La Gazette du Canada, Partie I, volume 157, numéro 50 : Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)

Le 16 décembre 2023

Fondement législatif
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

Ministères responsables
Ministère de l’Environnement
Ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

Enjeux

Les gaz à effet de serre (GES) contribuent grandement aux changements climatiques. Le rapport d’inventaire national (RIN) de 2023 indique qu’en 2021, le secteur pétrolier et gazier était responsable de 28 % des émissions de GES du Canada, soit 189 Mt d’éq. CO₂. Ce secteur est donc le plus gros émetteur de GES au Canada. En 2021, il constituait également la plus grande source d’émission de méthane (CH₄), représentant environ 40 % des émissions de méthane au pays. Les mesures actuelles, conçues pour permettre une réduction de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2025, ne seront pas suffisantes pour que le Canada puisse respecter son nouvel engagement en matière de méthane, à savoir une réduction d’ici à 2030 d’au moins 75 % de ses émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier par rapport aux niveaux de 2012.

Contexte

Le méthane est le principal composant du gaz naturel et il figure dans la liste des substances toxiques (élément n^o 66) de la partie 2 de l’annexe 1 de la LCPE. Les installations pétrolières et gazières sont les plus gros émetteurs industriels de méthane au Canada. La plupart des émissions de méthane de ce secteur proviennent des activités en amont, c’est-à-dire de la production et du traitement sur le terrain du brut léger et lourd, du bitume, du gaz naturel et des condensats de gaz naturel. La majorité des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier proviennent de sources fugitives (rejets non intentionnels) ou de l’évacuation de gaz (rejets intentionnels).

Le méthane est un polluant à courte durée de vie qui contribue aux changements climatiques et dont la durée de vie dans l’atmosphère est relativement courte par rapport à celle du CO₂ et d’autres GES à plus longue durée de vie. Son potentiel de réchauffement global est 84 fois supérieur à celui du CO₂ sur une période de 20 ans et au moins 25 fois supérieur à celui du CO₂ sur une période de 100 ans. En raison du pouvoir réchauffant et de la courte durée de vie du méthane, la réduction des émissions de ce gaz peut avoir des effets bénéfiques importants sur le climat à court terme.

Aussi, le gouvernement du Canada est-il déterminé à prendre des mesures pour lutter contre les changements climatiques. En décembre 2015, le Canada et ses partenaires internationaux ont conclu l’Accord de Paris, une entente visant à renforcer la lutte contre les changements climatiques, à limiter l’augmentation de la température moyenne mondiale à bien moins de deux degrés Celsius (2 °C) et à soutenir les efforts entrepris pour limiter l’augmentation de la température à 1,5 °C par rapport aux niveaux préindustriels. Dans le cadre de ses engagements pris en vertu de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire ses émissions nationales de GES de 30 % d’ici 2030.

Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, publié en 2016, a été élaboré avec les provinces et les territoires et en collaboration avec les peuples autochtones — pour que le Canada atteigne ses cibles de réduction de ses émissions, que son économie croisse et qu’il renforce sa résilience face aux changements climatiques. Ce plan a permis de commencer à élaborer la réglementation fédérale sur le méthane.

En avril 2018, la rédaction du Règlement a été achevée dans le cadre de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE]. Le Règlement visait à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2025. Les exigences relatives aux émissions fugitives, aux complétions de puits et à l’entretien des compresseurs sont entrées en vigueur en janvier 2020, et celles concernant les évacuations générales de gaz, les dispositifs pneumatiques et les nouveaux compresseurs sont entrées en vigueur en janvier 2023.

Par ailleurs, des provinces ont élaboré de nouvelles exigences réglementaires pour gérer les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier. Les provinces de l’Alberta et de la Colombie-Britannique ont modifié leurs règlements en la matière en 2018 et la Saskatchewan a publié de nouveaux règlements en 2019. Les provinces ont également modifié leurs règlements au début de l’année 2020 afin de mieux s’aligner sur la réglementation fédérale applicable sur leurs territoires respectifs. À la fin de l’année 2020, le gouvernement a reconnu que les règlements provinciaux sur le méthane permettaient d’obtenir des résultats équivalents à ceux du règlement fédéral en ce qui a trait à la réduction des émissions. Ainsi, le Règlement ne s’applique pas en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan. L’Accord d’équivalence Canada-Saskatchewan expire le 31 décembre 2024, l’Accord d’équivalence Canada–Colombie-Britannique, le 25 mars 2025 et l’Accord d’équivalence Canada-Alberta, le 26 octobre 2025.

En 2021, lors de la 26^e Conférence des parties à la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques, le Canada s’est joint à 110 autres pays pour approuver l’Engagement mondial sur le méthane, en vertu duquel les pays s’engagent à prendre des mesures économiques pour réduire les émissions de méthane de 30 % d’ici à 2030. Dans le cadre de cet engagement, le Canada a été le premier pays à viser l’objectif d’une réduction des émissions de méthane dans le secteur du pétrole et du gaz d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012, d’ici à 2030. Cette initiative s’appuie sur les engagements que le Canada avait pris précédemment en vue d’atteindre un objectif de réduction de 40 à 45 % d’ici à 2025. En décembre 2021, un rapport d’examen fédéral intitulé Examen du règlement canadien sur le méthane dans le secteur du pétrole et du gaz en amont a été publié; il concluait que le Canada est en bonne voie pour atteindre son objectif de réduction des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d’ici à 2025.

Le Plan de réduction des émissions pour 2030, élaboré en vertu de la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, a été publié le 29 mars 2022. Il décrit les mesures qui entraînent déjà d’importantes réductions d’émissions ainsi que les mesures proposées qui permettront d’obtenir les réductions d’émissions à l’échelle de l’économie nécessaires au respect des engagements internationaux du Canada en matière de lutte contre les changements climatiques. Le plan indique que le gouvernement continue d’œuvrer pour réduire les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2030, tout en promouvant des technologies propres afin de poursuivre la décarbonisation de ce secteur. Parallèlement, le gouvernement du Canada a publié un document de travail pour recueillir des avis sur la manière de renforcer le Règlement. Les réponses obtenues dans le cadre de ce processus de consultation ont permis de définir la voie à suivre. En septembre 2022, le Ministère a publié le document intitulé Plus vite et plus loin : La stratégie canadienne sur le méthane. Ce document souligne les défis et possibilités qui se présentent dans ce secteur dans le cadre de la mise en œuvre de mesures d’atténuation visant à réduire les émissions des sources les plus importantes de méthane et réitère l’engagement du Canada de renforcer sa réglementation sur le méthane afin de réduire d’au moins 75 % les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2030, et de publier les modifications proposées au Règlement en 2023.

Objectif

Les modifications proposées visent à permettre une réduction des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2030. Ces modifications entraîneraient une réduction des émissions de GES au Canada, ce qui contribuerait au respect des engagements internationaux du pays en matière de lutte contre les changements climatiques. En outre, le méthane étant un polluant à courte durée de vie qui contribue aux changements climatiques et dont les effets à court terme sont importants, ces réductions contribueraient à ralentir le rythme du réchauffement climatique à court terme.

Description

Les modifications proposées élargiraient le champ d’application actuel du Règlement et le rendraient plus strict.

Le projet de règlement s’appuie sur les exigences réglementaires existantes, en mettant l’accent sur une réduction maximale des émissions et en garantissant que toutes les mesures concrètes prévues seront mises en place d’ici 2030. Il s’appliquerait aux installations pétrolières et gazières terrestres en amont, intermédiaires et de transport. Il étendrait la gestion des émissions fugitives et d’autres exigences aux émissions provenant d’équipements. Les modifications proposées prévoiraient également une option de mise en conformité axée sur le rendement, conçue pour mettre l’accent sur les résultats en matière d’émissions, plutôt que pour imposer une mesure spécifique de mise en conformité.

Approche réglementaire

Émissions liées à l’évacuation

Les mesures proposées interdiraient l’évacuation du gaz naturel dans l’environnement, avec certaines exemptions. Elles porteraient ainsi sur les évacuations opérationnelles, ainsi que sur les évacuations temporaires (qui ont lieu durant les activités de maintenance ou en amont de celles-ci).

• Les modifications proposées interdiraient aux exploitants de rejeter intentionnellement des gaz d’hydrocarbures dans l’atmosphère. Tous les équipements sous pression, par exemple les dispositifs pneumatiques, les réservoirs de produits, les séparateurs, les déshydrateurs et les compresseurs, doivent être physiquement reliés à des équipements de conservation ou de destruction.
• Les exploitants seraient autorisés à évacuer des gaz d’hydrocarbures lors d’une maintenance planifiée de l’équipement ou d’une baisse temporaire de la pression lorsque des mesures sont prises pour limiter le plus possible l’évacuation des gaz d’hydrocarbures dans l’atmosphère.

Exceptions : sécurité, mauvaise qualité du gaz, prévention des interruptions prolongées de l’approvisionnement en gaz pour le public.

À compter de 2027, les installations qui augmentent leur production de gaz devront concevoir et utiliser des systèmes leur permettant d’éliminer l’évacuation. Toutes les installations du secteur seront assujetties aux nouvelles exigences en 2030.

Gestion des émissions associées à la combustion des gaz d’hydrocarbures

Les mesures proposées obligeraient les exploitants à gérer les émissions durant la combustion des gaz d’hydrocarbures.

• Équipement de conservation et de destruction des gaz d’hydrocarbures
  • Les systèmes de combustion utilisés conformément aux modifications proposées devront atteindre une efficacité de conversion du carbone d’au moins 98 %. Le système devra fonctionner avec une veilleuse, un dispositif d’allumage automatique et un système de détection de défaut de flamme.
  • Exceptions : les systèmes d’oxydation catalytique (dont l’efficacité est d’au moins 85 %) peuvent être utilisés pour les petits volumes de gaz ne dépassant pas 60 m³ par jour.
• Torchage
  • Le torchage des gaz d’hydrocarbures, sauf quand il est utilisé pour éviter un risque grave pour la santé ou la sécurité humaine résultant d’une situation d’urgence, devra être justifié par une étude technique concluant que les conditions d’utilisation des gaz d’hydrocarbures pour la production de chaleur ou d’énergie utile ne sont pas réunies.
  • À compter de 2027, les installations qui augmentent leur production de gaz devront concevoir et utiliser des systèmes leur permettant de limiter les émissions issues de la combustion et d’éliminer le torchage systématique, dans la mesure du possible. Toutes les installations du secteur seront assujetties aux nouvelles exigences en 2030.

Gestion des émissions fugitives

Les mesures proposées viseraient les émissions non intentionnelles, c’est-à-dire les émissions fugitives.

Les modifications proposées prévoient l’intégration d’une approche fondée sur le risque dans le cadre de l’application du programme de gestion des émissions fugitives. Les installations les plus susceptibles d’émettre du méthane (installations de type 1) devraient être inspectées sur une base trimestrielle, tandis que les installations moins susceptibles d’émettre du méthane (installations de type 2) devraient faire l’objet d’une inspection par année. Toutes les installations devront effectuer des inspections de vérification et faire l’objet d’au moins une inspection annuelle réalisée par un vérificateur. Toutes les inspections complètes doivent être effectuées à l’aide d’instruments dont la limite de détection minimale est de 500 ppm. Lorsque des émissions sont détectées, dans le cadre d’une inspection ou autrement, les réparations nécessaires doivent être effectuées dans un délai dépendant du taux d’émission (les émissions les plus importantes devraient être traitées rapidement — en 24 heures ou 7 jours — alors que les émissions plus faibles, inférieures à 1 kg/h, peuvent l’être dans un délai de plusieurs mois).

Les exigences relatives aux instruments pouvant être utilisés dans le cadre des inspections complètes intégreraient par renvoi les méthodes d’analyse élaborées par l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis, présentées dans le Code of Federal Regulations des États-Unis, afin de permettre l’adoption d’une approche nord-américaine cohérente en matière d’utilisation d’instruments. Par exemple, la méthode 21 de l’EPA, une méthode d’analyse précise, est utilisée pour la détection de fuites sur les équipements d’installations industrielles. Depuis les années 1970, elle constitue, dans le cadre des règlements de l’EPA, un outil essentiel permettant de réduire la pollution de l’air et de protéger la santé publique.

Les mesures proposées connexes entreraient en vigueur le 1^er janvier 2027 pour toutes les installations, étant donné que les modifications prévues par ces mesures peuvent être effectuées sans qu’il soit nécessaire de modifier l’infrastructure des installations.

Approche axée sur le rendement 

Cette mesure proposée prévoit l’adoption d’une autre approche de la mise en conformité avec le Règlement, qui repose sur l’installation de systèmes de surveillance continue pour les sources potentielles d’émission de méthane des installations. En cas de détection d’émissions de méthane, des mesures d’atténuation doivent être prises dans des délais déterminés en fonction du taux d’émission. Lorsque les émissions détectées dépassent un seuil de gestion de 10 kg/h, une analyse de l’événement doit également être réalisée dans le cadre des mesures d’atténuation. Cette voie de conformité remplace les autres exigences décrites en matière d’évacuation et d’émissions fugitives.

Les modifications proposées connexes entreraient en vigueur le 1^er janvier 2027 et constitueraient une option de mise en conformité envisageable pour toutes les installations.

Suppression de l’application aux installations extracôtières

Les modifications proposées supprimeraient les exigences de conformité spécifiques au secteur extracôtier du Règlement. Cette modification permettrait d’éviter le dédoublement avec le règlement proposé par Ressources naturelles Canada pour l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières, qui comprendrait des mesures spécifiques pour lutter contre les émissions de méthane dans le secteur extracôtier.

Modifications administratives au Règlement

Les modifications apporteront des changements d’ordre administratif au Règlement. Les définitions qui ne sont plus nécessaires pour la modification réglementaire seront supprimées : complétion, fracturation hydraulique, pompe pneumatique, rapport gaz-pétrole, reflux, régulateur pneumatique et taux de purge nominal. La référence à la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) a été mise à jour. De plus, le concept de santé et de sécurité tel qu’il est appliqué dans diverses parties du Règlement a été uniformisé.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le ministère de l’Environnement (le Ministère) a consulté les gouvernements provinciaux et territoriaux, les partenaires autochtones, les représentants de l’industrie et des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), les universitaires et les experts, d’autres ministères, des partenaires internationaux et le public. Depuis mars 2022, le Ministère a reçu 140 soumissions en réponse à deux publications et a organisé trois webinaires publics et plus de 80 réunions.

La publication d’un document de travail en mars 2022 a donné lieu à des consultations publiques officielles sur la manière d’atteindre la cible du Canada revue à la hausse en matière d’émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz, à savoir une réduction d’au moins 75 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 2012. Le document de travail présentait, à un niveau élevé, d’éventuelles mesures supplémentaires que l’on pourrait mettre en œuvre en élargissant le champ d’application du Règlement et en le rendant plus strict grâce à des modifications de la réglementation. En s’appuyant sur les premiers commentaires reçus, une proposition de cadre réglementaire (le cadre) a été publiée en novembre 2022. Le cadre présentait une approche plus détaillée de la gestion des rejets de méthane, source par source, en élargissant le champ d’application du Règlement et en le rendant plus strict, et les intervenants intéressés étaient invités à formuler des commentaires à ce sujet. Dans ce cadre, les exigences s’appliqueraient à un plus grand nombre de sources, la plupart des exclusions seraient supprimées et de nombreuses sources individuelles d’émissions de méthane seraient contraintes de ne plus émettre ce gaz. Le Ministère a continué à se montrer ouvert à l’idée d’inclure des éléments fondés sur le rendement dans les modifications de la réglementation.

Commentaires des industriels

Le Ministère a engagé de nombreuses discussions avec des associations industrielles telles que l’Association canadienne des producteurs pétroliers, l’Association des explorateurs et des producteurs du Canada, l’Association canadienne du gaz, ainsi qu’avec des sociétés pétrolières et gazières. Ce groupe de parties prenantes s’est montré généralement favorable à l’idée de travailler à la réalisation de l’objectif gouvernemental d’une réduction d’au moins 75 % des émissions de méthane d’ici 2030, mais s’est inquiété des coûts éventuels, du manque de souplesse du cadre et de l’application stricte de normes spécifiques ne tenant pas compte de la sécurité de l’exploitation des installations.

Les entreprises étaient préoccupées par les défis liés aux coûts et à la faisabilité technique, découlant souvent des caractéristiques propres aux régions, aux sous-secteurs et aux installations. Certaines parties prenantes ont demandé des assouplissements, qui permettraient par exemple d’accorder plus de temps aux installations existantes pour se mettre en conformité, afin de remédier à l’inégalité de la répartition des coûts et aux problèmes de faisabilité technique dans le secteur du pétrole et du gaz. Le Ministère a également reçu un soutien important en ce qui concerne la mise en œuvre d’une approche basée sur le rendement, qui est généralement considérée comme étant l’attribution d’un objectif d’émissions sans indication spécifique sur la manière de l’atteindre.

