cela est basé sur la moyenne des écarts des prix du gros pour le kérosène et le distillat no 2 pendant les mois d’hiver (octobre à mars) au cours des trois dernières années (2007 à 2010), selon l’Energy Information Administration du département de l’Énergie des États-Unis (voir référence 18). Les gallons ont été convertis en litres et l’écart de prix des États-Unis a été converti en devises canadiennes à l’aide du taux de change moyen historique au cours des trois dernières années (2007 à 2010) de la Banque du Canada (voir référence 19). Le coût total des importations supplémentaires de kérosène au cours de la période de 25 ans est évalué à 6,5 milliards de dollars.
Dans le tableau 8, on peut également constater que l’on prévoit utiliser certains volumes d’HVH, et ce, autant dans l’Ouest que dans l’Est. De plus larges volumes d’HVH seraient mélangés dans l’Ouest, en raison de la plus grande accessibilité du produit dans cette région. De plus, les mélangeurs de l’Ouest utilisent déjà l’HVH pour satisfaire aux exigences provinciales et possèdent déjà l’infrastructure et la planification nécessaires pour traiter l’HVH. Ce produit est souhaitable en raison de son indice de cétane élevé et de son point de trouble peu élevé par rapport au biodiesel (peut aller jusqu’à –25 °C). Il est actuellement produit en quantités relativement faibles et doit être transporté sur de longues distances (de Singapour, de la Finlande, des Pays-Bas et, dans une certaine mesure, des États-Unis), ce qui le rend coûteux. Les volumes d’HVH utilisés pour calculer les coûts et le coût différentiel moyen de 35 cents le litre entre l’HVH et le diesel ont été fournis par l’industrie. Le coût supplémentaire total de l’HVH importé au cours de la période de 25 ans est évalué à 764 millions de dollars.
Certains producteurs de carburant ont étudié ou étudient actuellement la possibilité de produire eux-mêmes l’HVH, mais ont aussi indiqué que les coûts en immobilisation demeurent trop élevés. La plupart des producteurs préfèreraient mélanger avec de l’HVH, mais la disponibilité et les prix du produit le rendent inaccessible à ce moment-ci.
Les coûts estimés du transport du diesel renouvelable sont d’environ 193,5 millions de dollars et se fondent sur les renseignements fournis par les producteurs de carburant. Ces coûts varient en fonction de la proximité de la raffinerie par rapport aux installations de production de carburant renouvelable. On a calculé des frais de transport moyen d’environ 4,0 cents par litre afin d’évaluer les frais de transport totaux. Ces frais sont similaires à ceux utilisés par l’Environmental Protection Agency des États-Unis dans l’étude d’impact de la réglementation pour son Renewable Fuel Standard.
Les frais administratifs de 7,1 millions de dollars se rapportent aux exigences réglementaires concernant la mesure des volumes de distillat et de carburant renouvelable, la production de rapports et la tenue de registres. Les frais pour répondre aux exigences particulières du projet de règlement s’ajouteraient aux frais encourus en raison des mandats provinciaux.
Les coûts différentiels des points de vente au détail de carburant comprennent essentiellement les coûts en immobilisation uniques de trois millions de dollars pour convertir les points de vente au détail, y compris l’achat de nouvelles citernes ou le nettoyage des anciennes citernes afin de répondre aux besoins du nouveau mélange d’essence et d’installation de nouveaux filtres. Les coûts supplémentaires d’exploitation et d’entretien sont négligeables.
Tableau 10 : Valeur actualisée des coûts différentiels liés à la mise à niveau des points de vente au détail (2011 à 2035)
Les valeurs contenues dans la documentation sur la teneur énergétique du biodiesel par rapport au diesel varient de 5 % à 10 %. Cependant, des études d’exploitabilité effectuées dans le cadre de l’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable de RNCan et d’autres études ont révélé qu’aucun changement important n’est observé dans la consommation de carburant dans des mélanges à faible niveau de B2-B5. En conséquence, on a fait l’hypothèse que les consommateurs n’ont pas à encourir de coûts pour l’utilisation du biodiesel dans le carburant mélangé.
L’HVH a une teneur en énergie (environ 2 %) légèrement plus élevée que le diesel fossile (SAE 2008). Encore ici, dans les mélanges à faible teneur, on a supposé que les consommateurs ne réalisent aucune économie liée à la baisse des achats de carburant attribuable à la teneur énergétique plus élevée de l’HVH.
Le kérosène a une teneur énergétique d’environ 2,5 % plus faible que le diesel. Toutefois, comme des proportions relativement élevées de kérosène devraient être intégrées aux carburants mélangés, les coûts, pour les consommateurs, des achats supplémentaires de carburant attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène ont été pris en considération. Par exemple, dans des mélanges de biodiesel à 2 % fait à partir de biodiesel à base de canola, jusqu’à 22 % du mélange doit être du kérosène, tandis que le biodiesel fait à partir de saindoux doit en contenir jusqu’à 92 %. Cette augmentation des dépenses à la consommation a été calculée comme le produit des volumes différentiels de diesel et de mazout de chauffage, multiplié par les prix de détail projetés du diesel mélangé au Canada. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 11 : Valeur actualisée des coûts différentiels pour les consommateurs (2011 à 2035)
Achats différentiels de mélanges de diesel attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène (ML)
Coût différentiel des achats de diesel mélangé (M$)
Achats différentiels de mélanges de mazout de chauffage attribuables à la faible teneur énergétique du kérosène (ML)
Coût différentiel des achats de mélanges de mazout de chauffage (M$)
Coût total des achats différentiels de diesel et de mazout de chauffage (M$)
Le gouvernement a encouru des coûts pour mettre en place et surveiller le règlement exigeant 5 % de contenu renouvelable dans l’essence. Les coûts différentiels de mise en place et de surveillance de l’exigence relative à la teneur de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage ont été jugés négligeables.
Avantages pour les Canadiens et les Canadiennes
Coûts évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage
Les modifications entraîneraient le remplacement des volumes de diesel conventionnel et de mazout de chauffage qui seraient autrement produits ou importés au Canada par le diesel renouvelable et le kérosène. Les coûts évités du diesel et du mazout de chauffage remplacés représentent donc un avantage supplémentaire des modifications. La valeur actualisée des coûts évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage a été évaluée en multipliant les volumes délogés par leurs prix projetés respectifs. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 12 : Valeur actualisée des coûts différentiels évités liés à l’achat de diesel et de mazout de chauffage (2011 à 2035)
5 221,2
L’atteinte d’un volume de diesel renouvelable équivalant à 2 % des stocks de diesel et de mazout de chauffage du Canada entraînerait un volume moyen différentiel de 323 millions de litres par année de carburant renouvelable qui serait mélangé au diesel et au mazout de chauffage chaque année. On prévoit que cela permettrait une réduction différentielle des émissions de GES selon le cycle de vie équivalant à une moyenne d’environ 1 Mt éq CO2 par année. Il s’agit d’une contribution importante à la réduction de la pollution atmosphérique associée aux émissions de GES, laquelle équivaut à retirer de la route un quart de millions de véhicules. Au cours de la période de 25 ans, la réduction cumulative des émissions de GES attribuables aux modifications est évaluée à environ 23,6 Mt éq CO2.
Les réductions différentielles des émissions de GES associées au scénario réglementaire sont calculées comme le produit des facteurs de réduction des émissions de GES illustrés au tableau 4 (comme il est utilisé pour le scénario du SMQ) et le volume différentiel correspondant des esters méthyliques de l’acide gras du canola canadien, du soya et du suif, des huiles végétales hydrotraitées et du kérosène nécessaires pour répondre au mandat de 2 % du gouvernement fédéral. De plus, comme certaines importations de biodiesel (principalement des États-Unis) seraient nécessaires pour combler le déficit de la production nationale, les émissions de GES ont été rajustées pour tenir compte du facteur d’émission des PME américaines.
Les gains les plus importants associés à la réduction des émissions de GES auraient lieu en Ontario et dans l’Est, représentant environ 80 % des réductions. Cela est principalement dû au fait que le diesel renouvelable n’est actuellement pas utilisé dans ces régions.
Tableau 13 : Valeur actualisée de l’estimation des avantages différentiels associés aux réductions des émissions de GES (2011 à 2035)
Réduction des émissions de GES (Mt éq CO2)
Estimation du scénario réglementaire 25 $/tonne
Diesel et mazout de chauffage total
Avantage total pour le Canada
La valeur des réductions de GES dépend de façon critique des dommages des changements climatiques évités au niveau mondial. Ces dommages sont habituellement appelés le coût social du carbone (CSC). Les estimations du CSC sont très variables. Par exemple, des experts comme Tol, Nordhaus et Hope ont rapporté des valeurs moyennes du CSC variant de 10 $ à 25 $ par tonne d’équivalent CO2, tandis que Stern a rapporté une valeur plus près de 100 $. Cette variabilité est attribuable en grande partie aux incertitudes autour des choix de paramètres clés dans l’estimation du CSC; par exemple, le taux d’escompte approprié à utiliser dans le calcul. Il est généralement admis que les estimations, même à partir du même modèle, varient considérablement selon les niveaux de variables clés sélectionnés. Bien que la recherche par Environnement Canada visant à déterminer le CSC approprié aux fins d’utilisation dans l’analyse coûts-avantages se poursuive, une valeur évaluée de 25 $ par tonne d’équivalent CO2 a été adoptée pour cette analyse. Cette valeur est compatible avec le prix prévu du carbone aux États-Unis et la valeur marchande des permis par la Bourse européenne du carbone. Elle est aussi généralement compatible avec les valeurs actuellement utilisées par le gouvernement américain ainsi que par la Commission européenne. D’après cette estimation, la valeur actualisée des réductions différentielles des émissions de GES dans le cadre du scénario réglementaire est évaluée à 494,8 millions de dollars dans le cadre du scénario central.
