Vol. 148, n^o 25 — Le 3 décembre 2014

Enregistrement

DORS/2014-265 Le 21 novembre 2014

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

Décret déclarant que le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse

C.P. 2014-1268 Le 20 novembre 2014

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1) (voir référence a) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence b), la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 28 juin 2014, le projet de décret intitulé Décret déclarant que le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse, conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

Attendu que la ministre de l’Environnement et le gouvernement de la Nouvelle-Écosse ont conclu un accord d’équivalence prévu au paragraphe 10(3) de cette loi le 26 mai 2014, par lequel ils sont convenus que sont applicables en Nouvelle-Écosse dans le cadre des règles de droit de cette province :

• a) d’une part, des dispositions équivalentes à celles du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon pris en vertu du paragraphe 93(1) de cette loi;
• b) d’autre part, des dispositions similaires aux articles 17 à 20 de cette loi concernant les enquêtes pour infractions à la législation de la Nouvelle-Écosse en matière d’environnement,

À ces causes, sur recommandation de la ministre de l’Environnement et en vertu du paragraphe 10(3) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (voir référence c), Son Excellence le Gouverneur général en conseil prend le Décret déclarant que le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse, ci-après.

DÉCRET DÉCLARANT QUE LE RÈGLEMENT SUR LA RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE DIOXYDE DE CARBONE — SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ THERMIQUE AU CHARBON NE S’APPLIQUE PAS EN NOUVELLE-ÉCOSSE

DÉCLARATION

Non-application

1. Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse.

ENTRÉE EN VIGUEUR

1^er juillet 2015

2. Le présent décret entre en vigueur le 1^er juillet 2015.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Ce résumé ne fait pas partie du Décret.)

1. Résumé

2. Contexte

Les gaz à effet de serre contribuent aux changements climatiques, et la source la plus importante des émissions anthropiques de GES est la combustion des combustibles fossiles. En 2012, la dernière année pour laquelle des données relatives aux émissions sont disponibles dans le Rapport d’inventaire national du Canada, le total des émissions de GES du Canada était évalué à 699 Mt éq. CO₂. De ce total, 86 Mt éq. CO₂, ou 10 % du total des émissions de GES du Canada, étaient attribuables au secteur de l’électricité du Canada (voir référence 4). Une quantité de 8 Mt éq. CO₂, soit environ 1 % du total des émissions de GES du Canada, était attribuable au secteur de l’électricité de la Nouvelle-Écosse.

2.1 Mesures réglementaires du gouvernement fédéral

En 2009, le gouvernement du Canada a pris l’engagement, inscrit dans l’Accord de Copenhague, de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 17 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2020. L’objectif de 2020 est harmonisé avec celui du partenaire commercial le plus important du Canada, les États-Unis.

Le gouvernement du Canada met en œuvre une approche réglementaire secteur par secteur pour réduire les émissions de GES dans les secteurs à fortes émissions. En raison de l’économie nord-américaine fortement intégrée, le gouvernement du Canada aligne son approche aux changements climatiques sur celle des États-Unis, lorsque cela est approprié aux circonstances du Canada. L’approche secteur par secteur rend possible l’adaptation de la réglementation aux circonstances propres aux secteurs, en tenant compte de facteurs environnementaux et économiques. Les règlements sont conçus de manière à fournir une certitude réglementaire à l’industrie, à susciter les investissements dans les technologies de l’énergie propre et à mettre à profit le renouvellement des immobilisations pour minimiser les coûts et les répercussions sur les consommateurs.

En août 2012, le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon a été officiellement adopté, et en septembre 2012, il a été publié dans la Partie II de la Gazette du Canada (voir référence 5). La limite de l’intensité des émissions de ce règlement entre en vigueur le 1^er juillet 2015. Le Règlement établit une limite d’émissions stricte de 420 tonnes de dioxyde de carbone par gigawattheure d’électricité produite (tCO₂/GWh) pour les nouveaux groupes électriques alimentés au charbon et ceux qui ont atteint leur fin de vie utile.

La vie utile d’un groupe est définie par le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de l’électricité produite à partir du charbon comme la période qui commence à la date de mise en service et qui se termine :

• dans le cas d’un groupe mis en service avant 1975, 50 ans après sa mise en service ou à la fin de 2019, selon la première de ces éventualités;
• dans le cas d’un groupe mis en service après 1974, mais avant 1986, 50 ans après sa mise en service ou à la fin de 2029, selon la première de ces éventualités;
• dans tout autre cas, 50 ans après sa mise en service.

On s’attend à ce que ce règlement entraîne la fermeture des groupes alimentés au charbon une fois qu’ils auront atteint la fin de leur vie utile, à moins qu’ils n’utilisent la technologie du captage et de la séquestration du carbone (CSC) ou la combustion de la biomasse. Par conséquent, on s’attend à ce que ce règlement entraîne une transition vers des modes de production d’électricité qui génèrent peu ou pas d’émissions, comme le gaz naturel à haut rendement, les énergies renouvelables ou les groupes thermiques alimentés en combustibles fossiles équipés d’un système de CSC.