Plusieurs entreprises ont reconnu que leurs objectifs de développement durable s’alignaient sur des objectifs de réduction importante des émissions de méthane définis dans leurs politiques climatiques internes, et deux grandes entreprises ont indiqué qu’elles souhaitaient ne plus émettre du tout de méthane d’ici 2030.

Le Ministère reconnaît l’hétérogénéité du secteur pétrolier et gazier. Pour en tenir compte, les modifications proposées prévoiraient un échelonnement des dates d’entrée en vigueur des mesures réglementaires, à partir de 2027, avec une mise en conformité totale du secteur d’ici 2030. Cette approche de la mise en œuvre consisterait à étaler les coûts de mise en conformité sur plusieurs années et permettrait à certaines installations de retarder les investissements nécessaires à leur mise en conformité ou, dans certains cas, aux sites de production en fin de vie d’éviter de nouvelles dépenses d’investissement.

Une approche basée sur le rendement est également proposée comme option pour les sites réglementés. Cette approche serait rendue possible par un programme à participation volontaire qui permettrait l’utilisation d’un système de surveillance continue pour surveiller les émissions, suivre les problèmes et organiser la gestion des émissions. Cette approche permettrait d’atteindre les objectifs de réduction des émissions tout en laissant à chaque installation la possibilité de réduire le plus possible les coûts en fonction de ses besoins spécifiques.

Certains commentaires des représentants de l’industrie suggèrent d’ajuster les délais de mise en conformité en ce qui concerne la détection et la réparation des fuites dans les petites installations, et de retarder l’application des exigences relatives au captage du gaz émis lors des purges de gazoducs ou au déploiement de certaines technologies propres.

En conciliant la nécessité de réduire le plus possible les émissions et les préoccupations concernant la faisabilité pour les installations de petite taille ou éloignées, les modifications proposées suivent une approche basée sur le risque en matière d’inspections des émissions fugitives qui se concentre sur les installations dont les équipements sont les plus susceptibles d’émettre du gaz. Cette approche vise à concentrer les activités d’inspection là où elles sont le plus à même de réduire efficacement les émissions.

Certains représentants de l’industrie ont fait remarquer que les coûts de mise en conformité et les défis techniques auxquels sont confrontées les installations extracôtières du Canada sont différents de ceux auxquels font face les installations terrestres.

Le Ministère a également noté que les réseaux de distribution résidentiels posaient un problème de réglementation, principalement en raison de la grande taille de l’infrastructure de distribution et du coût marginal élevé de la réduction des émissions. De plus, le Ministère a pris note qu’il était essentiel de garantir la fiabilité des réseaux de distribution. Les mesures de réduction des émissions de méthane provenant des réseaux de distribution de gaz naturel dans les zones municipales du Canada seront examinées par le Ministère séparément des modifications proposées.

Par ailleurs, les représentants de l’industrie ont exprimé des inquiétudes quant à la nécessité de s’aligner sur d’autres instruments, et notamment sur les exigences fédérales et provinciales. Ils ont fait remarquer que la réduction des émissions de méthane provenant des moteurs fixes pourrait avoir des répercussions sur les décisions en matière d’investissements nécessaires à la mise en conformité avec le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques (RMSPA).

Le Ministère collabore en interne et avec d’autres ministères pour veiller à ce que les différentes politiques fédérales visant le secteur pétrolier et gazier soient complémentaires. Il continue également à échanger des informations avec l’EPA des États-Unis et à suivre les progrès réalisés par les États-Unis dans l’élaboration de leurs propres réglementations renforcées. En ce qui concerne la réglementation des émissions de méthane provenant des moteurs fixes, le Ministère compte se pencher sur la question des moteurs fixes et de leur impact sur les émissions de polluants atmosphériques et de GES, en modifiant ultérieurement le RMSPA.

Les représentants de l’industrie ont également souligné l’importance de veiller à ce que les exigences réglementaires offrent de la souplesse permettant de garantir la sécurité de l’exploitation des installations. Le Ministère a noté que les opérations de torchage et certaines évacuations d’urgence pouvaient s’avérer nécessaires dans certains cas pour que les installations fonctionnent en toute sécurité.

Pour répondre aux préoccupations en matière de sécurité, les modifications proposées prévoient des exceptions précises lorsque la sécurité du fonctionnement des installations est compromise, notamment en cas d’événements imprévus.

Les industriels ont également demandé une aide financière pour la mise en œuvre de technologies propres ainsi que pour la surveillance et la déclaration des émissions. Le gouvernement du Canada a soutenu les initiatives de réduction des émissions de méthane par l’intermédiaire du Fonds de réduction des émissions et dans le cadre de son plan d’intervention économique pour répondre à la COVID-19. Le projet de Règlement ne prévoit pas de nouveau programme de financement spécifique.

Organisations non gouvernementales environnementales

Un certain nombre de discussions bilatérales ou multilatérales ont eu lieu avec des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), notamment avec les principales organisations travaillant sur la politique relative au méthane, telles que l’Institut Pembina, l’Environmental Defence Fund et la Fondation David Suzuki. Les ONGE se sont déclarées favorables aux mesures strictes décrites dans le cadre. Pour garantir l’intégrité de l’approche basée sur le rendement, les représentants des ONGE ont fait remarquer qu’il serait essentiel de disposer de données de haute qualité et vérifiables sur le rendement en matière d’émissions de méthane.

Le Ministère maintient l’orientation générale vers une approche source par source qui contraindra le plus grand nombre possible de sources d’émissions à ne plus émettre de gaz. L’option proposée, basée sur le rendement, est également présentée comme une autre solution de mise en conformité. Cette approche serait rendue possible par un programme de surveillance des émissions des installations, qui permettrait l’utilisation d’un système de détection continue des émissions afin d’organiser la gestion des émissions.

Parallèlement à la mise en œuvre d’une réglementation renforcée, le Ministère continuera à surveiller et à soutenir les mesures effectuées pour mieux comprendre les émissions de méthane. En outre, le Ministère continuera à soutenir Ressources naturelles Canada dans la création d’un centre d’excellence sur le méthane, qui permettra de s’assurer que les inventaires des émissions s’appuient sur les études les plus récentes en matière de mesures d’émissions.

En conciliant la nécessité de réduire le plus possible les émissions et les préoccupations concernant la faisabilité pour certaines installations, les modifications proposées suivent une approche basée sur le risque en matière d’inspections des émissions qui se concentre sur les installations dont les équipements sont les plus susceptibles d’émettre du gaz. Les modifications proposées prévoient également une nouvelle inspection annuelle, en imposant des inspections réalisées par des tiers pour les émissions fugitives.

Provinces et territoires

Le Ministère a orienté ses activités de mobilisation vers les principales provinces productrices de pétrole et de gaz, à savoir la Colombie-Britannique, l’Alberta et la Saskatchewan. Chacune de ces provinces réglemente les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier au moyen de règlements provinciaux. Le gouvernement fédéral a reconnu ces règlements provinciaux comme équivalents à ceux établis en vertu de la LCPE et a suspendu l’application des règlements fédéraux pour des périodes de cinq ans dans ces provinces.

Les représentants des provinces ont fait remarquer que leurs plans de réduction des émissions de méthane étaient en concurrence avec les objectifs fédéraux et qu’il serait important d’harmoniser les différentes approches à l’avenir. Les provinces ont souligné les caractéristiques régionales uniques de leurs secteurs pétrolier et gazier, certaines d’entre elles se déclarant intéressées par la possibilité de renouveler les accords d’équivalence.

Les représentants de certaines provinces ont fait part de leurs préoccupations et de leurs interrogations concernant la modélisation fédérale. Le Ministère a donc organisé une séance d’information technique ouverte au public en juin 2023 afin de partager des informations sur son approche en matière de modélisation et ses sources de données et s’est également montré prêt à mener des discussions sur ce sujet dans le cadre de réunions bilatérales.

Les représentants des provinces ont également manifesté leur intérêt pour les options de mise en conformité fondées sur le rendement. Ils ont indiqué qu’une conciliation entre les règlements normatifs et les approches basées sur le rendement pourrait s’avérer nécessaire.

Les modifications proposées intègrent l’approche de la réduction des émissions de méthane source par source décrite dans le cadre. En outre, elles imposent une inspection annuelle indépendante et prévoient une option basée sur le rendement et constituant une autre solution pour la mise en conformité des installations.

Les représentants des provinces ont également souligné l’importance de la fiabilité des réseaux de distribution pour garantir que le gaz naturel reste disponible pour le chauffage en hiver.

Le Ministère a pris en compte les préoccupations en matière de sécurité et a prévu des assouplissements afin de garantir que l’intégrité des systèmes et la sécurité soient prises en compte dans les modifications proposées, en particulier pour les événements imprévus.

Le Ministère n’a pas inclus les infrastructures de distribution de gaz naturel dans ces modifications réglementaires, mais envisagera une approche personnalisée pour le sous-secteur de la distribution indépendamment de la proposition actuelle.

Organisations autochtones

De façon générale, les organisations autochtones appuyaient la lutte contre les émissions de méthane par l’entremise de règlements techniques, et certaines d’entre elles ont souligné les avantages connexes potentiels de la réduction de la pollution atmosphérique.

Toutefois, elles ont soulevé des questions sur la façon dont l’approche tiendrait compte de certaines sources d’émissions, y compris les émissions de sources non ponctuelles provenant de zones plus vastes, comme les fronts d’avancement et les bassins exposés.

Le Ministère souligne que, bien que l’approche actuelle soit axée sur les installations en amont et intermédiaires, les sources diffuses ont été exclues en raison des possibilités technologiques limitées en matière d’atténuation. Cependant, les émissions fugitives de méthane provenant de sources diffuses sont maintenant visées par les récentes modifications apportées au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (Règlement sur le STFR).

Selon certains commentaires, plus de transparence en ce qui concerne les données sur les émissions locales est demandée et un intérêt pour la collaboration a été mentionné; il a été souligné que les Premières Nations locales pourraient jouer un rôle dans la détection des fuites de méthane.

Le Ministère continue d’appuyer les travaux de surveillance, de mesure, de déclaration et de vérification des émissions entrepris par les organismes scientifiques fédéraux, les groupes de recherche universitaire et les organismes de réglementation provinciaux, et d’y participer, afin de mieux comprendre les émissions de méthane, et il continuera de mobiliser les organisations autochtones à mesure que ces travaux progresseront.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Comme l’exige la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation des répercussions des traités modernes a été exécutée à l’égard de la proposition. Au moyen de l’évaluation, la portée géographique et l’objet des modifications proposées relativement aux traités modernes en vigueur ont été examinés. Selon l’évaluation, aucune obligation au titre des traités modernes n’a été révélée.

Choix de l’instrument

Un éventail d’options en matière de politiques a été défini dans le but d’atteindre la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030. Le processus d’évaluation du choix des instruments était axé sur les options qui pourraient efficacement réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier en amont. Trois options ont été envisagées : accroître la portée du système de tarification fondé sur le rendement (STFR), inclure la réduction des émissions de méthane dans le plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier (le « plafond ») proposé ou modifier le Règlement (les « modifications proposées »).

L’approche adoptée par le Canada au sujet de la tarification du carbone est souple et permet aux provinces et aux territoires de concevoir leur propre système de tarification répondant aux normes nationales minimales de rigueur (le « point de référence ») ou de choisir le système fédéral de tarification. Le système fédéral de tarification du carbone pour l’industrie, soit le STFR, est actuellement en vigueur au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Yukon et au Nunavut. Les installations visées par le STFR font partie de secteurs à risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone. Elles sont tenues d’offrir une indemnisation en payant le prix du carbone ou en remettant les unités de conformité admissibles pour chaque tonne d’émissions qui dépassent une limite d’émissions. Les installations qui émettent des émissions inférieures à leur limite d’émissions reçoivent des crédits excédentaires qu’elles peuvent vendre ou accumuler pour une utilisation future. Leurs limites d’émissions sont calculées selon les volumes de production et des normes de rendement établies en fonction des émissions par unité de production (normes fondées sur le rendement). Cela crée une mesure incitative tarifaire pour les installations visées afin qu’elles réduisent leurs émissions de GES. Le STFR n’a pas été considéré comme un outil efficace pour atteindre la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030 parce qu’il ne s’applique pas à l’échelle nationale et que, en tant système de tarification à l’échelle de l’économie, il vise les réductions les moins coûteuses et n’est pas conçu pour assurer un niveau précis de réduction des émissions d’un secteur ou d’une activité donné. De plus, en raison de l’hétérogénéité des installations de l’industrie pétrolière et gazière en amont, il n’a pas été jugé possible d’établir une norme fondée sur le rendement pour chaque type d’installation visé par les modifications proposées.

En juillet 2022, le gouvernement a publié un document de travail décrivant deux options possibles pour plafonner et réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier (le « plafond »). Ces deux options proposent d’adopter une approche souple basée sur le marché afin de mettre en œuvre le plafond. Par ailleurs, il est suggéré dans le document de travail que tous les GES soient couverts par le plafond, y compris le méthane. Les détails relatifs au plafond sont en cours d’élaboration. Toutefois, bien qu’une approche basée sur les marchés du carbone inciterait à réduire les émissions de méthane, elle donnerait aux installations la souplesse nécessaire pour déterminer quelles réductions d’émissions viser et, par conséquent, cette approche ne garantirait pas l’atteinte de la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030.

Compte tenu de la nature souple de la tarification du carbone dans les options proposées pour le plafond, des réductions précises des émissions de méthane ne sont pas garanties. Une approche réglementaire est complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone en ce sens qu’elle impose une activité précise liée à cette source particulière de GES, tout en contribuant à l’atteinte de tout objectif de réduction des émissions du plafond. Les politiques de tarification des émissions incitent l’ensemble de l’économie à utiliser moins d’énergie et à améliorer l’efficacité, tandis que les modifications proposées ciblent les émissions de méthane. Pour ces raisons, les modifications proposées ont été choisies comme instrument approprié pour atteindre la cible de réduction des émissions de méthane du Canada pour 2030.

Seuls des règlements précis qui mettent en œuvre des pratiques de travail et des normes d’émissions propres à l’équipement ou au site peuvent garantir que le Canada respecte ses engagements en matière de méthane. Les modifications proposées permettraient au Canada de s’appuyer sur son infrastructure réglementaire existante pour faire progresser un instrument de réglementation efficace, avec des éléments de politique harmonisés avec ceux d’autres administrations, comme les États-Unis.

Analyse de la réglementation

De 2027 à 2040, les modifications proposées devraient entraîner des coûts supplémentaires de 15,4 milliards de dollars, tandis que les réductions cumulatives de GES devraient s’élever à 217 Mt d’éq. CO₂, évaluées à 27,8 milliards de dollars en ce qui a trait aux avantages estimés sur le plan social pour les dommages évités à l’échelle mondiale. Les avantages monétaires nets des modifications proposées s’élèveraient donc à 12,4 milliards de dollars, qui seraient réalisés pour un coût moyen de 71 $ par tonne au cours de la période visée par l’analyse.

Cadre d’analyse

Pour estimer l’impact des modifications proposées, une analyse a été effectuée. Elle a permis de quantifier trois catégories d’avantages supplémentaires : les réductions des émissions de GES (CH₄ et CO₂), les réductions des émissions de composés organiques volatiles (COV), et les économies d’énergie sous forme de gaz naturel conservé. L’analyse a ensuite permis de monétiser deux catégories principales d’impacts supplémentaires : les coûts de conformité (y compris l’administration) et les avantages en matière de réductions des émissions de GES. Les impacts attribuables au Règlement sont analysés sur une période de 14 ans (de 2027 à 2040), couvrant la période qui suit l’entrée en vigueur des modifications proposées (2027), s’appliquent ensuite entièrement à l’échelle du secteur (2030), et s’étendent par la suite jusqu’en 2040, afin d’illustrer les coûts et les avantages qui s’accumuleraient au fil du temps à la suite des modifications proposées.

Tous les montants en dollars sont en dollars canadiens ($ CA) de 2022. Les montants des années précédentes ont été ajustés au moyen d’un déflateur du produit intérieur brut (PIB)^{référence 1}. Lorsque des montants en dollars américains ($ US) étaient utilisés dans les sources, ils ont été convertis en dollars canadiens à l’aide de la parité de pouvoir d’achat^{référence 2} (2022). Les valeurs actualisées ont été calculées selon un taux annuel de 2 %, qui est le taux d’actualisation de Ramsey à court terme, utilisé actuellement par le gouvernement du Canada pour attribuer une valeur monétaire aux réductions de GES (plus de renseignements sur cette approche sont présentés dans la section sur les avantages). Le même taux d’actualisation a été appliqué à la fois aux coûts et aux avantages pour assurer l’uniformité de l’analyse, et l’année 2024 a été sélectionnée comme l’année de référence pour la valeur actualisée, car l’on suppose que les modifications proposées seront adoptées dans le Règlement cette année-là.