Répercussion sur la qualité de l’air et la santé
Santé Canada procède actuellement à une analyse d’impact sur la santé relative à l’utilisation du biodiesel au Canada, et bien que ladite étude ne soit pas achevée, les résultats préliminaires sont présentés ici pour donner une indication générale des effets potentiels. L’étude comprend une analyse de l’incidence de l’utilisation du biodiesel sur les émissions du secteur mobile attribuables aux véhicules diesel lourds sur la route, et les incidences de ces changements dans les émissions sur la qualité de l’air et la santé. Ces incidences sont évaluées par rapport à celles associées à l’utilisation du diesel conventionnel. Les véhicules diesel légers, qui constituent une composante très mineure de la flotte de véhicules au Canada, ne sont pas inclus en raison d’un manque de données pertinentes sur les émissions. La modélisation des émissions mobiles et de la qualité de l’air a été réalisée en collaboration avec Environnement Canada.
L’estimation des répercussions sur la santé que pose un changement prévu dans les émissions est complexe et comporte une certaine incertitude, comme la projection des répercussions au cours des années à venir. Cependant, tel qu’il est exposé en détail ci-dessous, les analyses préliminaires de Santé Canada indiquent que les effets sur la santé associés à l’utilisation sur route de B2 ou B5 au Canada seront probablement minimes.
Émissions des contaminants atmosphériques provenant du secteur mobile
Les scénarios spécifiques examinés dans l’analyse des incidences du biodiesel sur les émissions canadiennes du secteur mobile comprennent une comparaison de l’utilisation nationale de B2, B5 ou B20 (en été seulement) par rapport au diesel conventionnel, pour les années 2006, 2010, 2015 et 2020. Les émissions des véhicules correspondant aux polluants atmosphériques suivants ont été prises en compte : les matières particulaires (PM2,5, PM10 et PT); le monoxyde de carbone (CO); les oxydes d’azote (NOx); les composés organiques volatils (COV); les sources mobiles de produits toxiques de l’air (benzène, 1,3-butadiène, formaldéhyde, acétaldéhyde, acroléine) et plusieurs hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP). Pour le scénario B2, les résultats révèlent des réductions mineures (environ 1 % à 2 %) des émissions des véhicules diesel lourds sur la route en 2010 pour tous les composés à l’exception du NOx et une augmentation de 0,36 % des émissions de NOx. Ceux-ci reflètent l’ensemble des variations des émissions mobiles sur la route de moins de 1 % pour tous les composés chimiques. Les effets de l’utilisation nationale de B5 (2010) se traduiraient par des réductions de 2 % à 4 % des émissions des véhicules diesel lourds sur la route pour la plupart des composés chimiques et une augmentation de 1 % des émissions de NOx. Ceux-ci témoignent des changements dans les émissions globales sur la route pour tous les composés chimiques de moins de 2 %. L’utilisation du B20 en 2010 (de mai à septembre seulement) entraînerait les modifications suivantes durant l’été des émissions mobiles sur la route : réduction de 8 % de PM2,5, augmentation de 2 % de NOx et moins de 4 % de réduction des substances toxiques atmosphériques et de CO. Toutes les incidences des émissions devraient diminuer avec le temps en raison de l’introduction de nouvelles technologies automobiles. Il convient de souligner que les scénarios examinés ici (c’est-à-dire l’utilisation nationale de B2, B5 ou B20) ne sont pas directement comparables aux hypothèses de l’analyse coûts-avantages (effets différentiels du Règlement sur les carburants renouvelables fédéral au-delà des mandats provinciaux existants). Toutefois, les effets différentiels des émissions sur la route en raison des modifications devraient être inférieurs à ceux rapportés pour le scénario B5 dans le cadre de l’analyse de Santé Canada.
Répercussions sur la qualité de l’air et la santé
Les répercussions sur la qualité de l’air au Canada que posent les variations des émissions du secteur mobile en raison de l’utilisation du biodiesel ont été examinées par Santé Canada pour les scénarios B5 et B20 en utilisant la modélisation photochimique. Les résultats de l’utilisation sur la route de B5 ou B20 (été seulement) au Canada laissent présager des répercussions très minimes sur les concentrations moyennes ambiantes de PM2,5, d’ozone troposphérique (O3), de CO, de dioxyde d’azote (NO2) et de dioxyde de soufre (SO2) de moins de 1 % en 2006 et 2020 par rapport au diesel conventionnel. Les répercussions sur la santé humaine de ces variations de la qualité de l’air ont été évaluées à l’échelle nationale et comprennent à la fois des résultats touchant la mortalité et la morbidité. Des résultats nationaux préliminaires indiquent que certains avantages minimes pour la santé seraient prévus pour 2006 dans un scénario B5, et que ceux-ci seraient réduits d’ici 2020.
Les avantages différentiels pour la santé attribuables aux modifications devraient être inférieurs à ceux évalués pour le scénario B5 dans le cadre de l’analyse de Santé Canada en raison des variations des émissions sur la route.
Répercussion d’un déversement ou d’une fuite dans le sol
Santé Canada a également entrepris une modélisation afin d’examiner les répercussions du biodiesel et des mélanges de biodiesel sur le déplacement du carburant à la suite d’un déversement ou d’une fuite dans le sol. Les résultats préliminaires indiquent que les composants du biodiesel devraient migrer dans une moindre mesure que les composants du diesel, ce qui se traduit par des panaches de contamination qui auraient une incidence sur une plus petite parcelle de terre. Bien qu’un certain nombre de lacunes dans les données ait été identifié, cette analyse révèle que le risque que le biodiesel ait des répercussions sur la santé humaine à la suite d’un rejet non contrôlé dans l’environnement serait plus facilement gérable que dans le cas du diesel conventionnel.
Agriculture et Agroalimentaire Canada (AAC) a réalisé une analyse interne des répercussions que posent les cibles d’une teneur de 2 % de biodiesel sur le secteur agricole canadien au début de 2007, en tenant compte de toutes les administrations canadiennes. Selon l’analyse d’AAC, le secteur agricole serait confronté à des répercussions minimales. Ces répercussions sont abordées plus en détail ci-dessous.
Répercussions sur le secteur des cultures
Selon l’analyse d’AAC, les modifications ne devraient avoir aucune incidence mesurable sur le secteur des cultures. Il pourrait y avoir de légères augmentations sur le plan de la trituration nationale des plantes oléagineuses, mais dans l’ensemble, les superficies plantées d’oléagineux ne devraient montrer que des effets marginaux. On n’observe aucun changement mesurable pour ce qui est des surplus pour les producteurs de cultures à la suite de l’augmentation de la production de biodiesel. Le marché du biodiesel peut servir de nouveau débouché où les producteurs peuvent vendre des semences hors catégorie.
Ces effets minimaux s’expliquent par le fait que le Canada est un preneur de prix sur le marché mondial des cultures, et que les changements de la demande canadienne n’auraient pas d’effet important sur les prix mondiaux. Toutefois, il pourrait y avoir de légers changements dans les prix locaux à la suite d’une demande accrue de matières premières pour le carburant renouvelable, mais aucun changement n’est prévu pour le prix d’autres cultures.
Répercussions sur le bétail
Puisque des répercussions négligeables sont prévues sur les prix des cultures, les prix des aliments pour le bétail ne devraient donc pas afficher de changements importants à la suite des modifications. Bien que la production de biodiesel à plus grande échelle ait le potentiel d’accroître la disponibilité de tourteau protéique en stimulant une trituration accrue des plantes oléagineuses, la production de biodiesel visant à répondre au niveau de consommation prescrit ne devrait pas avoir de répercussions mesurables sur la disponibilité de tourteau protéique. Comme la superficie plantée de plantes oléagineuses devrait très peu changer, il n’y aura aucun effet mesurable sur la disponibilité des céréales fourragères pour les éleveurs d’animaux de ferme.
De plus, aucun changement n’est prévu dans le commerce d’animaux vivants ou de la viande, ou dans d’autres secteurs connexes, comme la volaille et les produits laitiers. Les effets sur le nombre d’emplois dans l’industrie du bétail demeureraient négligeables.
Répercussions sur l’utilisation des terres
On ne s’attend pas à ce que les modifications entraînent des changements en ce qui concerne l’utilisation des terres. Les changements associés aux activités de culture à la suite de l’exigence relative au diesel renouvelable devraient se produire dans les limites des terres cultivables actuelles. Étant donné qu’aucun changement important touchant le prix des cultures ou l’utilisation des terres ne surviendrait, il y aurait peu de répercussions en termes d’intensification des cultures au niveau national. Toutefois, il pourrait y avoir des effets limités dans quelques régions. L’utilisation d’engrais pourrait connaître de légères hausses, car on pourrait assister à une faible expansion régionale de la production de plantes oléagineuses, mais cela ne devrait pas entraîner de changements dans la qualité de l’eau ou dans les émissions de GES attribuables au secteur agricole.