2.2 Mesures de réglementation provinciales

En 2009, dans le cadre de son approche visant à atteindre un objectif de réduction des émissions de GES de 10 % par rapport aux niveaux de 1990 d’ici 2020, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a adopté le règlement Greenhouse Gas Emissions Regulations (règlement sur les GES de la Nouvelle-Écosse), qui imposait des plafonds d’émissions de GES de 2010 à 2020 aux installations qui émettent annuellement plus de 10 000 tonnes métriques d’éq. CO₂. En septembre 2013, la Nouvelle-Écosse a modifié ce règlement pour y inclure des plafonds d’émissions de GES de plus en plus stricts pour la période de 2021 à 2030.

On s’attend à ce que ces plafonds d’émissions de GES soient atteints au moyen des mesures destinées à gérer l’offre et la demande en électricité. Du côté de l’offre, la Nouvelle-Écosse a modifié son règlement Renewable Electricity Regulations en janvier 2013 pour exiger que 25 % des ventes totales en électricité proviennent de ressources renouvelables, soit de la production renouvelable de la province, soit des importations d’énergies renouvelables, d’ici 2015, et 40 % provenant de ressources renouvelables d’ici 2020 et après. Particulièrement, la Nouvelle-Écosse prévoit importer de l’électricité de Terre-Neuve-et-Labrador par l’entremise du Maritime Link à compter de 2017. Du côté de la demande, la Nouvelle-Écosse a mis en œuvre des plans de gestion axés sur la demande (GAD) pour réduire la consommation d’énergie grâce à l’efficacité énergétique et à la conservation de l’énergie.

2.3 Accords d’équivalence sur les règlements concernant les GES industriels

Puisque les gouvernements fédéral et provinciaux ont une responsabilité partagée en matière de protection de l’environnement du Canada, la LCPE (1999) prévoit la possibilité d’avoir recours à des accords d’équivalence comme outil permettant de minimiser le dédoublement réglementaire et d’offrir une souplesse dans l’atteinte de résultats équivalents.

L’article 10 de la LCPE (1999) autorise le gouverneur en conseil, sur recommandation du ministre de l’Environnement, à adopter un décret suspendant l’application d’un règlement fédéral dans une province ou un territoire. À cette fin, la province ou le territoire doit d’abord conclure un accord d’équivalence avec le gouvernement du Canada. Un accord d’équivalence est un accord écrit signé par le ministre fédéral de l’Environnement et la province ou le territoire qui déclare que des lois de la province ou du territoire contiennent des dispositions d’effet équivalant au règlement fédéral en question et des dispositions similaires aux articles 17 et 20 de la LCPE (1999) concernant les enquêtes sur les infractions présumées.

Environnement Canada a indiqué que le ministère était ouvert à l’élaboration d’accords d’équivalence pour les règlements sur les GES industriels avec les provinces ou les territoires intéressés, afin de minimiser les dédoublements réglementaires. Dans le cas de règlements sur les GES, les dispositions sont considérées comme équivalentes si elles entraînent un résultat équivalent en matière de GES. Plus particulièrement, les niveaux des émissions de GES ne doivent pas être plus élevés aux termes des règlements provinciaux ou territoriaux qu’ils ne le seraient aux termes de la réglementation fédérale, au cours de la période durant laquelle l’accord d’équivalence serait appliqué. Cela permet à une province ou à un territoire d’atteindre un objectif équivalent ou meilleur en matière de GES que ce qu’il aurait été aux termes du règlement fédéral de la façon la plus adaptée aux circonstances particulières.

2.4 Accord d’équivalence concernant le règlement sur les GES avec la province de la Nouvelle-Écosse

Le gouvernement du Canada et le gouvernement de la Nouvelle-Écosse travaillent en collaboration depuis 2009 pour contrer les émissions de GES. En janvier 2010, le ministre fédéral de l’Environnement et le ministre de l’Environnement de la Nouvelle-Écosse ont signé l’Entente de principe entre le Canada et la Nouvelle-Écosse sur la lutte contre les changements climatiques. L’Entente de principe a été élaborée en vue de conclure un accord d’équivalence éventuel aux termes de la LCPE (1999).

En mars 2012, Environnement Canada et la Nouvelle-Écosse ont annoncé leur intention d’élaborer un accord d’équivalence en ce qui a trait à la réglementation fédérale visant le secteur de l’électricité thermique au charbon. En septembre 2012, Environnement Canada a publié un avis dans la Partie I de la Gazette du Canada indiquant que la version provisoire d’un Accord d’équivalence concernant les règlements fédéral et néo-écossais visant le contrôle des émissions de gaz à effet de serre des producteurs d’électricité de la Nouvelle-Écosse (l’accord d’équivalence) était accessible au public pour qu’il émette des commentaires durant une période de 60 jours. L’accord d’équivalence a été signé le 26 mai 2014 et sera en vigueur à compter du 1^er juillet 2015. Subséquemment, en juin 2014, Environnement Canada a publié le projet de décret dans la Partie I de la Gazette du Canada pour obtenir les commentaires du public durant une période de 60 jours.