On détermine les impacts supplémentaires en comparant un scénario de référence tenant compte des mesures existantes à un scénario réglementaire, qui tient compte des principaux aspects des modifications proposées. Le scénario de référence représente le maintien des exigences fédérales actuelles pour limiter les émissions de méthane provenant des activités du secteur pétrolier et gazier. Bien que les organismes de réglementation provinciaux imposent également des exigences visant à limiter les émissions de méthane dans chacune des principales provinces productrices de pétrole au Canada et qu’ils aient actuellement des accords d’équivalence avec le gouvernement fédéral, ces accords sont censés expirer avant l’entrée en vigueur des modifications proposées. Par conséquent, seules les exigences fédérales actuelles relatives au méthane sont représentées dans le scénario de référence.

Analyse de la portée des modifications proposées et de la conformité à la réglementation

Pour estimer les avantages et les coûts supplémentaires des modifications proposées, l’analyse a tenu compte des entités qui seraient touchées (portée des modifications proposées) et de la façon dont elles réagiraient le plus probablement (leurs stratégies de conformité), comme il est décrit ci-dessous.

Portée des modifications proposées

Les modifications proposées cibleraient les émissions du secteur pétrolier et gazier en amont par la mise en œuvre d’exigences à l’échelle de l’installation et de l’équipement. Les exigences à l’échelle de l’installation comprendraient une interdiction d’évacuer les gaz d’hydrocarbures dans l’atmosphère, avec certaines exceptions, remplaçant ainsi les limites d’émission antérieures sur l’évacuation des gaz de production des installations. Les exigences relatives aux émissions fugitives seraient renforcées, s’appliquant à un plus grand nombre d’installations, avec des inventaires des émissions plus fréquents, y compris une mesure indépendante des émissions chaque année.

Actuellement, on s’attend à ce que certaines installations répondent déjà aux exigences en matière de conformité imposées par les modifications proposées, en raison de mesures provinciales ou de mesures volontaires actuelles. Les installations qui devraient prendre des mesures supplémentaires pour se conformer aux modifications proposées sont considérées comme des installations touchées. L’analyse coûts-avantages met l’accent sur les installations touchées au moment d’estimer les impacts supplémentaires des modifications proposées. Pour estimer le nombre d’installations touchées dans le secteur pétrolier et gazier, les dénombrements d’installations pétrolières et gazières en amont de Petrinex (Petroleum Information Network [en anglais seulement]) en Alberta et en Saskatchewan ont été utilisés et estimés à l’aide des prévisions de production de pétrole brut et de gaz naturel de la Régie de l’énergie du Canada (REC).

Conformité à la réglementation

Les modifications proposées établissent des exigences pour la gestion des sources d’émissions de méthane, mais sans prescrire de mesures ou de technologies particulières pour se conformer à ces exigences. Cependant, à des fins de modélisation, des hypothèses ont été formulées concernant des mesures de conformité précises pour estimer les coûts et les avantages. Les mesures de conformité que l’industrie pétrolière et gazière en amont est censée adopter pour satisfaire aux nouvelles exigences pour chaque source, en lien avec les émissions d’évacuation et les émissions fugitives, sont décrites ci-dessous. Les modifications comprennent une option de conformité permettant d’utiliser un système de surveillance continue pour suivre les émissions et structurer leur gestion. Pour répondre aux exigences des dispositions sur le système de surveillance continue, toutes les sources potentielles de méthane devraient être gérées selon des normes fondées sur la source. L’élaboration de cette option de respect de la conformité est fondée sur la technologie. Dans le but de simplifier l’analyse coûts-avantages, on suppose que les installations concernées prennent les mêmes mesures de respect de la conformité, et ce, quelle que soit l’option de respect de la conformité.

Coûts de conformité 

On s’attend à ce que les installations touchées par les modifications proposées assument des coûts d’immobilisations et de fonctionnement supplémentaires pour se conformer aux nouvelles exigences. L’industrie devra également déployer des efforts administratifs pour démontrer la conformité aux modifications proposées.

Les modifications proposées comprennent divers assouplissements en matière de conformité et une approche graduelle quant à l’application des nouvelles exigences, plus rigoureuses, pour atténuer les impacts potentiels financiers et sur la compétitivité. Les modifications proposées établissent des exigences différentes d’après la taille et le type d’équipement dans les sites, permettent des options pour les exigences en matière de surveillance des sites et appliquent progressivement les exigences dans le cas de certaines installations.

Les modifications proposées comprennent des exigences en matière de conformité supplémentaires qui s’appliqueraient à compter de 2027. Les nouvelles exigences pour la gestion des émissions fugitives entreraient en vigueur en 2027 pour toutes les installations. En ce qui concerne les autres exigences, on suppose que la prise de mesures de conformité commencerait dès 2027 dans le cas des installations qui entrent en service dès 2027, ou à une année ultérieure si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produits ou reçus augmente. Aux fins de l’analyse qui suit, ces installations sont désignées « nouvelles » installations. On suppose donc que ces installations devront assumer des coûts d’immobilisations au cours de la même année. Aux fins de la présente analyse, les installations produisant ou traitant des gaz avant 2027 et dont les volumes de production ou de traitement continuent de diminuer sont désignées installations « existantes ». Ces installations devraient commencer à se conformer en 2030 et seraient censées assumer des coûts d’immobilisations au cours de la même année.

On suppose que les coûts de fonctionnement commencent à être déboursés dans l’année où les coûts d’immobilisations sont engagés et se poursuivent annuellement jusqu’à la fin de la période d’analyse. Pour estimer les coûts d’immobilisations et de fonctionnement, l’analyse utilise des données provenant de diverses sources, y compris des rapports de Process Ecology (2023)^{référence 3}, du Delphi Program (2017)^{référence 4}, d’ICF (2015)^{référence 5} et de l’EPA (Natural Gas STAR) [2011^{référence 6} et 2006]^{référence 7}.

Évacuation

Le gaz naturel peut être un sous-produit des installations de production pétrolière, qui est rejeté (évacué) dans l’atmosphère en tant que déchet plutôt que capté et vendu en tant que produit, en particulier dans les sites où l’infrastructure pour le captage des gaz n’est pas accessible. Ce gaz, principalement du méthane, peut être capté et acheminé vers un appareil à combustion pour réduire les émissions (le CO₂ contribue moins au réchauffement climatique que le méthane), ou, idéalement, utilisé comme combustible ou vendu grâce à la construction de nouvelles infrastructures.

Dans le cadre des modifications proposées, on s’attendrait à ce que les installations détruisent ou conservent le gaz. Le Ministère estime qu’environ 5 700 installations conserveraient le gaz, tandis qu’environ 50 700 installations choisiraient de le détruire. On suppose que les installations qui vont conserver le gaz le feront en installant une unité de récupération des vapeurs (URV) et qu’environ 600 d’entre elles vont aussi installer un raccordement de pipeline. Les installations qui choisiront de détruire le gaz, quant à elles, vont probablement le faire en optimisant leurs torches, en installant une chambre de combustion ou en installant un système d’oxydation. La technologie utilisée pour la destruction dépend du volume de gaz attendu, et on estime que 29 800 installations optimiseraient leurs torches, 3 800 installations installeraient une chambre de combustion et 17 100 installations installeraient un système d’oxydation.

Les coûts d’immobilisations pour les installations qui conserveront le gaz sont estimés, en moyenne, à 84 900 $ par installation pour l’achat et l’installation d’une URV et à environ 1,1 million de dollars pour l’installation d’un raccordement de pipeline. Pour les installations qui choisiront de détruire le gaz, les coûts d’immobilisations sont estimés à 6 600 $ pour l’achat et l’installation d’un système d’allumage de torche, à 52 000 $ pour l’achat et l’installation d’une chambre de combustion et à 36 500 $pour l’achat et l’installation d’un système d’oxydation. Sur le nombre total d’installations touchées de 2027 à 2040, environ 48 % (installations existantes) assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes. Les 52 % restants des installations touchées (nouvelles installations) auront des dépenses en immobilisations chaque année (de 2027 à 2040) ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes. Le nombre d’installations touchées augmentera d’environ 4 % par année.

Les coûts de fonctionnement annuels devraient varier entre 3 900 $ par installation, par année, pour l’URV et 38 870 $ par raccordement de pipeline, comme indiqué au tableau 1 ci-dessous.

On estime que les exigences relatives à l’évacuation et au torchage entraîneraient pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 3,3 milliards de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 1 : Coûts de conformité pour l’évacuation et le torchage

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations  (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre d’installations touchées note a du tableau b1	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
URV	84 900	3 900	5 700	574
Raccordement de pipeline	1 137 700	38 870	600	743
Système d’allumage de torche	6 600	s.o.	29 800	169
Chambres de combustion	52 000	15 140	3 800	580
Systèmes d’oxydation	36 500	5 420	17 100	1 204
Total	s.o.	s.o.	56 400 note b du tableau b1	3 270
Note(s) du tableau b1 Note a du tableau b1 C’est le nombre total d’installations touchées au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b1 Note b du tableau b1 Le total ne comprend pas les 600 raccordements de pipeline, car les installations concernées sont un sous-ensemble des installations où l’on installe une URV. Retour à la note b du tableau b1

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans les rapports de l’EPA (Natural Gas STAR) (2006)^{référence 7}, du Delphi Program (2017)^{référence 4} et de Process Ecology (2023).

Purges (évacuation)

Pendant les activités d’entretien, ou pour certaines raisons opérationnelles, du gaz naturel peut être rejeté dans l’atmosphère lors d’un événement de courte durée afin de permettre un accès sécuritaire à l’équipement. C’est ce qu’on appelle une purge. Ce gaz pourrait plutôt être acheminé vers les systèmes de captages de gaz sur place, ou brûlé à l’aide d’un équipement portable.

Les modifications proposées feraient en sorte que les installations réglementées auraient à reconcevoir leurs systèmes de purge, à capter et à acheminer les gaz vers des chambres de combustion portables et à installer de l’équipement pour le captage et la conservation des gaz de purge. On s’attend à ce que les installations qui devront reconcevoir les systèmes de purge et modifier les pratiques d’arrêt d’urgence doivent assumer des coûts de 8 800 $ par compresseur. On estime également qu’environ 1 700 installations auront à capter les gaz de purge dans les stations de transport, à un coût d’environ 85 000 $ par dispositif. On suppose que ces systèmes n’entraînent pas de coûts de fonctionnement.

Le Ministère estime que, pour être conformes aux nouvelles exigences, 4 300 compresseurs devront capter les gaz de purge et les acheminer vers une nouvelle chambre de combustion, dont le coût est estimé à environ 72 300 $, auquel s’ajoutent 600 $ en coûts de fonctionnement annuels par dispositif. On estime que les installations et les compresseurs existants, qui représentent environ 55 % du nombre total touché, assumeront des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents. Les 45 % restants, qui représentent de nouvelles installations et de nouveaux compresseurs, à raison d’environ 3 % par année, assumeraient des coûts d’immobilisations de 2027 à 2040 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes.

On estime que les nouvelles exigences qui auraient une incidence sur les pratiques de purges entraîneraient pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 437 millions de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 2 : Coûts de conformité pour les purges

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations  (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre de dispositifs touchés note a du tableau b2	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
Reconception des systèmes de purge	8 800	s.o.	4 300	32
Captage et acheminement des gaz vers une chambre de combustion portable	72 300	600	4 300	277
Installation d’équipement de captage et de conservation des gaz de purge	85 000	s.o.	1 700	128
Total	s.o.	s.o.	10 300	437
Note(s) du tableau b2 Note a du tableau b2 C’est le nombre total de compresseurs et d’installations touchés au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b2

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). 

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué. 

Déchargement des liquides de puits (évacuation)

La production de gaz peut devenir limitée dans les puits à mesure que les liquides s’accumulent dans la tuyauterie de production souterraine. Pour rétablir les taux de production, les puits peuvent être « déchargés » en permettant la libération de la pression au niveau du sol, un type particulier d’événement de purge appelé déchargement des liquides de puits. Le gaz qui serait libéré au cours de cet événement pourrait être capté et utilisé ou acheminé vers un appareil à combustion.

Le Ministère estime qu’il y a environ 25 100 puits au Canada qui feraient l’objet de déchargement des liquides de puits à des fréquences et des volumes d’évacuation variables entre 2027 et 2040. On s’attend à ce que 11 500 des puits où le déchargement des liquides est effectué sans monte-charge à piston doivent installer un tel monte-charge pour réduire les émissions, ce qui coûterait 38 600 $ par puits. On s’attendrait à ce que dans le cas des puits restants, avec un plus grand volume de gaz évacués ou qui ont déjà un monte-charge à piston, on détruise les gaz au moyen d’un dispositif de destruction qui coûte 57 000 $ par puits. Il n’y aurait aucune dépense de fonctionnement associée à l’une ou l’autre de ces technologies. Sur le nombre total de puits touchés de 2027 à 2040, environ 50 % (puits existants) entraîneraient des coûts d’immobilisations en 2030 et des coûts de fonctionnement permanents connexes. Les 50 % restants des puits touchés (nouveaux), à raison d’environ 4 % par année, entraîneront des coûts d’immobilisations chaque année, de 2027 à 2040, ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes.

On estime que l’évitement d’émissions pendant le déchargement des liquides de puits entraînerait pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 1 milliard de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 3 : Coûts de conformité pour le déchargement des liquides de puits

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre de puits touchés note a du tableau b3	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
Installation de systèmes de monte-charge à piston dans les puits de gaz	38 600	s.o.	11 500	378
Réduction des gaz évacués lors du déchargement des liquides au moyen de dispositifs de torchage, d’incinération ou de destruction	57 000	s.o.	13 600	660
Total	s.o.	s.o.	25 100	1 038
Note(s) du tableau b3 Note a du tableau b3 C’est le nombre total de puits touchés au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b3

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans les rapports de Process Ecology (2023) et de l’EPA (Natural Gas STAR) (2011)^{référence 8}. 

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Instruments et pompes pneumatiques (évacuation)

L’industrie peut utiliser la pression du gaz naturel pour entraîner les pompes et les instruments nécessaires sur les sites pétroliers et gaziers. Ce gaz est souvent rejeté dans l’atmosphère par ces dispositifs. Ces émissions peuvent être éliminées en remplaçant ces équipements par des systèmes électriques, ou si l’on utilise de l’air ou un gaz inerte pour les faire fonctionner.

Les modifications proposées exigeraient l’utilisation de pompes et d’instruments non émetteurs dans certaines installations à compter de 2027 et dans toutes les installations d’ici 2030. Au total, 261 300 dispositifs pneumatiques, dont 55 100 pompes et 206 200 instruments, sont visés dans la période d’analyse de 2027 à 2040. On estime que les installations existantes, qui représentent environ 53 % du nombre total de dispositifs touchés, assumeraient des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes. Les 47 % restants, qui représentent de nouvelles installations, assumeraient des coûts d’immobilisations de 2027 à 2040 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes. On suppose que les coûts d’immobilisations moyens s’élèveraient à 9 500 $ pour les pompes et à 10 100 $ pour le remplacement d’instruments. Les coûts de fonctionnement annuels sont estimés à environ 1 000 $ pour chaque nouvelle pompe et instrument remplacé. L’analyse des coûts totaux en valeur actualisée comprend toutes les dépenses d’immobilisations et de fonctionnement de 2027 à 2040 et tient également compte de la diminution des coûts de fonctionnement à mesure que les installations qui ont assumé des coûts d’immobilisations en 2030 atteignent la fin de leur vie.

On estime que la transition vers des instruments et des pompes non émetteurs entraînerait pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 4,1 milliards de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 4 : Coûts de conformité pour les dispositifs pneumatiques

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre de dispositifs touchés note a du tableau b4	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
Remplacement des pompes pneumatiques par des pompes électriques (énergie solaire et sur place)	9 500	1 000	55 100	835
Replacement des instruments pneumatiques par des solutions non émettrices par exemple instruments électriques ou fonctionnant à l’air	10 100	1 000	206 200	3 251
Total	s.o.	s.o.	261 300	4 086
Note(s) du tableau b4 Note a du tableau b4 C’est le nombre total de dispositifs touchés au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b4

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023). 

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Joints et évents des compresseurs (évacuation)

Les compresseurs libèrent généralement des petites quantités de gaz naturel par le biais de systèmes mécaniques inhérents à la conception de cet équipement à haute pression. Des problèmes de conception ou d’entretien peuvent entraîner des émissions importantes. La tuyauterie de ces systèmes peut être modifiée pour acheminer ce gaz vers de l’équipement servant à l’alimentation, à la vente ou à la combustion.