Répercussions liées à la distribution
Il y a des investissements à faire par le secteur des combustibles fossiles en raison des modifications. Ces investissements comprennent des investissements en immobilisation uniques faits au cours de la première année de la mise en œuvre des modifications, ainsi que les coûts additionnels permanents d’exploitation et d’entretien. Les coûts sont supportés pratiquement à toutes les étapes de la chaîne d’approvisionnement, depuis les raffineries jusqu’aux détaillants. Il est prévu que ces coûts seront transmis le long de la chaîne d’approvisionnement jusqu’au prix de vente final.
Installations de production de carburants renouvelables
Les modifications engendreraient une augmentation de la production nationale de biodiesel puisque la demande en carburant renouvelable devrait passer de 583 millions de litres en 2011 à 858 millions de litres en 2035. Bien que les prévisions concernant la production de carburant renouvelable soient quelque peu incertaines, on présume que la majorité de la demande en carburant renouvelable sera satisfaite par l’entremise de la production nationale.
À plus long terme, et au fur et à mesure que la demande en carburants renouvelables augmentera, on peut s’attendre à ce que de nouvelles installations de production de carburants renouvelables puissent être érigées au Canada au cours de la période de 25 ans.
Outre les réductions des émissions de GES, l’un des principaux facteurs à l’appui de la production et de l’utilisation de carburants renouvelables réside dans les avantages qu’elles peuvent apporter au secteur agricole et rural du Canada. En effet, la production accrue de carburants renouvelables au Canada augmentera la demande locale en matières premières et offrira de nouveaux marchés pour les cultures des producteurs agricoles canadiens. Par exemple, les installations de production de biodiesel pourraient offrir un marché pour le canola hors grade, qui ne convient pas au marché alimentaire.
Le fait d’offrir aux producteurs agricoles la possibilité d’investir dans des projets rentables de carburants renouvelables et d’établir de tels projets qui utilisent des produits agricoles comme intrants contribuera à créer un flux positif de revenus qui pourrait être plus indépendant des fluctuations des prix des produits de base. Cela permettrait également de favoriser une approche qui va au-delà de la simple production de produits pour se concentrer sur de nouvelles façons d’ajouter de la valeur à la biomasse produite sur les fermes. Les usines de carburant renouvelable injecteraient des dépenses supplémentaires dans les économies rurales locales, élargissant du même coup leur assiette fiscale et créant des emplois supplémentaires à l’échelle locale.
L’expansion accrue des industries des carburants renouvelables au Canada devrait être axée sur les matières premières fournies par le secteur agricole canadien. Toutefois, le niveau projeté de production de carburants renouvelables au Canada ne devrait pas nuire à la capacité du secteur agricole à fournir des produits agricoles aux fins d’usages traditionnels, tels que la production d’aliments et l’alimentation du bétail. En conséquence, les industries en aval, comme le secteur de transformation de la viande et des aliments ne devraient pas être touchées dans le domaine de la production, du nombre d’emplois, des prix ou du commerce. On ne prévoit en outre aucune répercussion sur les prix à la consommation des produits alimentaires.
On prévoit que les investissements en immobilisation pour mettre à niveau les raffineries, les terminaux et les points de vente au détail créeront de l’emploi dans les premières années, au fur et à mesure que l’industrie apportera les modifications nécessaires pour se conformer aux modifications. De plus, le transport des carburants renouvelables nécessiterait une expansion de l’infrastructure de transport de carburant existante, ce qui aurait également une incidence positive sur l’emploi. En raison des caractéristiques du biodiesel, le transport par camion serait probablement le mode de transport le mieux adapté entre les installations de production et les points où le biodiesel est mélangé avec le diesel. Une partie du transport serait également effectuée par train. Cependant, en raison d’un manque de données, il n’est pas possible d’évaluer précisément dans quelle proportion ces moyens de transport seront utilisés. Néanmoins, l’accroissement du transport de carburant renouvelable engendrera vraisemblablement une augmentation de l’emploi dans ce secteur.
Au fur et à mesure que la demande augmentera et que la production de carburants renouvelables s’intensifiera à son tour en raison des modifications aux propositions, de nouveaux emplois seront créés dans l’industrie des carburants renouvelables. Selon RNCan, une usine de biodiesel ayant une capacité de production annuelle pouvant atteindre jusqu’à 30 millions de litres nécessiterait 20 employés pour assurer son fonctionnement. Si l’on tient compte de ce nombre d’emplois et qu’on suppose que 10 usines de biodiesel supplémentaires seraient créées, le secteur de la production de carburants renouvelables serait responsable de la création d’environ 200 emplois directs par année pour la période à l’étude. Il s’agit d’une estimation maximale des incidences de l’emploi sur le secteur des carburants renouvelables, si l’ont tient compte du fait que si les grandes usines sont construites, elles emploieraient probablement moins de personnes par mégalitre (ML) de capacité (en raison des économies d’échelle). Les mélangeurs ont également indiqué leur préférence pour l’utilisation de l’HVH à mélanger avec du biodiesel. Il n’y a présentement aucune installation de production d’HVH au Canada et toute intention de démarrer de telles installations ne serait prévue qu’à moyen et à long terme.
À l’instar de tout secteur industriel, le secteur de la production de biocarburants crée non seulement des emplois directs, mais également des emplois indirects. Par la suite, les dépenses liées aux salaires des employés entraînent des répercussions induites au sein de l’économie. Pour le diesel seulement, on estime qu’une norme sur les carburants renouvelables de 2 % entraînerait non seulement des emplois directs dans les installations de production de biodiesel, mais créerait aussi indirectement 4 000 postes supplémentaires (voir référence 20). Dans l’État de la Géorgie, une analyse utilisant le modèle IMPLAN pour prédire l’impact économique d’une augmentation de la production de biodiesel a évalué qu’une usine de biodiesel de 15 millions de gallons (production annuelle d’environ 57 millions de litres) créerait un total de 132 nouveaux emplois (voir référence 21).
En plus des coûts directs des volumes différentiels d’achats de mélanges de diesel, les consommateurs seraient probablement confrontés à une légère augmentation du prix du diesel à la pompe puisque les coûts différentiels du secteur du raffinage du pétrole seront refilés aux consommateurs. En supposant une limite supérieure à l’intérieur de laquelle tous les coûts différentiels estimés sont refilés aux consommateurs, le coût correspondant pour le consommateur serait en hausse à 2,7 milliards de dollars (voir référence 22). Dans ce cas, l’augmentation du coût moyen pour les consommateurs partout au Canada serait d’un tiers de cent par litre de diesel, un montant susceptible d’être imperceptible dans les fluctuations quotidiennes habituelles des prix du marché du diesel. Pour des catégories de camions de type 7 ou 8 consommant 80 000 litres de diesel par année, cela augmenterait les coûts de carburant d’un montant estimatif de 5 $ par semaine.
L’économie canadienne est fortement intégrée à l’économie américaine. Comme les États-Unis ont instauré des exigences similaires sur la teneur en carburant renouvelable dans le diesel, aucune incidence internationale en matière de compétitivité ne devrait toucher l’industrie du raffinage.
Les modifications peuvent avoir un impact à court terme sur la compétitivité des mélangeurs et des sociétés de raffinage régionaux dans les régions qui n’ont pas été soumis à la réglementation provinciale, surtout en Ontario et l’Est. Les sociétés de raffinage nationales peuvent faire des investissements stratégiques dans des marchés importants ou pour répondre aux besoins nationaux en capitalisant sur les investissements réalisés dans les provinces où la réglementation existe déjà. Les modifications prévoient une période de conformité initiale de 18 mois et d’autres flexibilités, afin de laisser le temps à l’industrie de satisfaire aux exigences.
Bien que les modifications imposent des coûts à l’industrie et aux consommateurs, ces coûts seront probablement gérables (par exemple, un tiers de cent par litre de diesel pour les consommateurs). Elles procureront également des avantages au chapitre de la réduction des émissions de GES, et conjointement avec d’autres programmes du gouvernement du Canada, elles contribueraient à créer des emplois dans les zones rurales et offriraient des possibilités aux régions rurales du Canada de participer à la production de biodiesel. Bien que les coûts et les avantages réalisés soient sensibles aux variations des paramètres clés, tels que les prévisions du prix du diesel, les valeurs prévues découlant de cette analyse sont résumées dans le tableau ci-dessous.
Le tableau 14 indique un coût net global de 2,4 milliards de dollars sur 25 ans sur la base de la valeur nette actualisée. Ceci équivaut à un coût annuel moyen de 94 millions de dollars en termes de valeur nette actualisée. À cet égard, les coûts dépassent les avantages avec un ratio de 1,2 à 1, sans tenir compte du rôle non quantifié que joue l’exigence d’une teneur en biodiesel de 2 % dans le soutien des objectifs stratégiques élargis canadiens relatifs à la Stratégie sur les carburants renouvelables et les changements climatiques. Le tableau 14 indique également que le coût socio-économique net par tonne d’émissions de GES évités au Canada grâce à cette mesure, sans tenir compte de la valeur globale des réductions de GES en termes de coût social du carbone, est d’environ 121 $ par tonne.