Même si l’accord d’équivalence a une durée de vie de quatre ans et demi (c’est-à-dire du 1^er juillet 2015 au 31 décembre 2019), le gouvernement du Canada voulait s’assurer que le règlement de la Nouvelle-Écosse sur les GES continue, après 2019, d’entraîner des résultats en matière d’émissions de GES équivalant à ceux qui auraient été obtenus en vertu du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon. Le but est de fournir une certitude concernant la réglementation, à plus long terme, pour permettre à l’industrie de prendre des décisions informées sur les investissements et de faciliter le renouvellement de l’accord d’équivalence après sa durée initiale de quatre ans et demi. Cette approche contribue à atténuer le risque qu’il soit jugé que le règlement de la Nouvelle-Écosse sur les GES n’a pas un effet équivalent sur les émissions de GES à l’avenir, entraînant l’application subite du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon dans la province. Une telle situation pourrait entraîner des fermetures immédiates des groupes thermiques alimentés au charbon, une perturbation de l’approvisionnement en électricité en Nouvelle-Écosse et/ou un potentiel de non-conformité à la réglementation fédérale sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon pour lequel le producteur d’électricité de la province pourrait devoir faire face à de fortes amendes et pénalités.

Comme condition de l’accord, la Nouvelle-Écosse a modifié son règlement sur les GES en septembre 2013 pour y intégrer des plafonds d’émissions de GES du secteur de l’électricité, de 2021 à 2030, qui auront, selon les projections, un effet équivalant à l’effet prévu du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité de charbon au cours de la même période. On s’attend à ce que ces plafonds d’émissions du secteur de l’électricité soient respectés en diminuant la production d’électricité des groupes de charbon et en remplaçant cette capacité par une production accrue d’électricité à partir de sources renouvelables, y compris au moyen d’importations d’énergie hydroélectrique de Terre-Neuve-et-Labrador, ainsi que des plans de GAD.

Le tableau 1 ci-dessous montre les plafonds d’émissions de GES de la province pour la période de 2010 à 2030. Il faut souligner que pour certaines périodes, le plafond est fixé de manière cumulative pour un certain nombre d’années, tandis que pour d’autres périodes, le plafond est fixé pour les émissions de GES d’une seule année. En moyenne, les plafonds de GES de la province diminuent et, par conséquent, deviennent plus stricts d’une année à l’autre.

Tableau 1 : Plafonds provinciaux d’émissions de GES de la Nouvelle-Écosse

Années civiles	2010-2011	2012-2013	2014-2016	2017-2019	2020	2021-2024	2025	2026-2029	2030
Plafonds d’émissions pour toutes les installations de la Nouvelle-Écosse (en millions de tonnes d’éq. CO2)	19,22	18,5	26,32	24,06	7,5	27,5	6	21,5	4,5

Source : Environment Act de la Nouvelle-Écosse, S.N.S. 1994-1995, paragraphe 28(6) et article 112, ch. 1, décret 2009-341 (14 août 2009), règlement de la Nouvelle-Écosse 260/2009, tel qu’il a été modifié par le décret 2013-332 (10 septembre 2013), règlement de la Nouvelle-Écosse 305/2013.

3. Enjeux

La Nouvelle-Écosse a adopté un règlement sur les GES qui a un effet équivalant à la norme de rendement imposée en vertu du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon. Elle a aussi, dans la législation environnementale, des dispositions en vigueur qui sont similaires aux articles 17 à 20 de la LCPE (1999) pour les enquêtes sur les infractions présumées.

Conformément aux exigences de la LCPE (1999), les deux ordres de gouvernement ont élaboré un accord d’équivalence qui permettra au gouvernement fédéral de suspendre l’application de son règlement dans la province, réduisant ainsi le dédoublement réglementaire et le fardeau financier tout en veillant à ce que les émissions de GES produites par le secteur de l’électricité en Nouvelle-Écosse ne soient pas plus élevées qu’elles ne l’auraient été en vertu du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon.

En l’absence d’autres mesures, le producteur d’électricité de la province serait assujetti à la fois au règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon et au règlement de la Nouvelle-Écosse sur les GES. On s’attend à ce que ces deux régimes de réglementation entraînent des émissions de GES équivalentes dans le secteur de l’électricité. Toutefois, ensemble, ils imposent des exigences réglementaires qui devraient causer un fardeau financier et administratif évitable pour le producteur d’électricité en Nouvelle-Écosse et un fardeau administratif évitable pour le gouvernement fédéral. Cette situation fournit une justification à l’intervention du gouvernement au moyen d’un décret visant à suspendre l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse.

4. Objectifs

L’objectif du Décret est de minimiser le dédoublement réglementaire et le fardeau financier pour le producteur d’électricité en Nouvelle-Écosse en suspendant l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse. Cette suspension est conforme à la Directive du Cabinet sur la gestion de la réglementation du gouvernement fédéral qui, entre autres objectifs, vise à contrôler le fardeau administratif et à minimiser le dédoublement réglementaire tout au long du processus réglementaire.