Pour être conformes aux modifications proposées, les installations réglementées dotées de compresseurs centrifuges devraient, soit améliorer leurs compresseurs en installant une unité de récupération qui conserve les gaz évacués au moyen d’un système de dégazage à joints humides, soit remplacer les joints humides par des joints secs. On estime qu’environ 375 joints humides sur des compresseurs centrifuges seront touchés au cours de la période d’analyse (2027 à 2040). De plus, on estime que 80 % de ces compresseurs utiliseraient des systèmes de récupération de dégazage et que les 20 % restants feraient l’objet de remplacement des joints humides par des joints secs à un coût approximatif de 85 000 $ et de 100 000 $ par dispositif, respectivement. Qui plus est, on estime que les compresseurs entraîneraient des coûts de fonctionnement annuels de 3 400 $ par système de récupération de dégazage et de 500 $ pour chaque remplacement de joints humides par des joints secs.

Les installations dotées de compresseurs centrifuges à joints secs ou de compresseurs alternatifs, pour un total estimé à 7 200 compresseurs, devraient se conformer aux modifications proposées en captant les émissions des évents et en les acheminant vers une chambre de combustion. Environ 130 compresseurs centrifuges à joints secs et 7 050 compresseurs alternatifs (environ 7 200 compresseurs en tout) devraient représenter des coûts d’immobilisations d’environ 178 000 $ par compresseur ainsi que des coûts de fonctionnement annuels d’environ 3 000 $. On estime que les installations existantes, qui représentent environ 67 % du nombre total de compresseurs touchés, assumeraient des coûts d’immobilisations en 2030 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes. Les nouvelles installations, qui représentent les 33 % restants des compresseurs touchés, à raison d’environ 2 % par année, assumeraient des coûts d’immobilisations de 2027 à 2040 ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes.

On estime que l’élimination de l’évacuation des systèmes de compresseurs entraînerait pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 1,3 milliard de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 5 : Coûts de conformité pour les joints et les évents de compresseurs

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre de compresseurs touchés	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
Installation d’un système de dégazage (joint humide)	85 000	3 400	300	30
Remplacement des joints humides par des joints secs	100 000	500	75	7
Installation de dispositifs de captage des gaz évacués et réacheminement vers l’équipement de combustion	178 000	3 000	7 200	1 299
Total	s.o.	s.o.	7 575	1 336

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023).

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Systèmes de déshydratation au glycol (évacuation)

Le gaz naturel est généralement produit avec de la vapeur d’eau qui peut se séparer dans la tuyauterie, geler et provoquer des défaillances de l’équipement. L’industrie peut utiliser des déshydrateurs au glycol pour éliminer l’eau du gaz. Cependant, une partie du gaz naturel est transportée dans le flux liquide et est rejetée dans l’atmosphère. Ce gaz peut être capté et acheminé pour utilisation comme combustible ou détruit dans l’équipement de combustion.

Le Ministère estime qu’il y a environ 2 800 déshydrateurs au glycol touchés au cours de la période d’analyse de 2027 à 2040. On s’attend à ce que les installations utilisent une combinaison de technologies pour s’assurer que ces dispositifs sont conformes aux modifications proposées. On suppose que, dans le cas des systèmes de déshydratation au glycol dont les émissions sont inférieures aux seuils des exigences provinciales actuelles, on installerait des séparateurs de détente (réservoir de détente), optimiserait les taux de circulation, remplacerait les pompes pneumatiques au glycol par des pompes électriques et éliminerait le gaz de distillation. Dans les systèmes de déshydratation au glycol qui répondent aux exigences provinciales actuelles, les gaz évacués du déshydrateur seraient réacheminés vers une unité de récupération des vapeurs. On s’attend à ce que la mise en œuvre de ces technologies combinées représente des coûts d’immobilisations moyens de 31 200 $ pour les installations existantes et de 10 400 $ pour les nouvelles installations, ainsi que des coûts de fonctionnement annuels moyens de 2 250 $pour les installations existantes et de 900 $ pour les nouvelles installations. On estime que les installations existantes, qui représentent environ 72 % des déshydrateurs au glycol touchés, assumeraient des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes en 2030. Les 28 % restants, représentés par les nouvelles installations, assumeraient des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes de 2027 à 2040. L’analyse des coûts totaux en valeur actualisée comprend toutes les dépenses d’immobilisations et de fonctionnement de 2027 à 2040. Elle tient également compte de la baisse des coûts de fonctionnement au fur et à mesure que les installations qui ont investi des capitaux en 2030 atteignent la fin de leur vie.

On estime que la gestion des émissions d’évacuation des systèmes de déshydratation au glycol entraînerait pour l’industrie un coût total en valeur actualisée de 105 millions de dollars entre 2027 et 2040.

Tableau 6 : Coûts de conformité pour les déshydrateurs au glycol

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts de fonctionnement annuels (dollars)	Nombre de déshydrateurs au glycol touchés note a du tableau b6	Coûts totaux en valeur actualisée — 2027 à 2040 (millions de dollars)
Solutions combinées pour les installations existantes	31 200	2 250	2 000	94
Solutions combinées pour les nouvelles installations	10 400	900	800	12
Total	s.o.	s.o.	2 800	105
Note(s) du tableau b6 Note a du tableau b6 C’est le nombre de déshydrateurs au glycol touchés au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b6

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023).

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Programme de détection des émissions fugitives et de réparation

Les défaillances d’équipement peuvent causer des fuites ou des émissions d’évacuation extraordinaires à partir des systèmes de tuyauterie et de production du site. Ces défaillances peuvent être relevées dans le cadre des opérations courantes ou d’inspections particulières, et des réparations peuvent être effectuées pour corriger les défaillances.

Les modifications proposées obligeraient les installations réglementées à effectuer des inspections structurées de leur site et à prendre toute mesure corrective nécessaire qui serait déterminée, ce qui entraînerait des coûts de conformité. Pour calculer les coûts de conformité supplémentaires par rapport aux pratiques existantes, on détermine le coût d’une inspection de site par type d’installation et on le multiplie par la hausse de la fréquence des inspections prévue par les modifications proposées. Pour les installations de type 1, quatre inspections approfondies, une inspection annuelle et de multiples inspections de dépistage sont nécessaires chaque année, ce qui est modélisé comme étant cinq inspections avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année. Pour les installations de type 2, une inspection approfondie, une inspection annuelle et de multiples inspections de dépistage sont nécessaires chaque année, ce qui est modélisé comme étant deux inspections avec instrument optique de visualisation des gaz/méthode 21 par année. Ces exigences représentent en moyenne deux inspections supplémentaires par année pour tous les types d’installations, à l’exception des puits non productifs. Ces puits sont modélisés comme faisant l’objet d’une inspection par année.

Le principal facteur du coût par inspection est la durée de l’inspection. On présume que l’augmentation du nombre d’inspections ne changerait pas le nombre de fuites nécessitant des mesures correctives, mais qu’elle permettrait de détecter ces fuites plus tôt, ce qui réduirait la quantité de méthane libérée. Ainsi, le secteur n’aurait pas besoin de nouveaux équipements ou outils pour se conformer aux modifications proposées. Le Ministère estime qu’au total, environ 607 700 sites seraient touchés par le Programme de détection des émissions fugitives et de réparation proposé, pour un coût de 175 $ à 7 040 $ par inspection, comme le montre le tableau 7 ci-dessous. On estime que le nouveau Programme de détection des émissions fugitives et de réparation entraînerait des coûts actualisés de 4 milliards de dollars pour l’industrie entre 2027 et 2040.

Tableau 7 : Coûts de conformité pour les émissions fugitives provenant d’équipements

Type d’installation	Coût par inspection (dollars)	Nombre d’installations et de puits touchés note a du tableau b7	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040  (millions de dollars)
Puits non productifs	465	372 900	2 022
Puits	175	189 700	779
Installation de traitement de gaz	7 040	500	83
Stations de compression (petites)	4 700	4 800	527
Unités	350	38 300	323
Stations de compression (grandes)	7 040	1 500	249
Total	s.o.	607 700	3 984
Note(s) du tableau b7 Note a du tableau b7 C’est la moyenne annuelle des installations et des puits touchés. Retour à la note a du tableau b7

Remarque : Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans ICF (2015)^{référence 5}.

L’analyse estime une inspection par année pour les puits non productifs et deux par année pour toutes les autres sources.

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Systèmes de purge des tubages de surface (évacuation)

Le Ministère estime que le Canada compte environ 6 150 puits munis d’un système de purge des tubages de surface; les débits de ces systèmes de purge varient. L’analyse suppose que le gaz purgé des puits à faible débit (5 à 100 m³/jour) soit acheminé vers une chambre de combustion ou un incinérateur et que les émissions des puits à fort débit (plus de 100 m³/jour) soient réduites par l’installation de compresseurs pour capter le gaz. On estime que le gaz purgé serait brûlé à 5 150 puits et capté aux quelque 1 000 autres puits. Les coûts de conformité liés à l’installation et l’exploitation de la technologie nécessaire comprennent des coûts d’immobilisations de 110 000 $ et de 89 500 $ par puits, respectivement, et des frais d’exploitation de 2 800 $ et de 8 500 $ par année par puits. Du nombre total de puits touchés entre 2027 et 2040, environ 65 % assumeraient des coûts d’immobilisations ainsi que des coûts de fonctionnement permanents connexes en 2027. Le reste des puits touchés, à un taux de 3 % par année, auraient des dépenses d’immobilisations ainsi que des dépenses de fonctionnement permanentes connexes chaque année par la suite. On estime que l’exigence concernant les systèmes de purge des tubages de surface entraînerait des coûts actualisés de 809 millions de dollars pour l’industrie entre 2027 et 2040.

Tableau 8 : Coûts de conformité pour les systèmes de purge des tubages de surface

Mesure de conformité	Coûts d’immobilisations (dollars)	Coûts de fonctionnement annuel (dollars)	Nombre de puits touchés note a du tableau b8	Coûts totaux en valeur actualisée 2027 à 2040 (millions de dollars)
Installation de récupération et de combustion des gaz de tubage	110 000	2 800	5150	647
Installation de récupération et de compression des gaz de tubage pour leur conservation	89 500	8 500	1 000	162
Total	s.o.	s.o.	6 150	809
Note(s) du tableau b8 Note a du tableau b8 C’est le nombre total de puits touchés au cours de la période d’analyse (2027-2040). Retour à la note a du tableau b8

Remarque: Les coûts ont été calculés à partir de données présentées dans le rapport de Process Ecology (2023).

Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Au cours de la période d’analyse, les coûts de conformité totalisent 15,1 milliards de dollars, comme le montre le tableau 9 ci-dessous.

Tableau 9 : Coûts de conformité pour l’industrie par source (millions de dollars)

Source	Coûts non actualisés 2027	Coûts non actualisés 2030	Coûts non actualisés 2040	Total des coûts actualisés 2027-2040	Coûts annualisés note 12 du tableau b9
Évacuation et torchage note a du tableau b9	130	2 106	335	4 745	392
Instruments pneumatiques	71	1 209	255	3 251	269
Pompes pneumatiques	18	303	67	835	69
Joints d’étanchéité des compresseurs	56	950	43	1 336	110
Déshydrateurs au glycol	1	62	6	105	9
Émissions fugitives provenant de l’équipement	346	339	350	3 984	329
Systèmes de purge des tubages de surface	443	35	40	809	67
Total	1 065	5 005	1 096	15 066	1 244
Note(s) du tableau b9 Note a du tableau b9 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges et le déchargement des liquides de puits. Retour à la note a du tableau b9 Note 12 du tableau b9 Les coûts annualisés sont l’équivalent des coûts actualisés s’ils étaient payés en 14 versements annuels égaux à partir de 2027 au taux d’actualisation. Retour à la note 12 du tableau b9

Coûts administratifs pour l’industrie

Les modifications proposées imposeraient à l’industrie des coûts administratifs supplémentaires liés à la prise de connaissance des nouvelles exigences, à l’évaluation de leur applicabilité, à l’enregistrement, aux exigences accrues en matière de tenue de dossiers et à la production de rapports. De 2027 à 2040, ces coûts administratifs sont estimés à 312 millions de dollars, comme le montre le tableau 10 plus bas. Pour en savoir plus sur les coûts administratifs, voir la section “Règle du « un pour un »”.

Coûts administratifs pour le gouvernement

Les modifications proposées ne devraient pas entraîner de coûts supplémentaires pour le gouvernement, autres que ceux nécessaires pour informer les parties intéressées des modifications proposées, car les politiques et programmes existants de mise en œuvre, de conformité et d’application de la loi continueront de s’appliquer.

Tableau 10 : Résumé des coûts de conformité et des coûts administratifs pour l’industrie (millions de dollars)

Source	Coûts non actualisés  2027	Coûts non actualisés  2030	Coûts non actualisés  2040	Total des coûts actualisés 2027-2040	Coûts annualisés
Coûts de conformité	1 065	5 005	1 096	15 066	1 244
Coûts administratifs	31	26	26	312	26
Coût total pour l’industrie	1 096	5 032	1 122	15 378	1 270

Avantages de la portée du Règlement et de la conformité à celui-ci

Les modifications proposées devraient réduire les émissions d’évacuation et les émissions fugitives de méthane en obligeant l’industrie à conserver ou à détruire ce gaz d’hydrocarbures. On s’attend également à une réduction des émissions de dioxyde de carbone en raison d’une diminution des activités de torchage et d’une augmentation de la capture de ces émissions. Afin d’évaluer les dommages liés aux changements climatiques qui seraient évités grâce aux réductions des émissions de GES, le coût social du méthane (CSM) a été appliqué aux réductions prévues des émissions de méthane (CH₄), et le coût social du carbone (CSC) a été appliqué aux réductions prévues des émissions de CO₂.

En outre, on estime que les émissions de composés organiques volatils (COV) seraient réduites, ce qui devrait améliorer la qualité de l’air ainsi que la santé des Canadiens et de l’environnement. Les réductions des COV ont été estimées, mais leurs impacts ne sont abordés que de manière qualitative dans la présente analyse. De plus, une partie du gaz naturel qui aurait été gaspillée serait conservée en tant que source d’énergie potentielle. Cet avantage a été quantifié en termes d’économie d’énergie, mais sa valeur monétaire n’a pas été calculée dans l’analyse. Par conséquent, les avantages monétaires estimés dans l’analyse sous-estiment sans doute la valeur totale des modifications proposées pour la société.

Quantification des avantages

Le Ministère a élaboré un processus d’estimation des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier afin de déterminer les réductions prévues des émissions de GES et de COV associées au règlement existant, ainsi que les résultats probables des modifications proposées. Ce processus produit des résultats quantitatifs pour les émissions de CH₄, de CO₂ et de COV du secteur.

Le Ministère calcule les émissions de GES et de COV d’après le nombre d’installations pétrolières ou gazières et en reliant les activités des installations aux produits pétroliers ou gaziers. Chaque type d’installation présente un profil d’émissions en fonction de ses équipements et de ses facteurs d’émission dans un scénario de référence et un scénario réglementaire. Les émissions de GES et de COV sont calculées pour chaque installation, puis elles sont totalisées par province et par norme de conformité pour chacun des secteurs suivants : production de gaz naturel; traitement du gaz naturel; gazoducs; extraction de pétrole léger; extraction de pétrole lourd.

Les données pour les paramètres d’entrée diffèrent selon les sources d’émission :

Dispositifs pneumatiques

• Determining Bleed Rates for Pneumatic Devices in British Columbia (Prasino, 2013)^{référence 9};
• Update of Equipment, Component and Fugitive Emission Factors for Alberta Upstream Oil and Gas Study (Clearstone, 2018)^{référence 10};
• British Columbia Oil and Gas Methane Emissions Field Study (Cap-Op Energy, 2019)^{référence 11};
• Oil and Gas Inventory Information Enhancement and Economic Analysis Study (Advisian, 2019)^{référence 12}
• Pneumatic Vent Gas Measurement (Spartan Controls, 2018)^{référence 13}.

Émissions fugitives provenant d’équipements

• Update of Equipment, Component and Fugitive Emission Factors for Alberta Upstream Oil and Gas Study (Clearstone, 2018)^{référence 10};
• British Columbia Oil and Gas Methane Emissions Field Study (Cap-Op Energy, 2019)^{référence 11};
• EPA Protocol for Equipment Leak Emission Estimates (EPA, 1995)^{référence 14}.

Joints d’étanchéité et évents des compresseurs

• Statistical Analysis of Leak Detection and Repair in Canada (Carbon Limits, 2017)^{référence 15};
• Using the Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP) Data to Improve the National Greenhouse Gas Emissions Inventory for Petroleum and Natural Gas Systems (API, 2017)^{référence 16}.

Déshydrateurs au glycol

• AER Methane Emission Reduction Methodology and Assumptions^{référence 17}.
• Update of Fugitive Equipment Leak Emission Factors (Clearstone, 2014)^{référence 18}
• AER Statistical Report ST-60B (2021)^{référence 19}

Évacuation et torchage

• Petrinex Public Data by province^{référence 20}.

Les installations sont différenciées selon leur type et leurs produits pétroliers ou gaziers. Le nombre d’installations pétrolières et gazières en activité varie chaque année.