Une analyse de sensibilité révèle que ces répercussions sont robustes parmi une gamme de variations plausibles dans les hypothèses sous-jacentes. Parallèlement, cette analyse révèle que les répercussions réelles pourraient différer de ces estimations centrales. Par exemple, le coût net pourrait diminuer de manière significative en présence d’une valeur supérieure présumée du CSC, et variera également en fonction de l’évolution d’autres paramètres clés, tels qu’ils sont exposés en détail dans la section de l’analyse de sensibilité ci-dessous.
Tableau 14 : Énoncé des coûts-avantages différentiels (2011 à 2035)
(en M$ de 2007)
Total sur 10 ans (2011 à 2021)
Total sur 25 ans (2011 à 2035)
A. Coûts quantifiés pour l’industrie
Producteurs de biocarburant
Mélangeurs, importateurs et détaillants
Coûts en immobilisation — Mélangeurs
Coût des importations de biodiesel
Coût des importations d’HVH
Coût d’importation du kérosène
Coûts de transport du biodiesel
Frais administratifs — Mélangeurs
Coûts en immobilisation — Détaillants
Coûts globaux pour l’industrie
5 993,5
B. Coûts quantifiés pour le consommateur
Consommation supplémentaire de mélanges de diesel et de mazout de chauffage
Coûts globaux pour le consommateur
C. Avantages quantifiés
Consommation économisée de diesel et de mazout de chauffage
Coûts sociaux du carbone évités découlant de la réduction des émissions de GES (CSC à 25 $/tonne)
D. VALEUR NETTE ACTUALISÉE
(1 458,8)
(2 355,4)
D1. Valeur nette actualisée — CSC évité à 100 $/tonne
(818,9)
(870,6)
Ratio coûts/avantages
Coût socio-économique par tonne ($/T) (voir référence 23)
E. Répercussionsqualitatives
Producteurs et importateurs de carburants
Il pourrait y avoir des coûts supplémentaires pour l’installation de nouveaux équipements de mesure du volume si les équipements de mesure actuels ne sont pas adéquats. Ces coûts s’ajouteraient aux coûts indiqués ci-dessus.
De petits changements dans les prix locaux des cultures utilisées comme matière première du carburant renouvelable sont prévus à la suite d’une demande accrue pour ces cultures; toutefois, on ne prévoit aucune répercussion sur les prix des autres cultures.
Augmentations mineures de la trituration nationale des plantes oléagineuses, mais la superficie des plantes oléagineuses dans son ensemble ne devrait afficher que des répercussions négligeables.
Aucun changement mesurable dans les surplus des producteurs de cultures.
Aucune répercussion prévue sur les prix des aliments et aucun effet mesurable sur la disponibilité des céréales fourragères pour les éleveurs d’animaux de ferme.
Les changements touchant les activités culturales devraient s’opérer à l’intérieur des terres cultivées actuelles, avec peu de répercussions sur l’intensification des cultures au niveau national.
L’utilisation de B2 aurait des répercussions négligeables sur les principaux contaminants atmosphériques, avec un effet global neutre sur la santé humaine.
Certaines augmentations du nombre d’emplois sont à prévoir en raison du transport accru des carburants renouvelables, de la construction d’usines de production de carburants renouvelables, des mises à niveaux des raffineries, des terminaux et des installations de stockage.
Une analyse de sensibilité a été effectuée pour déterminer l’orientation et l’ampleur des changements aux résultats définitifs liés aux hypothèses touchant les fluctuations des variables clés. Cela comprend la variation des prix du diesel et du mazout de chauffage, du coût social du carbone, des volumes requis de kérosène et du taux d’escompte.
Prix du diesel et du mazout de chauffage
Comme l’analyse est sensible aux prévisions des prix du diesel et du mazout de chauffage au cours de la période pertinente, Environnement Canada (EC) a intégré une fourchette de +/–10 % aux prix de gros et à la pompe avant taxes du diesel et du mazout de chauffage en vue de mieux refléter le niveau d’incertitude de ce paramètre clé.
Tableau 15 : Sensibilité des prix du diesel et du mazout de chauffage
Scénario −10 %
Scénario +10 %
Coût d’achat d’HVH
Coût d’achat du kérosène
Coût évité d’achat de diesel et de mazout de chauffage
(8 923,5)
(9 915,0)
(10 759,8)
(2 663,7)
(2 078,1)
Du diesel et du mazout de chauffage à un prix de gros moins élevé font en sorte que ces derniers sont plus concurrentiels par rapport au biodiesel. En réponse à une réduction de 10 %, la valeur actuelle du coût net des modifications augmenterait de 300 millions de dollars à 2,7 milliards de dollars. Inversement, si le prix du diesel et du mazout de chauffage était de 10 % plus élevé, la valeur actuelle du coût net de cette mesure diminuerait d’un montant similaire à environ 2,1 milliards de dollars. Les résultats démontrent une sensibilité relativement élevée aux prix hypothétiques du diesel et du mazout de chauffage.
Les estimations du coût social du carbone (CSC) sont très variables. Par exemple, des experts tels que Tol, Nordhaus et Hope (voir référence 24) ont rapporté des valeurs moyennes du CSC variant de 10 $ à 25 $ la tonne d’équivalent CO2, tandis que Stern a fait état d’une valeur plus près de 100 $. Cette variabilité est reliée en grande partie aux incertitudes autour des choix des paramètres clés dans l’estimation du CSC, par exemple le taux d’escompte approprié à utiliser dans le calcul. Il est généralement admis que les estimations, même à partir du même modèle, varient considérablement selon les niveaux sélectionnés de variables clés.
De plus, il est largement reconnu que le CSC augmenterait normalement d’environ 2 % par année. D’importants travaux sur le CSC ont été récemment menés par l’EPA des États-Unis par le truchement d’un processus interministériel. EC entreprend actuellement un examen similaire pour mettre à jour ses hypothèses au sujet du CSC. Ce travail n’est pas encore terminé, et aux fins de cette analyse, le gouvernement continuera de s’appuyer sur les estimations actuelles du CSC, qui repose sur des approximations du CSC, y compris le prix du carbone sur les marchés de change et les prix cibles annoncés par les principales administrations.
Tableau 16 : Sensibilité au coût social du carbone
Estimation basse 10 $/tonne
Estimation du scénario central 25 $/tonne
Estimation élevée 100 $/tonne
Une analyse de sensibilité sur la fourchette de 10 $ à 100 $ (y compris un taux de croissance de 2 % par an) a été menée. Les résultats présentés ci-dessus révèlent que les estimations des avantages sont sensibles aux valeurs du CSC, la valeur actualisée des avantages de la réduction des GES variant de 198 millions de dollars à 1,9 milliard de dollars, et la valeur nette actualisée du Règlement variant de 871 millions de dollars à près de 2,7 milliards de dollars.
Volumes de kérosène
L’analyse de sensibilité aux volumes de kérosène s’appuie sur deux scénarios. Le premier scénario (HVH dans le mazout de chauffage) suppose qu’au lieu d’utiliser du biodiesel dans le mazout de chauffage, l’HVH serait utilisée et il ne serait pas nécessaire d’utiliser du kérosène dans le mazout de chauffage. Le deuxième scénario (sans kérosène) suppose qu’il n’y aurait pas de kérosène dans le diesel ni dans le mazout de chauffage. On présume que le biodiesel est mélangé durant les mois d’été sans avoir recours au kérosène et qu’un améliorant de point d’écoulement serait utilisé dans le mazout de chauffage au lieu du kérosène.
Tableau 17 : Sensibilité aux volumes de kérosène
Scénario de mazout de chauffage sans kérosène
Scénario sans kérosène
3 760,9
Avantages de la réduction des émissions de GES à 25 $/tonne
(2 220,1)
L’analyse de sensibilité révèle que les résultats sont quelque peu sensibles à cette hypothèse. Toutefois, même dans le cas extrême de l’absence d’utilisation de kérosène, la valeur nette actualisée des modifications représenterait toujours un coût net de 1,6 milliard de dollars.
L’analyse de sensibilité au taux d’escompte s’appuie sur un scénario assorti d’un taux d’escompte de 0 % et d’un scénario avec un taux d’escompte de 7 %. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 18 : Sensibilité au taux d’escompte
8 291,4
15 609,3
(3 168,6)
(1 708,2)
L’analyse indique que la valeur nette actualisée des modifications est sensible aux hypothèses entourant le taux d’escompte.
Le gouvernement du Canada s’est engagé à réduire les émissions de GES et à augmenter l’utilisation des carburants renouvelables au moyen d’un certain nombre de mesures réglementaires et non réglementaires. Pour ce faire, le gouvernement du Canada a adopté une Stratégie sur les carburants renouvelables exhaustive pour réduire les émissions de GES, favoriser l’utilisation et la production de carburants renouvelables et promouvoir la croissance économique ainsi que le développement durable. Un certain nombre d’initiatives ont été mises en place afin d’atteindre les objectifs de la Stratégie sur les carburants renouvelables.