5. Description

Le Décret, pris en vertu du paragraphe 10(3) de la LCPE (1999), est une déclaration à l’effet que le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse, à compter du 1^er juillet 2015.

6. Profil du secteur

Le Décret suspendra l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse. Pour aider le lecteur à comprendre la portée et les incidences du Décret, l’analyse suivante fournit un profil du secteur de la production d’électricité en Nouvelle-Écosse. Cette analyse porte également sur certaines caractéristiques clés du secteur en ce qui concerne la capacité de production et la combinaison de combustibles, l’alimentation électrique à l’échelle interprovinciale, ainsi que la demande d’électricité, qui ont toutes une incidence sur l’évaluation des répercussions du Décret.

À moins d’indications contraires, les données présentées ici proviennent du modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC) d’Environnement Canada.

Le secteur de la production d’électricité en Nouvelle-Écosse est composé de producteurs des services publics et de producteurs indépendants qui produisent de l’électricité en transformant l’énergie du charbon, du gaz naturel, de l’eau, du coke de pétrole et du vent en électricité. Le processus d’approvisionnement du public en électricité comprend non seulement la production d’électricité au groupe, mais aussi sa distribution au moyen du réseau électrique. La figure 1 ci-dessous montre la production par principaux types de combustibles en Nouvelle-Écosse en 2010 et 2011.

De façon générale, la production totale d’électricité en Nouvelle- Écosse en 2011 était de 11 400 gigawattheures (GWh), desquels 53 % étaient produits à partir de charbon, 21 % à partir de gaz naturel, 9 % à partir de l’hydroélectricité et 9 % à partir des produits pétroliers raffinés, tandis que d’autres sources comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire comptaient pour les 7 % restants.

Figure 1 : Production par principaux types de combustibles en Nouvelle-Écosse

Le marché de l’électricité de la Nouvelle-Écosse est réglementé par le Nova Scotia Utility and Review Board (NSUARB). Le NSUARB exerce une surveillance réglementaire des services publics. Les prix de l’électricité sont établis par le NSUARB pour couvrir les coûts de production et permettre aux investisseurs d’obtenir un taux de rendement raisonnable.

L’interconnexion du réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador et celui du Nouveau-Brunswick permettrait à la Nouvelle-Écosse d’avoir des entrées et des sorties d’électricité en réponse aux conditions relatives à la demande dans ces trois provinces. La figure 2 ci-dessous présente les tendances historiques de la circulation de l’électricité vers la Nouvelle-Écosse et à l’extérieur de cette province.

Figure 2 : Entrées et sorties d’électricité de la Nouvelle-Écosse du Nouveau-Brunswick

La Nouvelle-Écosse a conclu un accord avec Terre-Neuve-et-Labrador pour recevoir une partie de la production du projet hydroélectrique de Muskrat Falls (Muskrat Falls). La Nouvelle-Écosse recevrait 20 % de l’énergie de Muskrat Falls durant 35 années (le bloc de base d’environ 0,9 térawattheure [TWh]) et un supplément de 0,2 TWh/année durant les cinq premières années de l’accord (blocs supplémentaires) (voir référence 6). Le producteur d’électricité serait ensuite en mesure d’acheter de l’énergie hydroélectrique supplémentaire aux taux des marchés. Ces importations vers la Nouvelle-Écosse commenceraient en 2017 et se poursuivraient après, au besoin.

De plus, on s’attend à ce que la Nouvelle-Écosse continue les flux commerciaux d’électricité avec le Nouveau-Brunswick, dont l’ampleur dépend de la production et des conditions du marché au sein de la Nouvelle-Écosse.

À l’heure actuelle, le secteur de la production d’électricité en Nouvelle-Écosse tire parti de la combinaison entière de l’hydroélectricité, du charbon, du gaz naturel, de l’énergie éolienne et d’autres sources de production disponibles. En même temps, la production actuelle de toutes ces sources est considérablement moins élevée que la production potentielle. La production potentielle peut être déterminée en supposant que la capacité est pleinement opérationnelle durant chaque heure, au cours d’une année entière. La différence entre la production potentielle et réelle peut être attribuée à de nombreux facteurs, comme les calendriers d’entretien nécessaires.

Le tableau 2 plus bas indique la production réelle, la production potentielle et le niveau d’utilisation de la capacité des principaux types de production en tant que moyenne au cours de la période de cinq ans de 2007 à 2011. Les groupes de production d’électricité à partir de charbon avaient le niveau d’utilisation de la capacité le plus élevé en 2011, tandis que la production réelle était à plus de 70 % de la pleine capacité. Suivait la production à l’hydroélectricité, au gaz naturel et à l’énergie éolienne, tandis que les autres sources, telles que les vagues et l’énergie solaire, connaissaient des taux d’utilisation relativement faibles.