Le nombre total de dispositifs, de composants, d’équipements, de puits ou d’installations est estimé d’après les nombres de puits et d’installations pétrolières ou gazières de chaque type en activité. Le nombre est estimé d’après des données publiques^{référence 20} et les rapports provinciaux obtenus dans le cadre d’une collaboration fédérale-provinciale, et il est projeté en fonction des données de prévision de la Régie de l’énergie du Canada^{référence 21}.

Pour estimer les émissions des divers polluants contenus dans les gaz émis, la composition des flux gazeux a été déterminée à l’aide d’estimations de la composition des gaz tirées de rapports et de jeux de données propres à chaque province. Pour l’Alberta, les données sur la composition du gaz dans les puits par comté ont été tirées de Tyner et Johnson (2020)^{référence 22} et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour la Colombie-Britannique, des données de forage ont été recueillies sur le site Web du BC Energy Regulator^{référence 23} et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour la Saskatchewan, les données sur la composition du gaz pour chaque classe de production ont été obtenues auprès du ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan et attribuées aux sous-types d’installations dans la province. Pour le Manitoba, les données sur la classe de production d’Estevan en Saskatchewan ont été utilisées pour représenter l’activité de production et la composition gazeuse similaires dans la région de Bakken. Enfin, les données sur la composition des gaz de l’Alberta ont été appliquées à l’Ontario pour l’analyse.

Par calculer les réductions des émissions de CO₂, de CH₄ ou de COV, les réductions des émissions de gaz naturel sont multipliées par les rapports de composition des gaz pour chaque norme. Le tableau 11 ci-dessous présente de façon concise la composition des gaz par province et par type de produit.

Tableau 11 : Composition du gaz par source et type de produit

Province	Type de production de pétrole ou de gaz	CH4	CO2	COV
Alberta/Ontario	Pétrole léger	70 %	2 %	14 %
Alberta	Pétrole lourd	89 %	6 %	2 %
	Gaz non associé	79 %	2 %	8 %
	Gaz de réservoir compact	79 %	2 %	8 %
	Gaz de schiste	79 %	2 %	8 %
	Méthane de houille	79 %	2 %	8 %
	Traitement du gaz	73 %	3 %	11 %
Colombie-Britannique	Pétrole léger	69 %	2 %	15 %
	Gaz non associé	71 %	2 %	13 %
	Gaz de réservoir compact	71 %	2 %	13 %
	Gaz de schiste	71 %	2 %	13 %
	Traitement du gaz	71 %	3 %	12 %
Saskatchewan	Pétrole léger	50 %	2 %	30 %
	Pétrole lourd	81 %	3 %	7 %
	Gaz non associé	68 %	2 %	17 %
	Gaz de réservoir compact	68 %	2 %	17 %
	Traitement du gaz	71 %	3 %	15 %
Manitoba	Pétrole léger	36 %	3 %	36 %

Les émissions de méthane correspondent aux émissions de GES que le modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) projette dans le scénario de référence des émissions de GES du Ministère^{référence 24}. Les estimations de réduction des émissions sont comparées aux émissions de référence pour l’ensemble du secteur du pétrole et du gaz, contenues dans le scénario de référence du Ministère, afin de déterminer comment les modifications proposées devraient réduire les émissions de CH₄, de CO₂ et de COV au cours de la période d’analyse.

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

On évalue que les modifications proposées devraient entraîner une réduction des émissions de méthane pouvant atteindre jusqu’à 8,4 Mt au cours de la période d’analyse, comme il est indiqué ci-dessous.

Tableau 12 : Réduction du méthane pour des sources d’émissions gérées précises (Mt de CH4)

Source	2027	2030	2040	2027-2040
Évacuation et torchage note a du tableau c3	0,01	0,14	0,15	1,61
Instruments pneumatiques	0,01	0,11	0,11	1,21
Pompes pneumatiques	0,00	0,05	0,05	0,60
Joints d’étanchéité	0,00	0,06	0,04	0,54
Déshydrateurs au glycol	0,00	0,01	0,01	0,09
Émissions fugitives provenant d’équipements	0,24	0,23	0,24	3,29
Système de purge des tubages de surface	0,09	0,08	0,07	1,05
Total	0,36	0,69	0,66	8,39
Note(s) du tableau c3 Note a du tableau c3 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges, de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau c3

Les modifications proposées devraient également réduire de 7,3 Mt les émissions de dioxyde de carbone entre 2027 et 2040 en raison d’une diminution des activités de torchage et d’une augmentation du captage des gaz torchés. En 2027, il y a une légère augmentation des émissions de CO₂ estimées en raison de l’hypothèse que l’une des mesures de conformité prises pour les joints d’étanchéité et les évents ainsi que pour les systèmes de purge des tubages de surface serait d’incinérer ou de brûler les gaz autrement évacués. Cette augmentation des émissions de CO₂ est mineure par rapport à la diminution globale des émissions de CO₂ au cours de la période d’analyse, comme le montre le tableau 13 ci-dessous.

Tableau 13 : Réductions (ou augmentations) des émissions de CO₂ par source (en Mt de CO₂)

Source	2027	2030	2040	2027-2040
Évacuation et torchage note a du tableau c4	0,07	1,27	1,30	14,22
Instruments pneumatiques	0	0	0	0
Pompes pneumatiques	0	0	0	0
Joints d’étanchéité	(0,01)	(0,15)	(0,08)	(1,24)
Déshydrateurs au glycol	0	0	0	0
Émissions fugitives provenant d’équipements	0	0	0	0
Système de purge des tubages de surface	(0,49)	(0,43)	(0,38)	(5,65)
Total	(0,44)	0,69	0,84	7,33
Note(s) du tableau c4 Note a du tableau c4 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges, de même que le déchargement des liquides des puits. Retour à la note a du tableau c4

Dans l’ensemble, les modifications proposées devraient contribuer à des réductions des émissions de GES de plus de 17 Mt en 2030 et d’environ 217 Mt entre 2027 et 2040. Ces quantités comprennent les réductions de méthane exprimées en équivalents CO₂ (éq. CO₂) selon un facteur de potentiel de réchauffement de la planète de 25^{référence 25}, comme le montre le tableau 14 ci-dessous.

Tableau 14: Réductions de GES (éq. CO₂) pour certaines années

GES	2027	2030	2040	2027-2040
Éq. CO2 de CH4	8,94	17,14	16,62	209,75
CO2	(0,44)	0,69	0,84	7,33
Total	8,50	17,83	17,47	217,08

Pour monétiser ces avantages en matière de GES, la quantité d’émissions de GES évitées chaque année a été multipliée par le calendrier du Ministère quant à la valeur du coût social du méthane (CSN) et du coût social du carbone (CSC). En novembre 2022, l’EPA des États-Unis a publié son rapport provisoire sur le coût social des gaz à effet de serre^{référence 26}, dans lequel les méthodologies et les valeurs du coût social des émissions de gaz à effet de serre (CS-GES) ont été mises à jour et présentées pour le CO₂, le CH₄ et le N₂O. En avril 2023, le Ministère a publié des lignes directrices provisoires sur le CS-GES pour le Canada^{référence 27}, conformément avec les valeurs du CS-GES proposées par l’EPA des États-Unis. La valeur du coût social du méthane utilisé dans cette analyse et exprimée en dollars constants de 2022 est de 2 456 $ en 2022 et passe à 4 479 $ en 2040. La valeur du coût social du carbone utilisé dans cette analyse et exprimée en dollars constants de 2022 est de 273 $ en 2022 et passe à 365 $ en 2040. La valeur actuelle de la réduction des GES qui en découlerait est évaluée à environ 27,8 milliards de dollars.

Tableau 15 : Valeur actuelle totale des réductions des émissions de GES (en millions de dollars)

Avantages monétisés (coûts)	Non actualisés 2027	Non actualisés 2030	Non actualisés 2040	Total non actualisé 2027-2040	Annualisés
Valeur du CH4 (selon le CSM)	1 062	2 249	2 978	25 767	2 128
Valeur du CO2 (selon le CSC)	(130)	217	308	1 986	164
Avantages totaux	932	2 467	3 286	27 753	2 292

Réduction des émissions de COV

Les modifications proposées entraîneraient des réductions des émissions de COV qui pénètrent dans l’atmosphère allant jusqu’à 1 485 kilotonnes (kt) au cours de la période d’analyse, comme le montre le tableau 16 ci-dessous, ce qui devrait donner lieu à une réduction des effets néfastes connexes sur la santé de la population canadienne. Bien que les effets sur la qualité de l’air n’aient pas été modélisés, les modifications proposées devraient entraîner des avantages pour la santé attribuables aux réductions des polluants atmosphériques, en raison des réductions de la contribution des COV aux particules fines (PM_2,5) et à l’ozone troposphérique, ainsi qu’aux réductions des rejets de substances toxiques comme le benzène.

Tableau 16 : Réductions estimées des COV par source (en kt)

Source	2027	2030	2040	2027-2040
Évacuation et torchage note a du tableau c7	1,1	19,3	17,2	198,9
Instruments pneumatiques	1,5	26,9	24,4	281,4
Pompes pneumatiques	0,4	7,3	7,2	80,6
Joints d’étanchéité	0,7	11,4	7,0	101,7
Déshydrateurs au glycol	0	0	0	0
Fuites fugitives provenant de l’équipement	54,2	48,6	45,4	659,0
Système de purge des tubages de surface	14,2	12,3	10,8	163,3
Total	72,2	125,8	112,0	1 484,9
Note(s) du tableau c7 Note a du tableau c7 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges, de même que le déchargement des liquides de puits. Retour à la note a du tableau c7

Les COV sont des polluants atmosphériques qui contribuent à la formation d’ozone troposphérique et de PM_2,5, les principaux composants du smog. Ces polluants provoquent des effets néfastes sur l’environnement et la santé humaine, et ils contribuent à des symptômes respiratoires, au fardeau des maladies et à des décès prématurés. Les enfants, les personnes âgées et les personnes ayant des problèmes de santé sous-jacents sont particulièrement vulnérables aux effets néfastes de la pollution atmosphérique. On s’attendrait à ce qu’une réduction des émissions de COV ait des effets bénéfiques sur la santé en réduisant la morbidité et les décès prématurés liés aux maladies respiratoires et cardiovasculaires attribuables aux PM_2,5 et à l’ozone troposphérique. Aucune modélisation de la qualité de l’air n’a été effectuée pour quantifier et monétiser les effets de la réduction des émissions sur les concentrations de polluants atmosphériques associée aux modifications proposées. Les modifications proposées sont complémentaires au règlement de 2018^{référence 28}, et on s’attend à ce qu’elles réduisent davantage les émissions de COV et les effets néfastes sur la santé des Canadiens et des Canadiennes. Les effets locaux et régionaux dépendraient des sources des émissions, des conditions météorologiques, des lieux des réductions et de la population, ce qui déterminerait probablement la répartition des avantages pour la santé attribuables aux modifications proposées.

Économie de gaz conservé

Le gaz naturel est composé principalement de méthane et peut être utilisé comme source d’énergie pour le chauffage, la cuisson et la production d’électricité. Les changements techniques et de processus requis par les modifications proposées limiteraient l’évacuation du méthane et réduiraient les émissions fugitives et le torchage systématique. On obtiendrait ces réductions par le biais de la combustion ou de la conservation. Le gaz conservé entraînerait donc la conservation d’environ 686 pétajoules (PJ) de gaz naturel (voir le tableau 17 ci-dessous).

Tableau 17 : Estimation du gaz conservé par source (en PJ)

Source	2027	2030	2040	2027-2040
Évacuation et torchage note a du tableau c8	1,5	29,1	30,5	331,2
Instruments pneumatiques	0,3	6,4	6,1	69,0
Pompes pneumatiques	0,2	3,0	3,1	34,2
Joints d’étanchéité	0,2	2,4	1,6	22,0
Déshydrateurs au glycol	0,2	0,4	0,4	5,0
Fuites fugitives provenant de l’équipement	14,0	13,4	13,7	187,9
Système de purge des tubages de surface	3,1	2,8	2,5	36,8
Total	19,5	57,5	57,9	686,1
Note(s) du tableau c8 Note a du tableau c8 Comprend l’évacuation conventionnelle, le torchage ou l’incinération, les purges, de même que le déchargement des liquides de puits. Retour à la note a du tableau c8

Cette quantité de gaz conservé représente 0,71 % de toute la production de gaz prévue par la Régie de l’énergie du Canada (REC) au Canada de 2027 à 2040. La valeur potentielle de ce gaz conservé n’a pas été monétisée dans la présente analyse.

Le tableau 18 résume les avantages quantifiés attribuables aux modifications proposées.

Tableau 18 : Résumé des avantages quantifiés

Catégorie	2027	2030	2040	2027-2040
Réduction de GES nette (Mt d’éq. CO2)	8,5	17,8	17,5	217,1
Réduction de COV (kt)	72,2	125,8	112,0	1 484,9
Gaz conservé (PJ)	19,5	57,5	57,9	686,1

La présente analyse évalue les modifications proposées selon trois optiques d’analyse :

• l’analyse d’efficacité, qui compare les réductions estimées de méthane à la cible de réduction du gouvernement du Canada pour 2030, et les réductions globales de GES aux cibles de réduction des GES du pays;
• l’analyse coût-efficacité, qui compare le coût estimé par tonne de réductions de GES attribuables aux modifications proposées au coût social actualisé des GES du Ministère;
• l’analyse coûts-avantages, qui compare les avantages monétaires estimés aux coûts monétaires estimés pour déterminer si les modifications proposées devraient engendrer des avantages nets.

Efficacité et rapport coût-efficacité estimés des modifications proposées

L’objectif des modifications proposées est d’atteindre, d’ici 2030, une réduction d’au moins 75 % sous les niveaux de 2012 des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier. Selon le scénario de référence de 2022 du Ministère, les niveaux d’émissions de méthane de référence étaient d’environ 2,4 Mt en 2012^{référence 29}. L’analyse des modifications proposées permet d’estimer que les niveaux d’émissions de méthane seraient d’environ 0,6 Mt en 2030, soit 75 % sous les niveaux de 2012. Par conséquent, les modifications proposées devraient permettre d’atteindre la cible de la politique de réduction des émissions de méthane de 2030.

Dans l’ensemble, les modifications proposées sont estimées contribuer à plus de 17 Mt des réductions d’émissions de GES en 2030, et à environ 217 Mt des réductions d’émissions de GES de 2027 à 2040 (exprimées en éq. CO₂), ce qui contribuerait de manière significative aux cibles de réduction globales des émissions des GES du Canada.

On estime que les modifications proposées entraîneraient des coûts de 15,4 milliards de dollars et un coût par tonne estimé d’environ 71 $ durant la période d’analyse. Ce montant est nettement inférieur au coût social actualisé du carbone du Ministère, qui était de 273 $ en 2022. Ainsi, le Ministère conclut que les modifications proposées seraient une mesure rentable pour l’atteinte des réductions des émissions de GES.

Avantages nets estimés des modifications proposées

De 2027 à 2040, on estime que les modifications proposées auraient des coûts supplémentaires de 15,4 milliards de dollars et entraîneraient des réductions d’émissions de GES supplémentaires de 217 Mt d’éq. CO₂, évaluées à près de 27,8 milliards de dollars en dommages mondiaux évités. Les coûts annuels dépassent les avantages annuels au début de la période d’analyse, car les investissements de mise en conformité commenceront au cours de ces années. Cependant, la valeur des réductions annuelles de GES dépasse les dépenses totales pour la période de 2027 à 2040. Ainsi, les modifications proposées auraient des avantages nets estimés de 12,4 milliards de dollars, comme l’illustre le tableau 19 ci-dessous.

• Nombre d’années : 14 (de 2027 à 2040)
• Année à laquelle les coûts ont été établis : 2022
• Année de référence de la valeur actuelle pour l’actualisation : 2024
• Taux d’actualisation public : 2 % par année

Tableau 19 : Résumé des avantages monétisés, des coûts et des avantages nets (en millions de dollars)

Avantages monétisés (coûts)	Non actualisés  2027	Non actualisés  2030	Non actualisés  2040	Total actualisé  2027-2040	Annualisés
Avantages sur le plan des changements climatiques	932	2 467	3 286	27 753	2 292
Coûts totaux	(1 096)	(5 032)	(1 122)	(15 378)	(1 270)
Total des avantages nets	(164)	(2 565)	2 164	12 374	1 022

L’analyse permet d’estimer que les modifications proposées entraîneraient des avantages nets, mais il existe des incertitudes entourant les estimations et des limites de l’analyse. Ces deux points sont abordés ci-dessous.

Incertitudes analytiques

Les avantages et les coûts peuvent être inférieurs ou supérieurs aux estimations. La conclusion sur les avantages nets a donc été testée en supposant des avantages inférieurs de 50 %, des coûts supérieurs de 50 % ou un taux d’actualisation inférieur (0 %) ou supérieur (7 %), ainsi qu’un « scénario combiné » comprenant des avantages inférieurs de 25 %, des coûts supérieurs de 25 % et un taux d’actualisation de 7 %, comme présentés dans le tableau 20.