L’un des éléments clés de la Stratégie sur les carburants renouvelables visait à exiger une teneur de 2 % en diesel renouvelable dans les mazouts légers. L’application d’une réglementation jumelée à un système d’échange était perçue comme un moyen efficace de satisfaire à cette exigence. Tout en réduisant les émissions de GES, cette approche procure également une certaine souplesse à l’industrie pour satisfaire à cette exigence et garantit la production et l’utilisation de carburants renouvelables au Canada. Jumelée à d’autres programmes du gouvernement du Canada, cette approche contribuerait aussi à la création d’emplois dans les régions rurales en plus d’offrir des possibilités aux régions rurales du Canada de participer à la production de biodiesel.
Conséquemment, une analyse coûts-avantages des instruments réglementaires sélectionnés a été menée, laquelle a indiqué qu’il en résulterait une réduction de près de 23,6 Mt éq CO2 en émissions de GES sur une période de 25 ans. Les coûts différentiels nécessaires à l’atteinte de ces réductions sont évalués à 12,8 milliards de dollars pour la même période avec des retombées connexes de 10,4 milliards de dollars ou un coût différentiel net d’environ 94 millions de dollars. Les répercussions globales sont évaluées à environ un tiers de cent par litre de diesel et de mazout de chauffage, ce qui serait susceptible de passer inaperçu dans les fluctuations quotidiennes du prix du diesel et du mazout de chauffage.
Compte tenu de ces facteurs, les modifications sont perçues comme un moyen efficace pour respecter l’engagement du gouvernement du Canada énoncé dans la Stratégie sur les carburants renouvelables et apporter une contribution efficace à ses objectifs nationaux de réduction des gaz à effet de serre.
Depuis 2006, Environnement Canada a organisé un certain nombre de séances de consultation et d’information auprès de divers intervenants afin de discuter de l’approche réglementaire proposée visant à imposer une teneur en carburant renouvelable basée sur les volumes d’essence, de diesel et de mazout de chauffage. Une description complète du processus de consultation et les réponses aux commentaires ont été inscrites au résumé de l’étude d’impact de la réglementation (RÉIR) publié dans la Partie II de la Gazette du Canada, le 1er septembre 2010 (voir référence 25).
En mai 2009, Environnement Canada a organisé une séance d’information (voir référence 26) afin de communiquer les principales décisions prises par le gouvernement du Canada relativement à l’élaboration du projet de règlement. À cette occasion, le Ministère a également précisé quelles seraient les prochaines étapes du processus d’élaboration du Règlement, soit l’ébauche, les consultations et la publication du projet de règlement dans la Gazette du Canada.
Pendant l’été 2009, afin de s’assurer de la faisabilité de la conception réglementaire, Environnement Canada a mis sur pied un groupe de travail consultatif technique formé des intervenants clés provenant de la plupart des industries touchées. Le groupe de travail consultatif technique a examiné l’ébauche du texte réglementaire proposé et a fourni des conseils sur les définitions, la faisabilité et les détails techniques (voir référence 27).
Consultations du Comité consultatif national de la LCPE (1999)
Environnement Canada a offert de consulter les membres du Comité consultatif national de la LCPE en février 2011. Une réunion bilatérale entre Environnement Canada et les représentants du Nouveau-Brunswick a eu lieu en mars 2011.
Les représentants du Nouveau-Brunswick ont soulevé des préoccupations à propos d’un déséquilibre concurrentiel dans les marchés du distillat, d’un manque de disponibilité du biodiesel (aucune production au Canada atlantique), des répercussions sur l’industrie et les consommateurs au Canada atlantique et des calendriers de conformité (il faut plus de temps pour créer les infrastructures).
Le gouvernement a étudié minutieusement tous les commentaires reçus et soupesé les intérêts en jeu. Afin de répondre aux répercussions de la concurrence sur les raffineurs de l’Est et le besoin de réduire au minimum les retards pour soutenir les progrès du secteur canadien du biodiesel, une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre-Neuve-et-Labrador et des exemptions temporaires sont fournies pour la première période de conformité pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus au Québec et dans toutes les provinces de l’Atlantique. D’autres assouplissements dans le Règlement comprennent une première période de conformité prolongée (du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2012), telle que proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la mise en œuvre des dispositions concernant le report prospectif des unités de conformité pré-distillat, l’échange des unités de conformité, le report rétrospectif des unités de conformité et d’autres flexibilités déjà présentes dans le Règlement. La date d’entrée en vigueur reste le 1er juillet 2011.
Pendant ces consultations, les secteurs canadiens de l’industrie et les utilisateurs finaux ont soulevé des questions relatives à l’utilisation et à l’intégration à grande échelle de diesel renouvelable dans les réseaux canadiens de distribution de carburant. L’Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable (IDNDR), menée par RNCan, était conçue pour répondre à ces questions de faisabilité technique avant que les modifications entrent en vigueur et elle a appuyé des projets de démonstration au moyen de contributions non remboursables. L’évaluation effectuée par RNCan dans le cadre du programme conclut que le diesel renouvelable peut répondre aux normes reconnues de l’industrie canadienne du pétrole, sous réserve de certains facteurs temporels liés à l’état de préparation de l’infrastructure. Par conséquent, l’exigence d’une teneur de 2 % est inscrite dans les modifications et la date d’entrée en vigueur est le 1er juillet 2011.
Spécifications sur la qualité du carburant et l’étiquetage
On a également consulté les parties intéressées de l’IDNDR. Elles ont mentionné des sujets comme la réglementation de normes de qualité du carburant et l’étiquetage de carburants à haute teneur en carburant renouvelable.
Ces sujets ont été abordés dans le RÉIR accompagnant le Règlement publié le 1er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada.
À la demande de certaines parties intéressées, des réunions bilatérales portant sur l’entrée en vigueur de l’exigence d’une teneur de 2 % ont été organisées. Si l’industrie du pétrole et certains utilisateurs se préoccupaient du temps qu’il faut pour mettre en œuvre les infrastructures nécessaires (jusqu’à 36 mois) et assurer un approvisionnement adéquat de biodiesel ou de diesel renouvelable au Canada, l’industrie des biocarburants a exprimé le besoin d’une date d’entrée en vigueur hâtive pour assurer un marché pour son produit.
En finalisant la date d’entrée en vigueur, Le gouvernement a étudié minutieusement tous les commentaires reçus et soupesé les intérêts en jeu. Afin de répondre aux répercussions de la concurrence sur les raffineurs de l’Est et le besoin de réduire au minimum les retards pour soutenir les progrès du secteur canadien du biodiesel, une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre Neuve et-Labrador et des exemptions temporaires sont fournies pour la première période de conformité pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus au Québec et dans toutes les provinces de l’Atlantique. D’autres assouplissements dans le Règlement comprennent une première période de conformité prolongée (du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2012), telle que proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la mise en œuvre des dispositions concernant le report prospectif des unités de conformité pré-distillat, l’échange des unités de conformité, le report rétrospectif des unités de conformité et d’autres flexibilités déjà présentes dans le Règlement. La date d’entrée en vigueur reste le 1er juillet 2011.
Commentaires reçus à la suite de la publication préalable des modifications proposées le 26 février 2011 dans la Partie I de la Gazette du Canada
Les modifications proposées ont été publiées au préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada pour une période de commentaires du public de 60 jours. Au cours de cette période, 39 commentaires ont été recueillis auprès des intervenants, notamment l’industrie pétrolière, les producteurs de carburant renouvelable, les utilisateurs de carburants à base de pétrole, les constructeurs automobiles, les associations d’intervenants liées aux carburants à base de pétrole et aux carburants renouvelables, et les gouvernements provinciaux.
Les commentaires recueillis étaient axés sur le calendrier de mise en œuvre de l’exigence de 2 % de carburant renouvelable dans le carburant diesel et le mazout de chauffage, et sur les exclusions concernant divers types de carburant diesel provenant des stocks de distillat du fournisseur principal. Ces commentaires et d’autres liés à la réglementation sont résumés ci-dessous ainsi que la façon dont ils sont traités dans les modifications finales.
Une compagnie pétrolière a déposé un avis d’opposition, demandant au ministre de l’Environnement d’établir une commission de révision en vertu de l’article 333 de la LCPE (1999), invoquant des problèmes techniques et logistiques associé à du biodiesel mélangé. Le ministre de l’Environnement a pleinement et soigneusement examiné les questions soulevées dans la communication pour décider ou non de mettre en place une commission de révision. Le mandat d’une commission de révision figurant dans la LCPE (1999) est d’enquêter sur la nature et l’étendue du danger posé par la substance à l’égard de laquelle le règlement est proposé. L’avis d’opposition a été pris en compte dans ce contexte, et le ministre ne mettra pas en place une commission de révision. Une réponse sera fournie à la partie intervenante. En ce qui concerne la question de l’exclusion des combustibles consommés dans les opérations minières, ce point est discuté dans la section ci-dessous sur les carburants exclus.
Calendrier de mise en œuvre et entrée en vigueur de l’exigence de 2 %
L’industrie pétrolière et certains gouvernements provinciaux étaient d’avis que la date d’entrée en vigueur proposée du 1er juillet 2011 n’accordait pas un délai d’exécution suffisant à l’industrie. L’industrie pétrolière a indiqué qu’il fallait du temps pour apporter les changements nécessaires à l’infrastructure en vue de produire, d’importer et de mélanger le biodiesel. En revanche, les commentaires recueillis auprès de l’industrie des carburants renouvelables à propos de la date de mise en œuvre ont indiqué que cette date ne devrait pas être reportée après le 1er juillet 2011, car à ce stade, cela interférerait de façon inéquitable et irraisonnable avec les attentes du marché.