Tableau 2 : Production réelle par rapport à la production potentielle en Nouvelle-Écosse — moyenne au cours de la période de 2007 à 2011 (voir référence 7)

Type	Production réelle (GWh)	Production potentielle (GWh)	Utilisation de la capacité (réelle/potentielle)
Charbon	8 285 (voir note 1*)	11 300	73 %
Gaz naturel	1 695	6 330	27 %
Hydroélectricité	1 005	3 540	28 %
Énergie éolienne	326	2 920	11,1 %
Total	11 618	24 090	48 %

Note 1* Inclut la production à partir de charbon et de coke de pétrole.

La Nouvelle-Écosse compte au total huit groupes alimentés au charbon, dont deux atteindraient la fin de leur vie utile, telle que cette dernière est définie par le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon, d’ici 2022, et dont quatre d’ici 2030. On s’attend à ce que les deux autres groupes ne soient pas touchés par le Décret au cours de la période d’analyse, car on s’attend à ce qu’ils atteignent la fin de leur vie utile en 2041 et 2044, respectivement. Dans son 2009 Climate Change Action Plan et son 2009 Energy Strategy, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse s’engage à entreprendre une transition ordonnée du charbon vers des sources d’énergie plus propres et plus durables (voir référence 8). À la suite de ceux-ci, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a modifié son règlement Renewable Electricity Regulations en janvier 2013 pour exiger que 25 % du total des ventes d’électricité proviennent de sources d’énergie renouvelables, soit de la production ou des importations d’énergie renouvelable de la province d’ici 2015, et que 40 % en proviennent des ressources renouvelables d’ici 2020 et après (voir référence 9). De plus, le règlement de la Nouvelle-Écosse sur les GES a aussi été adopté et plafonne les émissions du secteur de l’électricité, ce qui entraînera une réduction de l’utilisation des combustibles fossiles (principalement du charbon et du coke de pétrole).

Les principaux consommateurs d’électricité sont présentés au tableau 3 plus bas. Les secteurs consommateurs les plus importants en Nouvelle-Écosse en 2011 étaient le secteur résidentiel (39 %) suivi des secteurs commercial (32 %) et industriel (29 %) (voir référence 10). Le secteur du transport a consommé seulement une faible partie de l’électricité en 2005, et sa consommation a été réduite à zéro en 2008 et en 2011.

Tableau 3 : Consommation d’électricité par secteur en Nouvelle-Écosse de 2005 à 2011 (GWh)

	2005	2008	2011
Industriel	4 269	4 252	3 157
Résidentiel	4 131	4 211	4 357
Commercial	3 210	3 342	3 520
Transports	6	0	0
Total	11 616	11 806	11 035

En 2012, l’usine de pâtes et papiers Bowater Mersey et l’usine de pâtes et papiers Minas Basin en Nouvelle-Écosse ont fermé leurs portes pour une durée indéterminée. Comme les usines de pâtes et papiers sont des industries à intensité énergétique très élevée, la fermeture de ces deux usines a entraîné une diminution de la consommation d’électricité en Nouvelle-Écosse, ce qui a réduit la pression de la demande dans la province.

7. Options réglementaires et non réglementaires considérées

Étant donné que les exigences relatives à l’article 10 de la LCPE (1999) ont été respectées en ce qui a trait au règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon dans la province, un Décret a été adopté.

Un Décret est le seul instrument réglementaire qui permet au gouverneur en conseil de suspendre l’application du règlement fédéral sur les émissions de GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon en Nouvelle-Écosse. L’application de cet instrument à cette fin est harmonisée aux objectifs du gouvernement du Canada visant à coordonner la mise en œuvre et la gestion de la réglementation pour minimiser la complexité et les dédoublements et coopérer avec les juridictions pertinentes pour gérer tous les impacts cumulatifs et réduire les exigences conflictuelles.

Les options non réglementaires, comme les options volontaires ou les codes de pratiques, ne sont donc pas des outils pertinents pour l’atteinte de cet objectif.

8. Analyse coûts-avantages

L’analyse coûts-avantages (ACA) se fonde sur les résultats tirés du modèle E3MC d’EC. Bien qu’ils reposent sur la meilleure information qui soit disponible à l’heure actuelle, ces résultats présentent un scénario possible qui, comme toutes les projections à long terme, est teinté d’incertitude quant à des projections particulières, par exemple quant à de nouveaux groupes particuliers, aux mises hors service, au mélange de types de production, ou à d’autres données et hypothèses.

L’objectif de l’ACA est d’évaluer les impacts qui devraient s’ajouter à ceux qui se produiraient en l’absence du Décret. À cette fin, deux scénarios ont été élaborés : le scénario du maintien du statu quo (MSQ) et le scénario réglementaire (voir ci-dessous pour les définitions complètes). Le scénario du MSQ illustre ce que serait le secteur de l’électricité en Nouvelle-Écosse en l’absence du Décret, c’est-à-dire avec l’application du règlement fédéral visant la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon et en l’absence de plafonds d’émissions de GES de la province après 2020. Le scénario réglementaire illustre ce que serait le secteur de l’électricité avec la suspension de l’application du règlement fédéral visant la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse et l’application de plafonds d’émissions de GES de la province entre 2021 et 2030. Les impacts différentiels ont été mesurés en comparant ces deux scénarios, puis la contribution du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province de 2021 à 2030 ont été évalués.