Tableau 20 : Analyse de sensibilité (en millions de dollars)

Variable(s)	Scénario de sensibilité	Avantages (B)	Coûts (C)	Avantages nets (B − C)
Scénario central	s.o.	27 753	(15 378)	12 374
Évaluation des avantages	50 % de moins	13 876	(15 378)	(1 502)
Coûts de conformité	50 % de plus	27 753	(22 911)	4 841
Taux d’actualisation	0 %	34 167	(18 319)	15 847
Taux d’actualisation	7 %	17 167	(10 310)	6 857
Scénario combiné	Voir ci-dessus	12 876	(12 836)	39

Dans tous les cas, à l’exception du scénario de réduction des avantages de 50 %, les modifications proposées donnent encore un avantage net estimé. Le Ministère note qu’il y a des incertitudes entourant l’estimation des avantages en raison des défis que représente la mesure du méthane (voir ci-dessous), mais on ne sait pas si de meilleures mesures du méthane diminueraient nécessairement les réductions supplémentaires estimées. Par conséquent, le Ministère conclut qu’il est plausible que les modifications proposées entraîneraient des avantages nets pour les Canadiens et les Canadiennes. Les limites de cette analyse sont reconnues et abordées ci-dessous.

Limites analytiques

Dans le cadre de la présente analyse, l’impact des politiques annoncées après la mi-2022, une fois le scénario de référence parachevé, n’a pas été estimé. Par conséquent, le scénario réglementaire peut attribuer certains impacts supplémentaires aux modifications proposées qui pourraient se présenter dans un scénario de référence mis à jour.

La présente analyse ne prévoit pas comment les entreprises peuvent adopter un comportement de conformité stratégique en réponse aux modifications proposées ou à d’autres mesures incitatives stratégiques. Un tel comportement devrait permettre de réduire les coûts de conformité. En outre, l’analyse n’a pas modélisé les impacts macroéconomiques des coûts de conformité estimés, mais a plutôt fourni une analyse statique des impacts économiques possibles (voir la section Analyse distributionnelle).

Il y a des incertitudes entourant l’estimation des émissions de méthane^{référence 30}. Ces incertitudes pourraient avoir un effet sur les estimations de la cible de 2012 et des émissions prévues dans le scénario de référence et le cas stratégique de l’analyse. À mesure que la technologie s’améliore, le Ministère sera en mesure de mieux estimer les réductions des émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier et d’ajuster l’analyse et, au besoin, les modifications proposées au Règlement.

Les technologies visant à mesurer et réduire les émissions de méthane évoluent rapidement, ce qui veut dire qu’il existe également des incertitudes au sujet des estimations des coûts. De nouvelles technologies auraient aussi des coûts différents. À mesure que ces technologies deviennent plus courantes, leurs coûts peuvent diminuer. Le Ministère n’a pas essayé d’estimer les impacts de ces tendances dans la présente analyse. En outre, l’analyse n’a pas tenu compte de l’hétérogénéité des installations, qui pourraient être confrontées à des contraintes et à des coûts de conformité différents de ceux d’une installation moyenne.

Évaluation environnementale stratégique

Le règlement existant a été conçu conformément au Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Une évaluation environnementale stratégique (EES) réalisée pour le Règlement existant en 2016 a conclu que celui-ci est conforme à la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2016-2019, en ce qui concerne l’objectif lié aux mesures efficaces pour lutter contre les changements climatiques. Un examen préliminaire a permis de conclure qu’une EES n’était pas requise pour les modifications proposées, puisqu’elles continuent d’être conformes à la SFDD 2022-2026 mise à jour^{référence 31} en ce qui concerne la réduction des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier.

Analyse distributionnelle

Les modifications proposées devraient se traduire par des avantages qui dépassent les coûts pour la société canadienne, mais ces avantages et coûts pourraient ne pas être répartis équitablement. Les réductions des émissions de GES sont examinées à l’échelle régionale, car les provinces peuvent négocier des accords d’équivalence dans le but d’atteindre les mêmes réductions à un coût inférieur à celui estimé dans les modifications proposées. La répartition des impacts est examinée plus en profondeur dans les sections ci-dessous : Impacts par région, Impacts sur la compétitivité et Possibilité de refiler les coûts aux consommateurs. Une analyse des impacts sur les ménages et une analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) sont ensuite abordées.

Impacts par région

Les réductions des émissions et les coûts de conformité associés aux modifications proposées pourraient varier par région. La production pétrolière et gazière se concentre dans les provinces de la Colombie-Britannique (C.-B.), de l’Alberta (AB) et de la Saskatchewan (SK). Le tableau suivant ventile les avantages quantifiés et les coûts monétaires dans ces provinces et le reste du Canada (RDC).

Tableau 21 : Impacts par région

Catégorie	Colombie-Britannique	Alberta	Saskatchewan	Reste du Canada	Total
Réduction des émissions de GES nettes (Mt d’éq. CO2)	17,7	105,4	90,6	3,3	217,1
Réduction des émissions de COV (kt)	92,3	605,5	660,4	126,8	1 484,9
Gaz conservé (PJ)	92,7	290,4	295,3	7,7	686,1
Coûts de conformité (millions de dollars)	2 333	8 228	4 202	303	15 066

Des accords d’équivalence ont été élaborés en 2020 entre le gouvernement du Canada et chacun des gouvernements provinciaux de la Colombie-Britannique, de l’Alberta et de la Saskatchewan. Ces accords doivent être renouvelés lorsqu’ils viennent à échéance, après cinq ans. On présume que les coûts de conformité aux exigences provinciales seraient inférieurs à ceux des exigences fédérales, car chaque province peut se concentrer sur les façons de réduire les coûts dans leur secteur pétrolier et gazier en amont.

Analyse de la compétitivité

Les modifications proposées imposeraient des coûts de conformité additionnels aux compagnies pétrolières et gazières. Les coûts de conformité annualisés sont estimés à 1,2 milliard de dollars durant la période d’analyse. Les dépenses en immobilisations et les dépenses d’exploitation du secteur de l’extraction pétrolière et gazière étaient de 41,6 milliards de dollars en 2021, soit 10 % de moins que les dépenses annuelles moyennes au cours des sept années précédentes. Si les dépenses dans ce secteur demeurent à ces niveaux relativement faibles, l’augmentation des coûts attribuable aux modifications proposées représenterait une hausse des dépenses annuelles de l’industrie d’environ 3 %. Compte tenu de l’ampleur relative des coûts estimés des modifications proposées et de la possibilité que ces coûts soient partiellement compensés par le gaz conservé, on ne s’attend pas à des incidences significatives sur la production globale.

En réponse aux impacts potentiels financiers et sur la compétitivité des modifications proposées, une souplesse réglementaire est proposée. Les modifications offrent des exigences de conformité différentes d’après la taille et le type d’équipement aux sites, et elles permettent des options de conformité concernant les exigences en matière de surveillance des sites.

En outre, les États-Unis ont proposé des mesures réglementaires semblables pour réduire les émissions de méthane dans le secteur, ce qui devrait créer des conditions de concurrence équitables pour les producteurs canadiens de pétrole et de gaz en amont. Ainsi, l’incapacité des producteurs canadiens à répercuter les coûts ne devrait pas créer de désavantages concurrentiels sur le marché nord-américain.

Impacts sur les consommateurs

La capacité des compagnies de refiler les coûts aux consommateurs dépend de nombreux éléments. Cependant, le pétrole brut et le gaz naturel sont des produits de base dont le prix est fixé sur des marchés continentaux et internationaux. Par conséquent, la répercussion des coûts de mise en conformité devrait être peu probable dans ce secteur.

Si les coûts supplémentaires peuvent entraîner certaines pertes de production, les effets sur l’emploi seraient au moins partiellement atténués par l’augmentation de la demande de main-d’œuvre nécessaire pour se conformer aux modifications proposées. L’analyse n’a pas modélisé ces impacts potentiels.

Impacts sur les ménages et analyse comparative entre les sexes plus

Les ménages ne devraient pas être directement touchés par les coûts de conformité associés aux modifications proposées, puisque ces coûts ne devraient pas avoir beaucoup de répercussions sur le prix d’utilisation finale du carburant. L’analyse n’a pas révélé d’impacts mesurables sur l’emploi global.

Les modifications proposées devraient réduire les émissions de COV, ce qui pourrait améliorer la qualité de l’air à certains endroits. Cela pourrait ainsi améliorer la santé de certains Canadiens et certaines Canadiennes, notamment ceux qui sont plus susceptibles de subir les effets négatifs de la mauvaise qualité de l’air, comme les enfants, les personnes âgées et les personnes présentant des problèmes de santé sous-jacents (voir la section « Avantages »).

Les modifications proposées représentent une stratégie essentielle pour réduire les émissions néfastes de GES. Les avantages de la réduction des émissions de GES associée à la présente proposition sont de nature globale, et ne peuvent donc pas être attribués à une région ou à un groupe spécifique au Canada.

Aucune autre incidence liée à l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) n’a été cernée en lien avec les modifications proposées.

Lentille des petites entreprises

L’analyse sous la lentille des petites entreprises a permis de conclure que les modifications proposées auraient des répercussions sur les petites entreprises. On estime que les modifications proposées toucheraient environ 730 entreprises, dont 484 sont considérées comme petites. La plupart des installations de production et de transformation du pétrole et du gaz sont détenues par des moyennes et grandes entreprises, mais certaines installations exploitées par de petites entreprises seraient également touchées.

Les modifications proposées n’offrent pas d’assouplissements uniques aux petites entreprises. Toutefois, l’approche basée sur la performance présentée dans les modifications proposées donne à l’industrie le choix de mettre en œuvre un simple programme de conformité incorporant des systèmes de surveillance modernes avec la flexibilité de continuer à s’adapter à de nouvelles technologies alors qu’elles deviennent disponibles.

Les petites entreprises devaient avoir à assumer des coûts de conformité en réponse aux modifications proposées, mais ces coûts ne sont pas évalués dans la présente section. Les coûts de conformité sont calculés à l’échelle du secteur et, ainsi, ne peuvent être ventilés par entreprise.

Le tableau 22 ci-dessous présente les coûts administratifs prévus pour les petites entreprises.

Sommaire de la lentille des petites entreprises

• Nombre de petites entreprises touchées : 484
• Nombre d’années : 14 (de 2027 à 2040)
• Année de référence pour l’établissement des coûts : 2022
• Année de référence de la valeur actualisée : 2024
• Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 22 : Coûts administratifs totaux pour les petites entreprises

Totaux	Valeur annualisée	Valeur actuelle
Coûts administratifs totaux (toutes les petites entreprises touchées)	16 258 617 $	196 830 861 $
Coûts administratifs par petite entreprise touchée	33 592 $	406 675 $

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique puisqu’il y a une augmentation progressive du fardeau administratif pour les entreprises, et que la proposition est considérée comme un « ajout » selon la règle. Aucun titre réglementaire n’est abrogé ou introduit. Les coûts administratifs annualisés totaux pour que les entités réglementées se conforment aux exigences réglementaires sur une période de 10 ans sont estimés à approximativement 6 millions de dollars pour toutes les entités réglementées, ou 8 250 $ par entreprise^{référence 32}.

Le principal facteur (98 %) des coûts administratifs est la tenue de dossiers (les modifications proposées exigeraient que les installations tiennent des dossiers de conformité). On suppose que certaines des données nécessaires pour satisfaire à cette exigence sont déjà accessibles et conservées par les entités réglementées en ColombieBritannique, en Alberta et en Saskatchewan, conformément aux exigences provinciales actuelles. Par conséquent, l’information additionnelle requise est principalement la tenue de dossiers sur les émissions de méthane provenant de l’installation. Le Ministère estime que, en moyenne, pour se conformer aux exigences relatives à la tenue de dossiers, les entreprises nécessiteraient un spécialiste des sciences naturelles ou des sciences appliquées qui accorde 675 heures par année à cette tâche.

En plus de la tenue de dossiers, les entités réglementées devraient assumer de nouveaux coûts administratifs liés à l’apprentissage des exigences administratives, à l’évaluation de l’applicabilité et à l’inscription d’un exploitant, et à la production de rapports sur demande. Lors de la première année, on s’attend à ce que les cadres supérieurs des entités réglementées passent 4 heures à se familiariser avec les exigences et que le personnel administratif passe 25 minutes par installation à réaliser l’évaluation de l’applicabilité et l’inscription de l’exploitant. Puisque les entreprises possèdent souvent de nombreuses installations, on estime que cela prendra environ 25 heures par entreprise. De plus, chaque année, le Ministère demanderait à certaines installations de présenter leurs données, ce qui nécessiterait environ 3 heures par installation. Enfin, on prévoit que chaque entreprise demanderait à un analyste d’examiner leurs données, ce qui prendrait approximativement 4 heures par année.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Provinces et territoires

Les provinces de l’Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan ont chacune mis en œuvre des mesures réglementaires visant spécifiquement les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier dans le but de respecter les règlements fédéraux actuels. Le gouvernement fédéral reconnaît les règlements existants pris dans le cadre d’accords d’équivalence avec chacune des trois provinces de l’Ouest, entraînant la suspension des dispositions fédérales dans ces provinces. De nouveaux processus d’équivalence seraient nécessaires pour que le gouvernement fédéral reconnaisse les politiques mises à jour des provinces proposant de telles mesures.

La Colombie-Britannique s’est engagée à atteindre une cible de réduction des émissions de méthane de 75 % d’ici à 2030 et une cible zéro méthane d’ici à 2035. De son côté, l’Alberta s’est engagée publiquement à une réduction de 75 à 80 % de ses émissions de méthane d’ici à 2030. Enfin, la Saskatchewan est à élaborer une approche qui lui est propre, mais aucun détail n’a encore été communiqué.

États-Unis

Le Canada et les États-Unis sont tous deux déterminés à poursuivre leur étroite collaboration afin de réduire davantage les émissions de méthane provenant de leurs activités pétrolières et gazières respectives. Les deux pays conviennent qu’il existe d’importantes possibilités d’éliminer l’évacuation et le torchage de routine, d’améliorer la détection et la réparation des fuites et de régler des problèmes comme les purges et d’autres rejets potentiellement importants.

L’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis réglemente son industrie pétrolière et gazière au moyen des New Source Performance Standards (NSPS) [normes de rendement des nouvelles sources]. Le 21 novembre 2021, l’EPA a publié un projet de règlement qui s’appuie sur les NSPS dans le but de réduire la pollution de l’industrie pétrolière et gazière provenant de sources couvertes. Ce projet de règlement a été suivi, en novembre 2022, par une proposition supplémentaire qui permettrait de réduire de façon globale les émissions des installations pétrolières et gazières grâce à l’amélioration des normes figurant dans la proposition de 2021 et à l’ajout d’exigences. L’approche globale de la réglementation américaine consiste à continuer de se fier aux pratiques de travail existantes, mais à en élargir la portée : les règles fédérales s’appliqueront aux nouvelles installations; les installations existantes pourront être gérées par les États si un plan satisfaisant est élaboré et approuvé. De façon générale, les exigences proposées par l’EPA sont comparables aux modifications proposées, avec des exigences relatives à la gestion de sources particulières d’émissions de méthane et de COV. La proposition de l’EPA comprend des exigences en matière d’inspection des fuites en fonction du type et de la quantité d’équipement présent sur le site. Elle exige aussi que la majorité des pompes pneumatiques ne produisent aucune émission, en plus de comprendre des exigences relatives à la gestion des émissions provenant des joints d’étanchéité des compresseurs et à la gestion des émissions d’évacuation et de torchage.

Aux États-Unis, de nombreux États producteurs de pétrole et de gaz interdisent les déchets de pétrole et de gaz pendant la production. Certains États, comme l’Alaska, le Colorado, le Dakota du Nord et le Wyoming, exigent la conservation du gaz, ne permettent pas l’évacuation de routine du gaz pendant la production et limitent la pratique du torchage.

International

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale pour mettre en œuvre l’Accord de Paris afin d’appuyer l’objectif de limiter l’augmentation de la température au cours du siècle à beaucoup moins que 2 °C et de poursuivre les efforts pour limiter l’augmentation de la température à 1,5 °C.

À la 26^e Conférence des Parties à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques, le Canada s’est joint à 110 pays pour appuyer l’Engagement mondial sur le méthane, selon lequel les pays s’engagent à prendre des mesures à l’échelle de l’économie pour réduire les émissions de méthane de 30 % d’ici à 2030. Dans ce contexte, le Canada s’est expressément engagé à s’appuyer sur des initiatives existantes pour veiller à ce que les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier soient réduites d’au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d’ici à 2030.