Les modifications maintiennent le 1er juillet 2011 comme date d’entrée en vigueur proposée de l’exigence de 2 %. Une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre-Neuve-et-Labrador et des exemptions temporaires pour la première période de conformité pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus au Québec et dans toutes les provinces de l’Atlantique. La première période de conformité est de 18 mois (du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2012) afin que l’industrie ait une période prolongée pour satisfaire à l’exigence de mélange. Cette période, combinée à d’autres dispositions faisant actuellement partie du Règlement, offre une certaine souplesse aux entreprises pour respecter l’exigence de 2 %.
Carburants exclus
L’industrie pétrolière a recommandé l’ajout d’autres exceptions pour le carburant diesel utilisé dans les navires, l’exploitation minière et le mazout de chauffage. Les arguments à l’appui sont l’absence de spécifications relatives aux normes des carburants renouvelables pour le mazout de chauffage et de distillats marins et les limitations techniques utilisant des combustibles renouvelables dans les mines d’équipement. Certains raffineurs de pétrole recommandent également que l’exception pour l’essence utilisée à Terre-Neuve-et-Labrador soit élargie pour comprendre le carburant diesel et le mazout de chauffage utilisés de cette façon.
Après des consultations sur l’infrastructure logistique, les options d’approvisionnement et la disponibilité du carburant renouvelable pour le carburant diesel et le mazout de chauffage aux fins d’utilisation à Terre-Neuve-et-Labrador, ces enjeux ont été considérés aussi importants pour ces carburants qu’ils l’étaient pour l’essence. Par conséquent, une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre-Neuve-et-Labrador. Dans les cas où un fournisseur primaire décide qu’il n’est pas souhaitable d’ajouter un contenu de carburant renouvelable à un type spécifique de distillat, il peut le mélanger ailleurs, afin de compléter son exigence liée au volume. De plus, lorsqu’un fournisseur primaire ne souhaite pas ajouter de carburant renouvelable à son carburant à base de pétrole, il peut obtenir des unités de conformité d’autres parties dans le cadre du système d’échange. La soustraction de volumes de mazout de chauffage et de distillats utilisés dans les bateaux et les parcs d’exploitation minière de l’exigence liée au volume pourrait créer des problèmes de concurrence entre les fournisseurs primaires. De plus, pendant les consultations sur le Règlement initial, il y avait des points de vue divergents de l’industrie pétrolière sur l’exclusion de ces volumes. Pour ces raisons, aucune exception pour le carburant diesel utilisé dans les bateaux, l’exploitation minière et le mazout de chauffage n’a été ajoutée.
Répercussions à l’échelle régionale
Certains intervenants régionaux, en particulier au Québec et dans la région atlantique du Canada, ont exprimé des préoccupations quant au désavantage concurrentiel que pourraient subir les producteurs de carburant régionaux par rapport à leurs homologues nationaux. Ce désavantage concurrentiel serait aggravé par le court délai d’exécution imposé pour la mise en œuvre des modifications. On a également noté qu’il contrevient à un règlement du Québec de distribuer le mazout de chauffage avec un contenu de carburant renouvelable jusqu’à plus de 90 jours après la mise à jour et la mise en œuvre de la norme de l’industrie sur le mazout de chauffage (Office des normes générales du Canada, CAN/ CGSB-3.2).
Les préoccupations soulevées par les intervenants régionaux et les représentants de l’industrie ont été prises en considération pendant la rédaction des modifications. Une exemption temporaire est fournie pour la première période de conformité pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus au Québec, au Nouveau Brunswick, en Nouvelle-Écosse et à l’Île-du-Prince-Édouard. (Une exemption permanente est fournie pour le carburant diesel et le mazout de chauffage vendus à Terre-Neuve-et-Labrador pour des raisons techniques.) Cela, combiné avec d’autres dispositions qui se trouvent actuellement dans le Règlement, fournira une marge de manœuvre aux entreprises leur permettant de satisfaire à l’exigence de 2 %.
Certains intervenants en matière de carburant renouvelable ont demandé que le Règlement exige une moyenne propre aux installations plutôt qu’à l’échelle de l’entreprise.
Le Règlement repose sur un système d’échange d’unités de conformité, comme le mécanisme réglementaire de démonstration de la conformité. L’utilisation d’une limite s’appliquant à l’échelle de l’entreprise a été choisie plutôt que celle d’une limite s’appliquant à l’installation, car les carburants renouvelables sont généralement ajoutés en aval du point où ils peuvent être réglementés. Par conséquent, une limite s’appliquant à l’installation n’est pas possible. En outre, l’utilisation de limites s’appliquant à l’échelle de l’entreprise concorde avec la mise en œuvre d’un système efficace d’unités de conformité échangeables. Aucune modification n’a été apportée au Règlement à cet égard.
Mandat pour les normes de qualité du carburant
Les fabricants de véhicules et un certain nombre d’intervenants qui utilisent des carburants dans des véhicules ou dans d’autres équipements mobiles ont recommandé que les normes de qualité du carburant soient obligatoires pour les carburants à base de pétrole, ainsi que pour les carburants renouvelables auxquels ils sont mélangés.
Environnement Canada reste sur sa position établie dans l’avis d’intention original selon laquelle il est préférable que l’application d’une telle spécification commerciale soit laissée au secteur privé. Les normes des carburants sont développées pour le contexte canadien par l’Office des normes générales à travers un processus consensuel impliquant les fabricants de carburant et le moteur, les utilisateurs de carburant et le secteur public. Le gouvernement considère qu’il est préférable de laisser au secteur privé l’application de ces spécifications commerciales plutôt que d’imposer ces spécifications par la réglementation. Par conséquent, les normes de qualité du carburant n’ont pas été ajoutées aux modifications.
Certaines associations d’intervenants qui utilisent du carburant ont émis des commentaires en demandant à ce que des dérogations soient accordées par Environnement Canada, si les perturbations de l’approvisionnement en biocarburant atteignent un niveau critique ou si l’écart entre les prix du biodiesel et les prix du diesel ordinaire atteint un niveau prédéterminé.
En ce qui concerne les perturbations de l’approvisionnement, l’article 147 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) permet au ministre, dans les circonstances réglementaires, d’exempter les intéressés de toute obligation édictée par l’article 140 de la Loi (y compris le Règlement sur les carburants renouvelables). Le Règlement prévoyant les circonstances donnant ouverture à une exemptionen vertu de l’article 147 de laLoi a été publié dans la Partie II de la Gazette du Canada, le 7 juillet 2010. Le Règlement permet au ministre de l’Environnement d’accorder des dérogations temporaires s’il y a une pénurie de carburant réelle ou prévue d’approvisionnement au cours d’une situation d’urgence déclarée, ou à la demande du ministre de la Défense nationale s’il y a une pénurie de carburant réelle ou prévue qui pourrait affecter les opérations de défense nationale. Toutefois, ces règlements ne prévoient pas l’octroi de dérogations dans le cas où le différentiel de prix entre le diesel et le biodiesel régulière atteint un niveau prédéterminé. Les contrôles sur les prix du marché sont au-delà de la portée du Règlement.
Restrictions pour l’utilisation des carburants renouvelables
Certaines associations d’utilisateurs de carburant ont demandé que l’utilisation du biodiesel soit limitée en hiver et dans certaines régions géographiques, et qu’un niveau de mélange maximal soit en place pour une utilisation sur les routes.
Le Règlement ne limite pas les mélanges de biodiesel de plus de 5 % par volume. Toutefois, pour créer des unités de conformité pour les mélanges de biodiesel supérieurs à 5 %, les registres doivent démontrer que les renseignements sur la nature du carburant ont été fournis au consommateur. En ce qui concerne les restrictions et les contrôles saisonniers et géographiques relatifs aux pratiques de mélange, Environnement Canada estime que ces questions sont mieux traitées par les industries concernées. Aucune modification n’a été apportée au Règlement à cet égard.
Une association de transport maritime a indiqué que la quatrième édition (2010) des spécifications pour les normes relatives aux carburants marins ISO 8217 a déterminé qu’en raison de préoccupations liées à la sécurité et des effets potentiels des biocarburants sur les moteurs et les autres équipements des navires, les distillats marins devraient être exempts de matières de nature biologique (ou n’en posséder que des traces). L’association de transport maritime a demandé de confirmer que les vendeurs de carburant diesel marin sont autorisés à vendre du carburant exempt de matières de nature biologique aux navires.
Le Règlement prévoit une souplesse suffisante pour permettre aux fournisseurs principaux de choisir à quel flux de distillat de pétrole ajouter le carburant renouvelable. Pour le cas où un fournisseur principal décide qu’il n’est pas souhaitable d’ajouter du carburant renouvelable pour un type de carburant de distillat particulier, ces volumes peuvent être constitués en mélangeant ailleurs. En outre, le fournisseur principal qui ne souhaite pas ajouter de carburants renouvelables aux distillats de pétrole peut obtenir des unités de conformité d’autres parties dans le système commercial. Pour ces raisons, aucune des exceptions supplémentaires pour le carburant diesel utilisé à bord des navires, des mines et du mazout de chauffage n’a été ajoutée.