La valeur monétaire des impacts différentiels a été établie dans la mesure du possible. Lorsque ce n’était pas possible, soit à cause d’un manque de données appropriées ou de difficultés dans l’évaluation de la valeur de certaines composantes, les impacts différentiels ont été évalués en termes qualitatifs.

La période d’évaluation des impacts différentiels couvre 16 ans (2015-2030). À moins d’indication contraire, toutes les valeurs monétaires présentées sont actualisées à 3 % jusqu’à 2015, puisqu’il s’agit de l’année où le règlement fédéral visant la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon entre en vigueur. Toutes les valeurs sont exprimées en dollars canadiens de 2010.

8.1 Résumé

Selon le scénario du MSQ, le producteur d’électricité fermerait ses groupes alimentés au charbon lorsqu’ils seraient rendus à la fin de leur vie utile en réponse au règlement fédéral visant la production d’électricité à partir du charbon. Le producteur d’électricité exploite actuellement huit groupes alimentés au charbon d’une capacité totale de 1 308 mégawatts (MW), dont deux seraient mis hors service d’ici 2022, quatre en 2030 et deux à un certain moment après 2040. En somme, six des huit groupes alimentés au charbon seraient mis hors service d’ici 2030, soit la dernière année de la période d’analyse pour cette analyse coûts-avantages.

Selon le scénario réglementaire, le producteur d’électricité continuerait d’exploiter la plupart de ses groupes alimentés au charbon pendant la période d’analyse. Afin de respecter les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030, le producteur d’électricité mettrait hors service un de ses groupes alimentés au charbon et réduirait sa production d’électricité à partir des groupes existants alimentés au charbon et au gaz naturel.

Ensemble, la suspension de l’application du règlement fédéral visant la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon et la mise en place de plafonds de la province pour 2021-2030 mèneraient à une réduction nette de la production d’électricité à partir de groupes alimentés au charbon et de groupes alimentés au gaz naturel, à une réduction nette des émissions de GES d’environ 3 Mt éq. CO₂, à l’évitement de dépenses en immobilisations, à l’évitement de coûts de production pour le producteur d’électricité et à la perte d’exportations d’électricité vers l’étranger. Cela s’explique par le fait que le producteur d’électricité ne pourrait pas augmenter considérablement les taux d’utilisation des groupes alimentés au charbon et des groupes alimentés au gaz naturel existants en raison des plafonds des émissions de GES pour 2021-2030, comme il aurait pu le faire selon le scénario du MSQ, auquel cas les groupes alimentés au charbon peuvent continuer d’être exploités sans restrictions jusqu’à ce qu’ils atteignent la fin de leur vie utile. Cette contrainte reflète la nature obligatoire des plafonds des émissions de GES de la province après 2020.

En résumé, la valeur actualisée nette du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 au cours de la période à l’étude est estimée à environ 175 millions de dollars (voir référence 11). La valeur actualisée des avantages est estimée à environ 297 millions de dollars, attribuable en grande partie aux coûts de production évités (159 millions de dollars), aux avantages différentiels de la réduction des émissions de GES (88 millions de dollars) et aux coûts de mise hors service évités (50 millions de dollars). La valeur actualisée des coûts est estimée à environ 122 millions de dollars, attribuable en grande partie à la perte d’exportations nettes vers l’étranger (50 millions de dollars), aux coûts nets de remise à neuf (39 millions de dollars) et aux coûts fixes additionnels de F et E associés à la remise à neuf de groupes alimentés au charbon (33 millions de dollars). Dans l’ensemble, les avantages estimés du Décret et des plafonds des émissions de GES pour la période allant de 2021 à 2030 devraient l’emporter sur les coûts estimés par un rapport de 2,5 à 1.

Il convient de noter que l’analyse est de portée nationale, conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : Propositions de réglementation du Secrétariat du Conseil du Trésor (Guide du SCT) (voir référence 12). Le Décret et les plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 ne devraient pas avoir d’importants impacts différentiels sur la production du secteur de l’électricité dans les provinces voisines telles que le Québec et le Nouveau-Brunswick. Des changements dans les exportations nettes vers l’étranger devraient toutefois se produire, ceux-ci étant discutés à la section 8.5.7.

Le Décret et les plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 devraient avoir un impact sur le niveau des émissions de polluants atmosphériques. Ces changements dans les émissions de polluants atmosphériques devraient être mineurs et, par conséquent, ne devraient pas avoir d’impacts importants sur la santé ou l’environnement pour la période de 2015 à 2030.

8.2 Cadre d’analyse

8.2.1 Portée de l’analyse

L’analyse coûts-avantages vise à évaluer les impacts différentiels du Décret et des plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 sur le secteur de la production d’électricité au Canada. L’ACA est de portée nationale et elle représente une perspective sociétale conformément au Guide du SCT.