L’Union européenne (UE) élabore une approche en vue de gérer les émissions de méthane. Le 14 octobre 2020, le Conseil européen a publié sa stratégie sur le méthane, qui porte sur les secteurs de l’énergie, de l’agriculture et des déchets. Le 15 décembre 2021, la Commission européenne a publié la proposition de règlement sur la réduction des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier, soit les émissions provenant de l’exploration et de la production en amont, de la collecte et du traitement, ainsi que du transport, de la distribution et du stockage souterrain du pétrole et du gaz. Le Parlement européen a adopté un amendement le 9 mai 2023 concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie, avec des règles strictes pour la surveillance des émissions, ainsi que des exigences en matière de détection et de réparation des fuites. Le Parlement a également demandé à la Commission d’élaborer un cadre pour garantir que les pays exportateurs respectent des règles similaires. La proposition exige que chaque État membre de l’UE désigne une autorité compétente pour surveiller et appliquer la réglementation.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) dispose d’un outil de suivi des émissions de méthane (Global Methane Tracker) qui rend compte des mesures prises à l’échelle des pays. Selon l’analyse de l’AIE, l’intensité des émissions de méthane (émissions par unité de production) varie grandement, les pays les plus performants étant plus de 100 fois plus performants que les moins performants. Avec les nouvelles exigences proposées, on s’attend à ce que le Canada demeure l’un des chefs de file en matière de rendement international des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier^{référence 33}.

Mise en œuvre

Les modifications proposées entreraient en vigueur en 2027, l’accent étant mis sur les programmes d’inspection des émissions et les normes de conception lorsque l’industrie investit dans la nouvelle production, et elles s’appliqueraient à l’ensemble du secteur en 2030.

Conformité et application

Dans le cadre des modifications proposées, on continuerait de mettre en œuvre l’approche d’application de la loi proposée, soit la Politique de conformité et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement. La Politique établit l’éventail des interventions possibles en matière d’application de la loi en cas d’infractions présumées. L’agent de l’autorité choisirait la mesure d’application de la loi appropriée en fonction de la politique.

Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à se conformer à la réglementation. Les modifications proposées augmenteraient le nombre d’entités réglementées potentielles par rapport au règlement existant; par conséquent, certaines installations devront se conformer pour la première fois. L’approche de promotion de la conformité pour les modifications proposées comprendrait l’élaboration et la publication de renseignements et de directives sur la promotion de la conformité sur le site Web du Ministère pour expliquer les dispositions du Règlement, en plus de la tenue de diverses activités de sensibilisation, comme des ateliers et des séances d’information. Le Ministère répondrait aux demandes de renseignements des intervenants pour s’assurer que les exigences de l’approche réglementaire et l’autre voie de conformité sont comprises.

Personnes-ressources

Magda Little
Directrice
Division du pétrole, du gaz et des énergies de remplacement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : methane-methane@ec.gc.ca

Matthew Watkinson
Directeur exécutif
Division de l’analyse réglementaire et de la valuation
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ravd.darv@ec.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, que la gouverneure en conseil, en vertu du paragraphe 93(1)^{référence c} et de l’article 286.1^{référence d} de cette loi, se propose de prendre le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333^{référence e} de la même loi. Ceux qui présentent des observations sont fortement encouragés à le faire au moyen de l’outil en ligne disponible à cet effet sur le site Web de la Gazette du Canada. Ceux qui présentent leurs observations par tout autre moyen, ainsi que ceux qui présentent un avis d’opposition, sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication du présent avis, et d’envoyer le tout à Magda Little, directrice, Division du pétrole, du gaz et des énergies de remplacement, 351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (courriel : methane-methane@ec.gc.ca).

Quiconque fournit des renseignements au ministre peut en même temps présenter une demande de traitement confidentiel aux termes de l’article 313^{référence f} de cette loi.

Ottawa, le 30 novembre 2023

La greffière adjointe du Conseil privé
Wendy Nixon

Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)

Modifications

1 (1) Les définitions de complétion, fracturation hydraulique, pompe pneumatique, rapport gaz-pétrole, reflux, régulateur pneumatique et taux de purge nominal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) ^{référence 34}, sont abrogées.

(2) La définition de fugitive, au paragraphe 2(1) du même règlement, est abrogée.

(3) La définition de hydrocarbure, au paragraphe 2(1) du même règlement, est remplacée par ce qui suit :

hydrocarbure

Méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, ou composé organique volatil visé à l’article 60 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (hydrocarbon)

(4) Le passage de la définition de venting précédant l’alinéa a), au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacé par ce qui suit :

venting

means the emission of hydrocarbon gas from an upstream oil and gas facility in a controlled manner, other than the emission of gas arising from combustion, due to

(5) Le paragraphe 2(1) du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :

émission fugitive

Émission non intentionnelle de gaz d’hydrocarbures provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive emission)

installation de type 1

Installation de pétrole et de gaz en amont où l’un des équipements suivants est installé :

• a) un compresseur de gaz naturel;
• b) un réservoir de stockage des liquides produits;
• c) une torchère;
• d) un séparateur gaz-liquide. (Type 1 facility)

installation de type 2

Installation de pétrole et de gaz en amont autre qu’une installation de type 1. (Type 2 facility)

système de surveillance continue

Système comprenant un ou plusieurs capteurs et d’autres équipements conçu pour la surveillance continue des émissions de gaz d’hydrocarbures dans une installation de pétrole et de gaz en amont. (continuous monitoring system)

vérificateur

Personne qui :

• a) est indépendante de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont qui fait l’objet de la vérification;
• b) possède des connaissances et de l’expérience en matière de systèmes de surveillance des émissions. (auditor)

2 (1) L’article 4 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Champ d’application — installations terrestres

4 La présente partie s’applique à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont qui sont des installations terrestres.

(2) L’article 4 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Champ d’application — installations terrestres

3 La présente partie s’applique à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont qui sont des installations terrestres, sauf celles où la surveillance des émissions de gaz d’hydrocarbures est effectuée au moyen de systèmes de surveillance continue.

3 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 8, de ce qui suit :

Non-application de certains articles

8.1 (1) Les articles 9 à 27 et 37 à 45 ne s’appliquent pas à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à l’égard de laquelle les articles 46 à 53.3 s’appliquent.

Application des articles 46 à 53.3

(2) Les articles 46 à 53.3 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) si l’exploitation débute avant le 1^er janvier 2027 à compter :
  • (i) du 1^er janvier 2028, dans le cas où le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit ou reçu à l’installation au cours de l’année 2027 est supérieur à celui produit ou reçu au cours de chacune des années 2024 à 2026,
  • (ii) du 1^er janvier 2029, dans le cas où le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit ou reçu à l’installation au cours de l’année 2028 est supérieur à celui produit ou reçu au cours de chacune des années 2024 à 2026,
  • (iii) du 1^er janvier 2030, dans tous les autres cas;
• b) si l’exploitation débute 1^er janvier 2027 ou ultérieurement, à compter de la date du début de l’exploitation.

Volume combiné des années 2024 à 2026

(3) Pour l’application des sous-alinéas 2a)(i) et (ii), le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit ou reçu à l’installation de pétrole et de gaz en amont au cours d’une année civile est celui, exprimé en m³ normalisés, qui est consigné, ou publié sur le site Web de Petrinex, à l’égard de cette année.

Émissions fugitives — programme de détection et de réparation

Inspection complète

8.11 (1) Sous réserve du paragraphe 8.15(2), une inspection complète de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives :

• a) dans le cas de l’installation de type 1, une fois par trimestre, chaque année civile, à au moins soixante jours d’intervalle;
• b) dans le cas de l’installation de type 2, une fois par année civile, à au moins deux cent soixante-dix jours d’intervalle.

Méthode

(2) L’inspection complète est effectuée au moyen, selon le cas :

• a) d’un instrument qui, à la fois :
  • (i) est conforme aux exigences énoncées à l’article 6 de la méthode 21 de l’EPA,
  • (ii) est étalonné conformément aux articles 7, 8.1, 8.2 et 10 de la méthode 21 de l’EPA, avant son utilisation, chaque jour où il est utilisé,
  • (iii) après sa dernière utilisation chaque jour où il est utilisé, fait l’objet d’une évaluation de la dérive de l’étalonnage conformément aux exigences énoncées à l’article 60.485a(b)(2) de la sous-partie VVa, intitulée Standards of Performance for Equipment Leaks of VOC in the Synthetic Organic Chemicals Manufacturing Industry for which Construction, Reconstruction, or Modification Commenced After November 7, 2006, figurant à la partie 60, chapitre 1, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;
  • (iv) est utilisé conformément aux exigences de l’article 8.3 de la méthode 21 de l’EPA, pour autant qu’elles soient compatibles avec les recommandations du fabricant;
• b) d’un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :
  • (i) à l’intérieur de la plage spectrale pour le composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,
  • (ii) composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale d’au plus 500 ppmv et à un débit supérieur ou égal à 60 g/h, s’échappant d’un orifice de 0,635 cm de diamètre,
  • (iii) à la distance d’observation établie conformément aux exigences des pratiques de travail de rechange de l’Environmental Protection Agency des États-Unis énoncées aux articles 60.18(h)(7)(i)(2)(i) à (v) de l’article 60.18, intitulé General control device and work practice requirements, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis.

Inspection de dépistage

8.12 (1) Sous réserve du paragraphe 8.15(2), une inspection de dépistage des émissions fugitives à l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée une fois au cours de chaque mois où l’exploitant ou son représentant se rend à l’installation.

Méthode

(2) L’inspection de dépistage est effectuée au moyen d’un instrument de surveillance qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, toute émission fugitive dont le débit est de 1 kg/h ou plus.

Inspection annuelle

8.13 (1) Une inspection annuelle de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée par le vérificateur, aux fins de détection des émissions fugitives, une fois par année, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle.

Exception

(2) L’inspection annuelle n’est toutefois pas requise au cours de l’année où celle visée au paragraphe 53.2(1) est effectuée.

Méthode

(3) L’inspection annuelle est effectuée selon une méthode qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.

Conduite de l’inspection

8.14 L’inspection requise aux termes de l’un ou l’autre des articles 8.11 à 8.13 est effectuée :

• a) par une personne ayant suivi, dans les cinq années précédentes, une formation sur l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments qu’elle utilise pour l’inspection;
• b) au moyen d’instruments étalonnés, entretenus et utilisés selon les recommandations du fabricant, si de telles recommandations existent.

Exception — santé ou sécurité

8.15 (1) Les inspections visées aux articles 8.11 à 8.13 ne sont pas requises à l’égard des composants d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes.

Exception — basse température

(2) Les inspections visées aux articles 8.11 ou 8.12 ne sont pas requises si, la veille du jour prévu de l’inspection du trimestre ou du mois, selon le cas, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 °C dans le lieu où l’installation de pétrole et de gaz en amont concernée se trouve.

Délai de réparation

8.16 (1) Lorsque des émissions fugitives sont détectées dans l’installation de pétrole et de gaz en amont, au cours d’une inspection ou non, le composant d’équipement en cause est réparé :

• a) si la réparation peut être effectuée pendant que le composant est utilisé, dans le délai applicable prévu au paragraphe (2);
• b) sinon, sauf prolongation du délai au titre de l’article 8.17, au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation.

Délai — réparation pendant l’utilisation

(2) Si le composant d’équipement peut être réparé pendant qu’il est utilisé, la réparation est effectuée :

• a) si le débit de l’émission fugitive n’est pas établi, dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission;
• b) si le débit de l’émission fugitive est établi :
  • (i) dans le cas où il est de moins de 1 kg/h, dans les quatre-vingt-dix jours suivant le jour où l’émission est détectée,
  • (ii) dans le cas où il est de 1 kg/h ou plus mais de moins de 10 kg/h, dans les trente jours suivant le jour où l’émission est détectée,
  • (iii) dans le cas où il est de 10 kg/h ou plus mais de moins de 100 kg/h, dans les sept jours suivant le jour où l’émission est détectée,
  • (iv) dans le cas où il est de 100 kg/h ou plus, dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.

Volume de gaz d’hydrocarbures

(3) La mention de volume de gaz d’hydrocarbures aux paragraphes (4) et (5) vaut mention de ce volume exprimé en m³ normalisés.

Exception — émissions faibles

(4) Malgré les sous-alinéas (2)b)(i) et (ii), si le débit des gaz d’hydrocarbures émis par le composant d’équipement est inférieur à 10 kg/h, la réparation peut être différée jusqu’à celui des jours ci-après qui est antérieur à l’autre :

• a) le jour où le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis par ce composant et par tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive serait égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation;
• b) le premier anniversaire de la détection de l’émission fugitive.

Délai de réparation — arrêt de l’installation nécessaire

(5) Dans le cas où la réparation du composant d’équipement en exige l’arrêt, le prochain arrêt programmé de l’installation est fixé au plus tard à celui des jours ci-après qui est antérieur à l’autre :

• a) le jour où le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis par ce composant et par tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive serait égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation;
• b) le premier anniversaire de la détection de l’émission fugitive.

Vérification de la réparation

(6) Le composant d’équipement est considéré comme étant réparé si l’émission fugitive ne peut plus être détectée au moyen :

• a) dans le cas où elle a été détectée lors d’une inspection complète, d’un instrument visé au paragraphe 8.11(2);
• b) dans tout autre cas, de l’instrument visé au paragraphe 8.12(2).

Demande de prolongation du délai

8.17 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui est tenu de réparer un composant d’équipement qui émet des gaz d’hydrocarbures à un débit inférieur à 10 kg/h peut, dans les quarante-cinq jours précédant l’expiration du délai applicable prévu au paragraphe 8.16(1), demander au ministre de prolonger ce délai.

Prolongation

(2) Le ministre prolonge le délai pour une période d’au plus six mois si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :

• a) les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation ou du délai de réparation prolongé, selon le cas;
• b) les documents établissant que l’exploitant dispose d’un plan de réparation du composant d’équipement qui comporte :
  • (i) la date prévue pour l’achèvement de la réparation,
  • (ii) les mesures qui seront prises pour assurer l’achèvement de la réparation au plus tard à cette date,
  • (iii) la justification, documents à l’appui, du fait que cette date est la première date à laquelle la réparation peut être effectuée,
  • (iv) les mesures qui seront prises pour réduire au minimum ou éliminer tout effet nocif que les émissions d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement ou la santé humaine avant l’achèvement de la réparation;
• c) un énoncé portant que la mise en œuvre du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation aura été accordée.

Renouvellement

(3) Le ministre renouvelle la prolongation du délai de réparation si, à la fois :

• a) l’exploitant lui présente, dans les quarante-cinq jours précédant l’expiration du délai de réparation prolongé, une demande à cet égard comportant les renseignements visés à l’annexe 1 et au paragraphe (2);
• b) la prolongation du délai de réparation n’a pas déjà été renouvelée.

Refus

(4) Le ministre rejette la demande visée aux paragraphes (1) ou (3) s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Révocation

8.18 (1) Le ministre révoque la prolongation ou le renouvellement accordés en vertu de l’article 8.17 s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Conditions de révocation

(2) Il ne peut toutefois révoquer la prolongation ou le renouvellement que si, à la fois :

• a) il a avisé par écrit l’exploitant des motifs de la révocation projetée;
• b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

Renseignements à consigner — inspections et émissions fugitives

8.19 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard des inspections et des émissions fugitives de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) pour chaque inspection effectuée :
  • (i) la date et l’heure,
  • (ii) son type : inspection complète, annuelle ou de dépistage,
  • (iii) la méthode utilisée,
  • (iv) la marque et le modèle de chaque instrument utilisé,
  • (v) les renseignements relatifs à l’étalonnage de chaque instrument utilisé,
  • (vi) un énoncé indiquant si des émissions fugitives ont été détectées ou non;
• b) les nom et coordonnées du vérificateur qui a effectué l’inspection annuelle ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;
• c) à l’égard de chaque personne qui a effectué l’inspection complète ou de dépistage :
  • (i) son nom, ses coordonnées ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur si celui-ci n’est pas l’exploitant,
  • (ii) sa formation,
  • (iii) les dates auxquelles la formation a été donnée et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,
  • (iv) la description de la formation;
• d) si l’inspection complète ou de dépistage n’a pas été effectuée pour les raisons visées au paragraphe 8.15(2), la température indiquée, à l’égard du lieu où l’installation se trouve, par les prévisions météorologiques de la veille du jour prévu de l’inspection pour ce jour;
• e) à l’égard de chaque émission fugitive détectée :
  • (i) l’identifiant unique, le cas échéant, que lui a attribué l’exploitant,
  • (ii) la description et l’emplacement du composant d’équipement qui l’a émise,
  • (iii) la date où elle a été détectée,
  • (iv) la date où elle a cessé,
  • (v) son débit, exprimé en kg/h par heure, avant la réparation du composant d’équipement en cause, si ce débit est établi,
  • (vi) dans le cas où la réparation du composant d’équipement en exige l’arrêt, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation.