Mécanisme de contrôle des prix
Certaines organisations du secteur final ont demandé à ce que des mécanismes de contrôle et de consignation des prix inclus dans le Règlement soient mis en place pour permettre de compenser la différence de prix entre le biodiesel et le diesel ordinaire, de manière continue.
L’intégration de telles mesures dans le Règlement dépasse le champ d’application du Règlement.
Position de principe commerciale
Une organisation a demandé à ce que le Canada établisse une position de principe commerciale sur le biodiesel qui accorde un traitement juste, équitable et égal des échanges commerciaux de biodiesel en provenance et à destination du Canada dans les marchés exportateurs.
La politique commerciale dépasse le champ d’application du Règlement.
Commentaires sur le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation
Selon les utilisateurs de carburant et l’industrie pétrolière, les réductions d’émissions de gaz à effet de serre sont trop faibles pour justifier les coûts du règlement proposé.
Environnement Canada répète qu’une réduction de 1 Mt par an contribue de façon importante à atteindre l’objectif du gouvernement du Canada, qui consiste à réduire, d’ici 2020, les émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport aux niveaux de 2005. À l’échelle plus large du pays, avec les règlements provinciaux et l’exigence d’une teneur de carburant renouvelable dans l’essence, on atteindra une réduction annuelle de 4 Mt des émissions de gaz à effet de serre. Cela équivaut au retrait d’environ un million de véhicules de la circulation. La stratégie du Canada sur les carburants renouvelables est un élément clé pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada ainsi que pour assurer une harmonisation avec la politique américaine sur les changements climatiques. Les carburants renouvelables visent également à atteindre les objectifs européens en matière de changements climatiques.
Selon une association de carburants renouvelables les prix de gros du diesel et du mazout de chauffage utilisés pour 2011 sont trop faibles comparés aux prix de marché observés. Ils affirment également qu’Environnement Canada utilise un taux de croissance de moins de 1 % par an, alors qu’ils considèrent qu’une croissance de 5 % par an est plus réaliste.
Il est reconnu que l’analyse varie beaucoup selon les prévisions des prix du diesel et du mazout de chauffage pour la période concernée. Or, il s’agit de paramètres particulièrement difficiles à prédire de façon très sûre étant donné les fluctuations importantes des prix que les marchés du pétrole brut ont connues récemment. Le prix du carburant dans l’analyse du RÉIR est basé sur les prévisions les plus récentes du prix du pétrole provenant de RNCan. Ces prévisions indiquent un taux de croissance moyen de 2 % au cours de la période de 25 ans considérée. Cela est conforme aux prévisions de l’EIA Annual Energy Outlook 2011. La prévision de prix utilisée dans l’analyse du RÉIR correspond à 120 $ le baril de pétrole en 2035, alors que la prévision de prix de l’EIA en 2011 pour 2035 était d’environ 125 $ le baril; en utilisant les hypothèses de croissance proposée par l’association de carburants renouvelables, le prix en 2035 serait supérieur à 300 $ le baril de pétrole brut.
Prix de l’HVH
Un intervenant de l’industrie pétrolière a indiqué que le prix de l’huile végétale hydrotraitée ayant servi à l’analyse était trop bas.
Il est difficile de prédire le prix de l’HVH sur la période de 25 ans que couvre l’analyse. L’estimation ayant servi à l’analyse a été fournie par l’industrie, par le biais d’une enquête menée par les consultants.
Volumes de kérosène et d’HVH
Selon l’industrie des carburants renouvelables, il n’est pas nécessaire d’utiliser du kérosène ou de l’HVH pour respecter l’exigence de 2 %.
Il s’agit d’une hypothèse qu’Environnement Canada pouvait difficilement émettre de son propre chef. Cette analyse repose sur les points de vue exprimés par l’industrie au consultant. Selon l’industrie pétrolière, un peu de kérosène sera nécessaire, notamment dans les régions plus froides de l’est du Canada. Environnement Canada a mené une analyse de sensibilité sur les volumes de kérosène avec un scénario sans kérosène dans le mazout de chauffage et un scénario sans kérosène du tout. Les modifications engendrent un coût net dans les deux scénarios.
Des utilisateurs de carburant et une industrie pétrolière du Canada atlantique ont indiqué que le coût pour les consommateurs était sous-estimé.
Environnement Canada estimait, dans le cadre du RÉIR, une augmentation moyenne des prix du diesel de 0,33 cent par litre à la pompe, ce qui augmente de 260 $ le coût d’exploitation annuel d’un camion gros porteur à longue distance qui consomme 80 000 litres de carburant diesel par an. Cette estimation reposait sur les prévisions de coûts d’investissement et de fonctionnement communiquées par les raffineurs/ distributeurs, et était basée sur l’hypothèse que tous les coûts encourus par ces derniers pour acheter le biodiesel et l’intégrer dans le stock de diesel seraient répercutés sur les consommateurs, au dollar près, et répartis équitablement sur l’ensemble du carburant vendu, mélangé ou non. En réalité, il incombera à chacun des raffineurs/distributeurs de définir sa propre stratégie de tarification, mais l’on peut s’attendre à ce que toutes les augmentations de coûts se répercutent sur l’augmentation moyenne estimée.
Une association concernée a indiqué que certains résultats positifs très importants liés aux modifications n’étaient pas mentionnés dans le RÉIR (notamment l’augmentation de la production de canola).
Les tarifs internationaux de l’huile végétale seront le facteur le plus important pour en déterminer les prix nationaux. L’hypothèse essentielle apportée par l’analyse d’Agriculture et Agroalimentaire Canada est que l’engagement sur le biodiesel pris au Canada n’aura pas de répercussion mesurable sur les tarifs internationaux et que, de ce fait, son incidence sur les prix nationaux sera minime. Agriculture et Agroalimentaire Canada reconnaît cependant que la proximité des installations de production de biodiesel pourrait avoir quelques répercussions locales, mais ces dernières devraient être faibles et n’avoir que peu ou pas d’incidences sur le niveau général de production agricole à l’échelle nationale.
Aux fins de la mise en œuvre des exigences du Règlement, Environnement Canada entreprend certaines activités de promotion de la conformité. Ces activités auront pour objectif de sensibiliser et d’encourager la collectivité réglementée afin d’atteindre un niveau élevé de conformité générale aussitôt que possible pendant le processus de mise en œuvre réglementaire. Elles devraient comprendre notamment :
la rédaction et la distribution des documents de base de promotion de la conformité (dont des notes explicatives) à l’échelle nationale aux personnes réglementées et aux parties intéressées;
la concentration sur les personnes réglementées qui seraient le plus touchées par le Règlement dans les premières années;
sur demande, la diffusion des renseignements supplémentaires, des renseignements propres à l’industrie ou des renseignements ciblés à l’échelle régionale, selon une approche personnalisée à une date ultérieure;
la formation du personnel d’Environnement Canada affecté à la promotion de la conformité de façon exhaustive pour répondre aux questions techniques ou réglementaires des personnes réglementées.
Le Règlement comprend déjà des dispositions qui imposent une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage, selon les volumes annuels. Les modifications appliquent cette exigence en fournissant la date d’entrée en vigueur pour cette exigence. Une fois publiées, les modifications seront traitées à l’aide des activités et documents ci-dessus.
Au fur et à mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du Règlement, il est prévu de diminuer l’importance des activités pour que l’information serve uniquement de soutien. Des activités de promotion de la conformité seront révisées de temps à autre afin de garantir que le Règlement est mis en œuvre de la façon la plus efficace et efficiente possible.
Puisque le Règlement est adopté en vertu de la Loicanadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE (1999)], les agents d’exécution de la loi appliqueront, lors de la vérification de la conformité, la Politique de conformité et d’application mise en œuvre en vertu de cette loi. Cette politique s’appliquerait aussi au moment de vérifier la conformité avec les modifications.
La Politique établit également l’éventail des interventions qui pourront être faites en cas d’infraction, dont les avertissements, les directives, les ordonnances d’exécution en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites et autres mesures de protection de l’environnement [qui peuvent remplacer un procès, une fois que des accusations ont été portées pour une infraction présumée à la LCPE (1999)]. En outre, la Politique précise les cas où Environnement Canada a recours à des poursuites au civil intentées par la Couronne pour recouvrer des frais.
La nature de l’infraction présumée : il convient notamment de déterminer la gravité des dommages, s’il y a eu action délibérée de la part du contrevenant, s’il s’agit d’une récidive et s’il y a eu tentative de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon ou d’une autre, les objectifs et les exigences de la Loi.
L’efficacité du moyen employé pour obliger le contrevenant présumé à obtempérer : le but visé consiste à faire respecter le Règlement dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Il faut entre autres tenir compte du dossier du contrevenant concernant l’observation de la Loi, de la volonté du contrevenant à coopérer avec les agents d’application de la loi et de la preuve que des mesures correctives ont été prises.
Environnement Canada surveillera la teneur en carburant renouvelable dans l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, ainsi que l’observation du Règlement.
Aucune norme de service n’est associée aux modifications.