8.2.2 Période d’analyse

La période d’évaluation des impacts différentiels couvre 16 ans (2015-2030). L’analyse débute en 2015, lorsque le Décret entrera en vigueur. La dernière année de l’analyse est 2030, conformément au délai des modifications que la Nouvelle-Écosse a apportées à son règlement afin de signer l’accord d’équivalence pour le contrôle des émissions de GES provenant du secteur de l’électricité de la Nouvelle-Écosse.

8.2.3 Définition des scénarios et des impacts différentiels

Scénario du maintien du statu quo (MSQ)

Le scénario du MSQ établit ce à quoi ressemblera à l’avenir le secteur de la production d’électricité dans la province si le Décret n’est pas mis en œuvre. Dans ce scénario, le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon continuerait de s’appliquer et le producteur d’électricité mettrait hors service ses groupes alimentés au charbon à la fin de leur vie utile. Le producteur d’électricité respecterait les exigences concernant les énergies renouvelables (25 % du total des ventes proviendrait de sources renouvelables en 2015 et 40 % d’ici 2020 et après) et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2010-2020, tels qu’ils sont discutés à la section « Contexte ». Les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 ont été modifiés comme condition de l’accord d’équivalence. Par conséquent, les plafonds modifiés ne sont pas inclus dans le scénario du MSQ. Le règlement provincial sur la qualité de l’air (voir référence 13), qui exige que le producteur d’électricité respecte les plafonds d’émissions de divers principaux contaminants atmosphériques provenant de groupes thermiques alimentés aux combustibles fossiles, et le plan de GAD (voir référence 14) sont d’autres politiques incluses dans le scénario du MSQ.

Les exigences de la politique et le plan de GAD ont été modélisés au moyen du modèle E3MC. Comme il l’a déjà été mentionné, les résultats de ce modèle reposent sur un ensemble de données d’entrée et d’hypothèses. Par conséquent, les résultats de la modélisation présentent une trajectoire possible que le producteur d’électricité pourrait suivre pour satisfaire aux exigences de la politique. Il convient de noter qu’il peut utiliser une stratégie de réponse différente, qui pourrait entraîner une trajectoire différente.

Le tableau 4 ci-dessous montre le calendrier des fermetures de groupes alimentés au charbon selon le scénario du MSQ. Au total, six groupes alimentés au charbon, d’une capacité combinée de 952 MW, seraient mis hors service d’ici 2030. De ces six groupes, deux ayant une capacité combinée de 330 MW seraient fermés d’ici 2022, et quatre ayant une capacité combinée de 622 MW seraient fermées en 2030. Par conséquent, la province connaîtrait une réduction de sa production d’électricité provenant de groupes alimentés au charbon à partir de 2020, la plus forte réduction se produisant en 2030. Toutefois, entre 2021 et 2029, étant donné qu’il n’y aurait pas de plafonds pour les émissions de GES de la province, le producteur d’électricité peut augmenter les taux d’utilisation des groupes alimentés au charbon et des groupes alimentés au gaz naturel. Les taux d’utilisation plus élevés compensent en partie la réduction de la production d’électricité attribuable à la fermeture de groupes alimentés au charbon.

De plus, comme le secteur de l’électricité doit satisfaire à l’exigence concernant les énergies renouvelables, de la nouvelle capacité provenant des ressources renouvelables devrait connaître une hausse considérable à partir de 2015 ou avant. Par conséquent, la production d’électricité à partir de sources renouvelables devrait remplacer une partie de la production réduite des groupes alimentés au charbon. À mesure que l’exigence concernant les énergies renouvelables augmenterait à 40 %, le secteur de l’électricité devrait investir davantage dans la capacité provenant des ressources renouvelables, en plus des importations d’énergie de sources renouvelables depuis Terre-Neuve-et-Labrador.

Tableau 4 : Groupes alimentés au charbon mis hors service dans le scénario du MSQ

Année de mise hors service	Nombre de groupes	Capacité de production au charbon mise hors service (MW)
2020	1	165
2022	1	165
2030	4	622
Total	6	952

Le gaz naturel joue aussi un rôle important dans le mélange de types de production d’électricité. Plus précisément, les taux d’utilisation des groupes existants alimentés au gaz naturel devraient augmenter à mesure que les groupes au charbon seraient mis hors service. Cela contrebalancerait, dans une certaine mesure, la réduction dans la production d’électricité imputable à la mise hors service de groupes alimentés au charbon avant 2030. Toutefois, comme quatre groupes alimentés au charbon seraient mis hors service en 2030, une nouvelle capacité de groupes alimentés au gaz naturel devrait être installée pour contrebalancer la réduction de la capacité des groupes alimentés au charbon.

En résumé, la stratégie de réponse attendue inclut la mise hors service de groupes alimentés au charbon, la hausse des taux d’utilisation des groupes existants alimentés au charbon et au gaz naturel, de nouveaux investissements en immobilisations dans les énergies renouvelables et le gaz naturel, ainsi que l’importation d’énergie renouvelable de Terre-Neuve-et-Labrador.