4 L’article 8.1 du même règlement est abrogé.

5 Les articles 9 à 19 et les intertitres précédant l’article 20 du même règlement sont abrogés.

6 (1) Le passage du paragraphe 20(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Application des articles 26, 27 et 37 à 45

20 (1) Les articles 26, 27 et 37 à 45 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter du premier jour du mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures supérieur à 60 000 m³ normalisés, déterminé de la manière suivante :

(2) L’article 20 du même règlement est abrogé.

7 (1) Le passage de l’article 21 du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Renseignements à consigner — non-application

21 Si aucun des articles 26, 27 et 37 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui :

(2) L’article 21 du même règlement est abrogé.

8 Les articles 22 à 27 du même règlement sont abrogés.

9 Les intertitres précédant l’article 28 et les articles 28 à 36 du même règlement sont abrogés.

10 L’intertitre précédent l’article 37 et les articles 37 à 45 du même règlement sont abrogés.

11 (1) Les intertitres précédant l’article 46 et les articles 46 à 53 du même règlement sont abrogés.

(2) Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45, de ce qui suit :

Destruction de gaz d’hydrocarbures

Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

46 (1) Tout équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans l’installation de pétrole et de gaz en amont doit :

• a) être doté d’un système de combustion qui comprend une flamme pilote, un dispositif d’allumage automatique et un système de détection automatique de l’extinction de la flamme et qui, lorsque les gaz d’hydrocarbures y sont acheminés :
  • (i) maintient une combustion stable des gaz d’hydrocarbures, sans émissions visibles,
  • (ii) assure une efficacité minimale de conversion de carbone de 98 %;
• b) être utilisé et entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.

Exception

(2) Malgré l’alinéa (1)a), l’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures doté d’un système d’oxydation catalytique ayant une efficacité minimale de conversion de carbone de 85 % peut être utilisé si, à la fois :

• a) les gaz d’hydrocarbures acheminés vers l’équipement ont une pression de moins de 7 kPa et totalisent un volume d’au plus 60 m³ par jour;
• b) les gaz d’hydrocarbures ne sont pas acheminés vers l’équipement lorsque la température du catalyseur est inférieure à celle recommandée par le fabricant de l’équipement;
• c) le système d’oxydation catalytique est utilisé et entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.

Torchage

47 Le torchage de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont, sauf s’il est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence, est étayé par une étude technique concluant que l’usage des gaz aux fins de production de chaleur ou d’énergie utiles n’est pas possible dans les circonstances.

Renseignements à consigner — destruction

48 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) la date, l’heure et la durée de la destruction;
• b) l’emplacement où la destruction a eu lieu dans l’installation;
• c) le cas échéant, l’étude technique visée à l’article 47.

Évacuation

Interdiction des évacuations

49 (1) Il est interdit d’évacuer les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont.

Exceptions

(2) Les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont peuvent toutefois être évacués si, selon le cas :

• a) l’évacuation est faite dans le cadre de l’entretien programmé de l’équipement ou de la dépressurisation temporaire programmée des équipements ou des pipelines et des mesures sont prises pour réduire au minimum la quantité de gaz d’hydrocarbures évacués;
• b) elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence;
• c) le pouvoir calorifique ou le débit des gaz d’hydrocarbures n’est pas suffisant pour que l’équipement de destruction maintienne une combustion stable des gaz;
• d) l’utilisation de l’équipement de destruction ou de conservation des gaz d’hydrocarbures prolongerait l’interruption de l’approvisionnement du public en gaz d’hydrocarbures.

Composants d’équipements — connexion exigée

(3) Tout composant d’équipement dans l’installation de pétrole et de gaz en amont est connecté à un équipement de destruction ou de conservation des gaz d’hydrocarbures.

Renseignements à consigner — évacuation

50 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque évacuation de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) la date, l’heure et la durée de l’évacuation;
• b) l’emplacement où l’évacuation a eu lieu dans l’installation;
• c) le débit des gaz d’hydrocarbures évacués, exprimé en kg/h, dans des conditions normalisées;
• d) les circonstances et les raisons à l’origine de l’évacuation;
• e) les mesures prises pour réduire au minimum la quantité de gaz d’hydrocarbures évacués.

PARTIE 2
Système de surveillance continue

Exigences

Capteurs et autres équipements

51 (1) Le système de surveillance continue utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont remplit les exigences suivantes :

• a) ses capteurs et autres équipements sont placés dans l’installation de façon à permettre la détection, dans des conditions normalisées, avec une probabilité d’au moins 90 %, des émissions d’hydrocarbures dont le débit total est de 1 kg/h ou plus;
• b) ses capteurs fournissent un relevé :
  • (i) dans le cas d’une installation de type 1, au moins toutes les quinze minutes,
  • (ii) dans le cas d’une installation de type 2, au moins toutes les douze heures;
• c) il possède une alarme qui se déclenche lorsque le débit total des émissions d’hydrocarbures détectées à l’installation atteint 1 kg/h ou plus.

Étalonnage

(2) Les capteurs et autres équipements du système de surveillance continue sont étalonnés conformément aux recommandations du fabricant de façon à permettre une prise de mesure avec une marge d’erreur maximale de ±20 %.

Fonctionnement du système

Avis de début de la surveillance

52 (1) Avant d’utiliser un système de surveillance continue dans une installation de pétrole et de gaz en amont, l’exploitant en donne avis par écrit au ministre au moins soixante jours avant la date prévue du début de la surveillance, l’avis devant indiquer cette date.

Renseignements exigés

(2) L’avis comporte les renseignements ci-après :

• a) le nom de l’installation de pétrole et de gaz en amont et son emplacement;
• b) la description des capteurs et autres équipements qui y constitueront le système de surveillance continue;
• c) une attestation signée et datée par une personne agréée à titre d’ingénieur en vertu des lois de la province où l’installation est située indiquant que le système de surveillance continue qui sera utilisé est conforme aux exigences prévues à l’article 51;
• d) le nom, l’adresse et les coordonnées de l’ingénieur auteur de l’attestation.

Avis d’interruption

53 Avant d’interrompre l’utilisation du système de surveillance continue dans une installation de pétrole et de gaz en amont, l’exploitant en donne avis par écrit au ministre au moins soixante jours avant la date prévue de l’interruption, l’avis devant indiquer cette date.

Fonctionnement continu

53.1 (1) Sauf lors de l’entretien préventif du système ou d’un de ses éléments, le système de surveillance continue fonctionne sans interruption.

Entretiens préventifs

(2) Il est interdit de procéder à l’entretien préventif visé au paragraphe (1) durant toute période où l’émission de gaz d’hydrocarbures est projetée ou peut survenir.

Inspection

Inspection annuelle

53.2 (1) Une inspection annuelle de l’installation de pétrole et de gaz en amont où est utilisé un système de surveillance continue est effectuée par le vérificateur, aux fins de détection des émissions de gaz d’hydrocarbures, une fois par année, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle.

Exception

(2) L’inspection annuelle n’est toutefois pas requise au cours de l’année où celle visée au paragraphe 8.13(1) est effectuée.

Méthode

(3) L’inspection annuelle est effectuée selon la méthode qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, les émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 10 kg/h ou plus.

Renseignements à consigner — inspection annuelle

(4) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque inspection annuelle :

• a) la date et l’heure;
• b) les nom et coordonnées du vérificateur ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;
• c) la description des méthodes et équipements utilisés;
• d) les renseignements relatifs à l’étalonnage de l’instrument utilisé;
• e) un énoncé indiquant si des émissions de gaz d’hydrocarbures ont été détectées ou non;
• f) si des émissions ont été détectées :
  • (i) leur débit total, exprimé en kg/h,
  • (ii) leur identifiant unique, si l’exploitant leur en a attribué un,
  • (iii) la liste des mesures prises pour les réduire.

Émissions

Délai de réduction des émissions

53.3 (1) Lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées dans l’installation de pétrole et de gaz en amont où est utilisé un système de surveillance continue est de 1 kg/h ou plus, il est réduit à moins de 1 kg/h sans délai, mais au plus tard :

• a) s’il est de 1 kg/h ou plus, mais de moins de 10 kg/h, trente jours après la date où les émissions ont été détectées;
• b) s’il est de 10 kg/h ou plus mais de moins de 100 kg/h, sept jours après la date où les émissions ont été détectées;
• c) s’il est de 100 kg/h ou plus, vingt-quatre heures après la détection des émissions.

Analyse requise

(2) Une analyse est effectuée à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont est de 10 kg/h ou plus.

Renseignements à consigner — système et émissions

(3) Sont consignés :

• a) à l’égard de chaque arrêt du système de surveillance continue, la date, l’heure et la durée de l’arrêt;
• b) à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont est de 1 kg/h ou plus :
  • (i) le débit total maximum des émissions, exprimé en kg/h,
  • (ii) la date et l’heure auxquelles les émissions ont été détectées,
  • (iii) la date et l’heure auxquelles le débit total a été ramené à moins de 1 kg/h,
  • (iv) la liste des mesures prises pour réduire le débit total des émissions,
  • (v) le cas échéant, la période pendant laquelle il y a eu arrêt de l’installation;
• c) les résultats de toute analyse effectuée en application du paragraphe (2).

12 Les paragraphes 54(1) et (2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Rapport d’enregistrement

54 (1) Toute installation de pétrole et de gaz en amont doit être enregistrée par soumission au ministre d’un rapport d’enregistrement qui comporte les renseignements visés à l’annexe 3.

Date d’enregistrement

(2) L’installation est enregistrée dans les cent vingt jours suivant le 1^er janvier 2027 ou, s’il est postérieur, le jour où débute l’exploitation de l’installation.

13 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 55, de ce qui suit :

Avis supplémentaire

Renseignements requis

55.1 Un avis supplémentaire comportant les renseignements visés aux articles 7 et 8 de l’annexe 3 est donné au ministre à l’égard de toute installation de pétrole et de gaz en amont enregistrée conformément au paragraphe 54(1) avant l’entrée en vigueur du présent article.

14 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 1 », à l’annexe 1 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

(paragraphes 8.17(2) et (3))

15 L’annexe 2 du même règlement est abrogée.

16 (1) Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 3 », à l’annexe 3 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

(paragraphes 54(1) et (3) et article 55.1)

(2) L’annexe 3 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 6, de ce qui suit :

7 Un énoncé précisant s’il s’agit d’une installation de type 1 ou d’une installation de type 2.

8 Le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, que l’installation de pétrole et de gaz en amont a produit ou reçu au cours de chacune des années 2024 à 2026.

Modifications corrélatives au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

17 (1) L’article 30 de l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence 35} est modifié par adjonction, après l’alinéa d), de ce qui suit :

Article	Colonne 2 Dispositions
30	d.1) article 8.11 d.2) article 8.12 d.3) paragraphes 8.13(1) et (3) d.4) article 8.14 d.5) paragraphes 8.16(1), (2) et (5)

(2) Les alinéas 30e) à q) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(3) Les alinéas 30r) à u) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(4) Les alinéas 30v) à z) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(5) Les alinéas 30z.1) à z.7) de l’annexe du même règlement sont abrogés.

(6) L’article 30 de l’annexe du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa z), de ce qui suit :

Article	Colonne 2 Dispositions
30	z.1) paragraphe 46(1) z.2) article 47 z.3) paragraphes 49(1) et (3) z.4) article 51 z.5) article 52 z.6) article 53.1 z.7) paragraphes 53.2(1) et (3) z.8) paragraphes 53.3(1) et (2)

Entrée en vigueur

18 (1) Le paragraphe 1(1), les articles 4 et 5, les paragraphes 6(2) et 7(2), les articles 8, 10 et 15 et les paragraphes 17(2) et (4) entrent en vigueur le 1er janvier 2030.

(2) Les paragraphes 1(2), (4) et (5) et 2(2), l’article 3, les paragraphes 6(1) et 7(1), l’article 9, le paragraphe 11(2), les articles 12 à 14 et 16 et les paragraphes 17(1), (3) et (6) entrent en vigueur le 1^er janvier 2027.

(3) Le paragraphe 1(3) entre en vigueur à la date d’enregistrement du présent règlement.

(4) Les paragraphes 2(1), 11(1) et 17(5) entrent en vigueur à la date d’entrée en vigueur du Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador ou, si elle est postérieure, à la date d’enregistrement du présent règlement.

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• commentaire venant à l’encontre des lois fédérales, provinciales ou territoriales du Canada;
• commentaire qui constitue une usurpation d’identité, de la publicité ou du pollupostage;
• commentaire dont le but est d'encourager ou d'inciter une activité criminelle;
• liens externes;
• commentaire rédigé dans une langue autre que le français ou l’anglais;
• commentaire qui contrevient autrement au présent avis.

L’institution fédérale qui gère le changement réglementaire proposé conserve le droit d’examiner et de supprimer les renseignements personnels, les propos haineux ou tout autre renseignement jugé inapproprié à la publication, tel qu’il est décrit ci-dessus.

Les renseignements commerciaux confidentiels ne doivent être affichés que dans la zone de texte réservée à cette fin. En général, « renseignements commerciaux confidentiels » désigne les renseignements qui i) ne sont pas accessibles au public, ii) sont traités de façon confidentielle par la personne dont l’entreprise est concernée par ces renseignements et iii) ont une valeur économique réelle ou potentielle pour la personne ou ses concurrents, car ils ne sont pas accessibles au public et leur divulgation entraînerait une perte financière pour la personne ou un gain important pour ses concurrents. Les commentaires fournis dans la zone réservée aux renseignements commerciaux confidentiels qui correspondent à cette description ne seront pas rendus publics. L’institution fédérale qui gère le changement réglementaire proposé conserve le droit de rendre le commentaire public s’il n’est pas considéré qu’il s’agit d’un renseignement commercial confidentiel.

Vos commentaires seront affichés sur le site Web de la Gazette du Canada à la disposition du public pour examen. Cependant, vous avez le droit de soumettre vos commentaires de façon anonyme. Le cas échéant, vos commentaires seront rendus publics et attribués à une personne anonyme. Aucun autre renseignement à votre sujet ne sera rendu public.

Les commentaires seront affichés sur le site Web de la Gazette du Canada pendant au moins 10 ans.

À l’heure actuelle, la fonction de commentaires en ligne ne prend pas en charge les pièces jointes; les zones de texte ne prennent pas en charge les graphiques, les tableaux ou autres éléments multimédias semblables. Si vous devez joindre une pièce jointe à vos commentaires, veuillez écrire à l’adresse de courriel ministérielle indiquée dans l’avis de publication préalable. Veuillez noter que la communication par courriel public n’est pas sécurisée. Par conséquent, si la pièce jointe à transmettre contient des renseignements de nature délicate, veuillez écrire à l’adresse de courriel ministérielle pour discuter des façons dont vous pouvez transmettre ces renseignements.

Avis de confidentialité

Les renseignements fournis sont recueillis en vertu de la Loi sur la gestion des finances publiques, de la Loi sur le ministère des Travaux publics et des Services gouvernementaux, de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada–États-Unis–Mexique, ainsi que des lois habilitantes des organismes de réglementation concernés, aux fins de recueillir des commentaires liés aux changements réglementaires. Vos commentaires et vos documents sont recueillis dans le but d’accroître la transparence du processus réglementaire et de rendre le gouvernement plus accessible aux Canadiens.

Les renseignements personnels soumis sont recueillis, utilisés, communiqués, conservés et protégés contre l’accès par les personnes ou les organismes non autorisés conformément aux dispositions de la Loi sur la protection des renseignements personnels et du Règlement sur la protection des renseignements personnels. Les noms des personnes fournis ne seront pas affichés en ligne; ils seront toutefois conservés pour que nous puissions communiquer avec ces personnes au besoin. Les noms des organisations qui formulent des commentaires seront affichés en ligne.

Les renseignements soumis, y compris les renseignements personnels, seront accessibles à Services publics et Approvisionnement Canada, à qui incombe les responsabilités de la page Web de la Gazette du Canada, et à l’institution fédérale responsable de la gestion du changement réglementaire proposé.

Toute personne est en droit de demander que les renseignements personnels la concernant lui soient communiqués ou qu’ils soient corrigés. Pour demander l’accès à vos renseignements personnels ou leur correction, communiquez avec le Bureau de l’accès à l’information et de la protection des renseignements personnels (AIPRP) de l’institution fédérale responsable de la gestion du changement réglementaire proposé.

Vous pouvez adresser une plainte au Commissariat à la protection de la vie privée du Canada au sujet de la gestion de vos renseignements personnels par une institution fédérale.

Les renseignements personnels fournis sont versés dans le fichier de renseignements personnels POU 938 Activités de sensibilisation. Les personnes qui souhaitent accéder à leurs renseignements personnels en vertu de la Loi sur la protection des renseignements personnels doivent en faire la demande à l’organisme de réglementation compétent en fournissant suffisamment de renseignements pour permettre à l’institution fédérale de récupérer les renseignements personnels concernant ces personnes. L’institution fédérale pourrait avoir de la difficulté à retracer les renseignements personnels au sujet de personnes qui formulent des commentaires de façon anonyme et qui demandent l’accès à leurs renseignements personnels.