La mesure du rendement des activités réglementaires pour veiller à ce qu’elles continuent de respecter leurs objectifs initiaux est une importante responsabilité du ministère chargé de la réglementation. Les activités réglementaires nécessaires aux modifications seront prises en compte au moment de mesurer le rendement du Règlement sur les carburants renouvelables. L’évaluation du rendement du Règlement et la rédaction du rapport à ce sujet se dérouleront dans le cadre de plusieurs activités d’évaluation réglementaire dont la portée de l’analyse variera et qui seront menées de concert avec d’autres partenaires, au besoin. L’évaluation et le rapport, ainsi que les diverses exigences en matière d’évaluation et de rapport applicables au Règlement, tiendraient également compte des exigences réglementaires des modifications.
D’autres détails sur l’évaluation, l’établissement de rapports et les activités d’évaluation du Règlement sur les carburants renouvelables se trouvent dans le RÉIR publié avec le Règlement le 1er septembre 2010 dans la Partie II de la Gazette du Canada (voir référence 28).
Un plan de mesure et d’évaluation du rendement (PMER) détaillé a été conçu pour le Règlement sur les carburants renouvelables. Le PMER est en cours de révision pour que soit ajoutée la proposition de la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage. On pourra obtenir sur demande le PMER révisé auprès d’Environnement Canada. Les diverses évaluations qui portent sur le Règlement sont soulignées ci-dessous.
Le Règlement sur les carburants renouvelables a pour objectif de réduire les émissions de GES en prévoyant une teneur moyenne de 5 % en carburant renouvelable dans la majeure partie de l’essence produite ou importée, ce qui contribuerait à protéger les Canadiens et les Canadiennes et l’environnement des impacts du changement climatique. Les modifications ont pour objectif de réduire davantage les émissions de GES en exigeant une teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans la majeure partie du diesel et du mazout de chauffage produits ou importés. Le Règlement et les modifications appuient l’objectif de la Stratégie sur les carburants renouvelables visant à élargir la production canadienne de carburants renouvelables en assurant la demande de carburants renouvelables sur le marché. On estime que le Règlement réduirait les GES d’environ 1 Mt d’éq CO2 de plus par année.
Le Règlement sur les carburants renouvelables et les modifications cherchent à influencer les fournisseurs principaux et autres entités comme celles qui travaillent au mélange ou à la vente du carburant qui choisissent de participer au mécanisme d’échange commercial.
Le rendement des modifications sera mesuré avec le Règlement, au moyen d’un ensemble d’indicateurs stratégiques. Les indicateurs seront également élaborés pour refléter les activités que le gouvernement et les parties réglementées mettraient en branle. Ces indicateurs seraient évalués pour que l’on puisse déterminer si les résultats à moyen et à long terme ont été atteints. Les indicateurs élaborés pour le Règlement sur les carburants renouvelables seront ajustés, le cas échéant, pour que soit ajoutée la proposition de la teneur moyenne de 2 % en carburant renouvelable dans le diesel et le mazout de chauffage.
Les résultats immédiats qui serviront au suivi sur le rendement du Règlement, ainsi que les indicateurs stratégiques de surveillance de ce rendement, seront aussi ajustés pour que l’on tienne compte de la modification de l’exigence de 2 %. Ces résultats seront atteints au moyen d’une suite d’activités liées à l’élaboration et à la mise en œuvre du Règlement, dont les modifications.
En plus d’évaluer le rendement et d’en rendre compte comme il est décrit ci-dessus, plusieurs évaluations officielles du Règlement, des modifications et des activités à l’appui seront faites au moyen de différentes initiatives. Elles comprennent le plan d’évaluation des composantes d’Environnement Canada relatives à la réglementation de la teneur en carburant renouvelable dans l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, qui peuvent aussi englober des données de sources externes ou de documents publiés à l’appui d’une analyse élargie. Le plan de cette évaluation sera orchestré au cours de l’exercice 2011-2012.
Les autres répercussions indirectes du Règlement et des modifications, comme celles sur le milieu agricole, les producteurs de carburants renouvelables et autres secteurs, seront surveillées, le cas échéant, au moyen de l’évaluation d’autres programmes qui appuient la Stratégie sur les carburants renouvelables, gérés par Agriculture et Agroalimentaire Canada. Plus particulièrement, RNCan évaluera son programme écoÉNERGIE pour les biocarburants, et AAC mènera une évaluation de son Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants en 2010-2011 et coordonnera une analyse de la Stratégie sur les carburants renouvelables en 2010-2011.
Téléphone : 819-953-4673
Luis G. Leigh
www.ec.gc.ca/lcpe-cepa/fra/reglements/detailreg.cfm?intReg=186
« Rapport de faisabilité technique — Ajout d’une moyenne annuelle de 2% de diesel renouvelable dans le stock de distillat du Canada d’ici 2011 », RNCan.
L’avis d’intention se trouve à l’adresse gazette.gc.ca/rp-pr/p1/2006/2006-12-30/html/notice-avis-fra.html.
Des renseignements additionnels sur le programme se trouvent à l’adresse www.ecoaction.gc.ca/index-fra.cfm.
Des renseignements additionnels sur le programme se trouvent à l’adresse www.sdtc.ca/index.php?page=home&hl=fr_CA.
Le point de trouble est la température à laquelle des matières dissoutes dans un liquide ne sont plus complètement solubles.
Le point d’écoulement est la température la plus basse à laquelle le pétrole ou d’autres liquides se transvideront dans des conditions standards.
Veuillez noter que les chiffres qui précèdent en ce qui concerne la production, les ventes, les importations et les exportations ne s’élèvent pas à la somme indiquée en raison notamment de changements dans les inventaires, de la consommation des produits par les raffineries mêmes et autres.
Le terme « biodiesel » désigne collectivement un diesel renouvelable produit à partir de canola, de soya et de graisses animales (suif) par trans-estérification classique. « Les esters méthyliques de l’acide gras du canola » font référence au biodiesel fait à partir d’huile de canola, « les esters méthyliques de l’acide gras du soya » font référence au biodiesel d’huile de soya et « les esters méthyliques de l’acide gras du suif » font référence au biodiesel fait à partir de suif.
L’huile végétale hydrotraitée est un diesel renouvelable produit à l’aide de processus d’hydrotraitement et d’isomérisation. Ce diesel renouvelable est indiscernable du diesel provenant de combustibles fossiles.
Garrain, D.; Herrera, I.; Lago, C.; Lechon, Y.; and Saez, R. (2010). Renewable Diesel Fuel from Processing of Vegetable Oil in Hydrotreatment Units: Theoretical Compliance with European Directive 2009/28/EC and Ongoing Projects in Spain. Smart Grid and Renewable Technology, 2010 (1) 70-73.
[traduction] Mise à jour de l’analyse coût-avantage du Règlement sur les carburants renouvelables proposée pour l’exigence de 2%, Rapport final, EcoRessources, décembre 2010.
Les données historiques ont été obtenues de la publication Approvisionnement et utilisation des produits pétroliers raffinés au Canada de Statistique Canada, 2010.
[traduction] Mise à jour de l’analyse coût-avantage du Règlement sur les carburants renouvelables proposé pour l’exigence de 2 %, Rapport final, ÉcoRessources, décembre 2010.
B2, B5 et B20 font référence aux carburants mélangés contenant 2 %, 5 % et 20 % de biodiesel par volume en diesel conventionnel.
Energy Information Administration (EIA, 2010) Refiner Petroleum Product Prices by Sales Type. Disponible en ligne à l’adresse suivante (en anglais seulement) : tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pri_refoth_dcu_nus_m.htm.
Banque du Canada (2010). Moyenne mensuelle et annuelle des taux de change. Site Web : www.banqueducanada.ca/fr/taux/echange_avg_pdf-f.html.
BBI Biofuels Canada (2006). Economic Impact Study for a Canola-Based Biodiesel Industry in Canada. Préparé pour le Conseil canadien du canola, 146 p.
Shumaker, G. A., McKissick, J., Ferland, C., et Doherty, B. (2002). A Study on the Feasibility of Biodiesel Production in Georgia.
Notez que si une partie des coûts de production de biodiesel au Canada est subventionnée par le gouvernement canadien, cette partie des coûts sera techniquement ressentie par les contribuables canadiens plutôt que par le raffineur/négociants et les mélangeurs et les consommateurs de carburant.
Le coût socio-économique par tonne est calculé en soustrayant la somme de tous les avantages non GES du total des coûts de la proposition, puis en divisant par le nombre de tonnes de GES réduits grâce à la mesure.
Watkiss et Downing (2008), « The Social Cost of Carbon: Valuation estimates and their use in UK policy ». IAJ The Integrated Assessment Journal, Bridging Sciences & Policy, vol. 8, no. 1 ( 2008), p. 85-105.
Accès : gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2010/2010-09-01/html/sor-dors189-fra.html.
Les renseignements présentés au cours de la séance d’information se trouvent à l’adresse www.ec.gc.ca/energie-energy/default.asp?lang=Fr&n=BDB8F633-1.
Les enjeux techniques soulevés et les moyens proposés pour les aborder se trouvent à l’adresse www.ec.gc.ca/registrelcpe/documents/participation/carburants_renouvelables/defaut.cfm.