Scénario réglementaire

Le scénario réglementaire établit ce à quoi ressemblerait le secteur de la production d’électricité avec la mise en œuvre du Décret. Ce scénario diffère du scénario du MSQ comme suit : (1) l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon est suspendue, et (2) les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 sont en place. Étant donné que le gouvernement de la Nouvelle- Écosse a modifié son règlement afin d’y inclure des plafonds d’émissions de GES pour la période de 2021 à 2030 comme condition de l’entente sur l’équivalence, ces plafonds sont différentiels et ils sont donc intégrés dans le scénario réglementaire.

Bien que les groupes alimentés au charbon soient maintenant autorisés à rester en service, le producteur d’électricité fermerait un de ces groupes d’une capacité de 165 MW. Dans le scénario du MSQ, il était prévu que ce groupe serait mis hors service en 2022 mais, dans le scénario réglementaire, il le serait en 2018 (voir référence 15). Par conséquent, même si aucun des huit groupes alimentés au charbon n’est obligé de fermer en raison de la suspension de l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon, un groupe fermera et sept demeureront en service.

Il convient de noter que, selon ce scénario, le secteur de l’électricité devrait aussi respecter l’exigence concernant les énergies renouvelables. Il est prévu que le secteur de l’électricité suivrait une voie semblable à celle discutée dans le scénario du MSQ pour ce qui est de satisfaire à l’exigence concernant les énergies renouvelables.

Impacts différentiels du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030

La suspension de l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon permettrait au producteur d’électricité de continuer à exploiter les groupes au charbon atteignant la fin de leur vie utile qui auraient autrement été mis hors service à ce point selon le scénario du MSQ. Cette souplesse devrait permettre l’évitement d’investissements dans une capacité de production à partir du gaz naturel. Il est toutefois supposé que les groupes alimentés au charbon auraient besoin d’être remis à neuf à la fin de leur vie utile. Inversement, cela signifie qu’ils ne seraient pas mis hors service et donc que les coûts de fermeture seraient évités. Il convient de noter que ces coûts sont ponctuels et évités une seule fois, car l’analyse couvre la période allant de 2015 à 2030. Le tableau 5 fournit un résumé des avantages et des coûts du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030.

En outre, de 2015 à 2030, la capacité additionnelle de production d’électricité à partir du charbon entraîne des coûts fixes additionnels de F et E selon le scénario du MSQ. Inversement, par rapport au scénario du MSQ, il se produit une réduction dans la capacité de production d’électricité à partir du gaz naturel, ce qui entraîne l’évitement de coûts fixes de F et E.

De plus, avant 2030, le producteur d’électricité serait tenu de générer, selon le scénario du MSQ, moins d’électricité des unités au charbon et au gaz naturel afin de respecter les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030. Le secteur de l’électricité devrait donc connaître une réduction cumulative de la production d’électricité en Nouvelle-Écosse et, par conséquent, au Canada. Il est également prévu que la Nouvelle-Écosse serait obligée de faire davantage appel à l’importation d’énergie renouvelable du projet de Muskrat Falls afin de satisfaire à la demande et aux normes provinciales sur l’énergie renouvelable. Selon le scénario du MSQ, cela réduit la production disponible pour l’exportation aux États-Unis depuis Muskrat Falls par le Nouveau-Brunswick, menant à une réduction globale des exportations d’électricité. La réduction de la production d’électricité à partir d’unités alimentées au charbon et d’unités alimentées au gaz naturel entraîne également des avantages additionnels découlant de la réduction des émissions de GES, de changements additionnels dans les émissions de polluants atmosphériques, de l’évitement des coûts en carburant, ainsi que de l’évitement de coûts variables de F et E associés à une dépendance réduite aux unités au charbon et au gaz naturel.

Il convient de noter que les coûts variables de F et E font référence aux coûts de fonctionnement et d’entretien assumés relativement à l’augmentation du niveau de production d’électricité. L’entretien imprévu mineur; l’utilisation d’eau, de produits chimiques et de calcaire (lorsque la désulfuration des gaz de combustion est faite); l’utilisation d’une source d’énergie d’appoint et les coûts d’élimination des cendres en sont des exemples typiques.

Les coûts fixes de F et E sont les coûts associés à la capacité et ils ne dépendent pas de la production d’électricité. Tous les coûts de fonctionnement fixes, tels que les pièces de rechange et l’entretien périodique majeur, en sont des exemples typiques.

Tableau 5 : Avantages et coûts du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030

Avantages

Coûts

Coûts de production évités Dépenses en immobilisations et coûts fixes de F et E associés à la nouvelle capacité de gaz naturel évités Coûts de F et E variables associés à la diminution de la production des groupes alimentés au charbon et des groupes alimentés au gaz naturel évités Consommation évitée de carburant Mise hors service évitée des groupes alimentés au charbon Coûts d’administration évités Coûts évités pour le gouvernement Réductions additionnelles des émissions de GES Changements additionnels dans les émissions de polluants atmosphériques (voir note 2*)

Augmentation des coûts de production Coûts fixes additionnels de F et E liés à la poursuite de l’exploitation des groupes alimentés au charbon Remise en état de groupes alimentés au charbon Exportations nettes non réalisées d’électricité depuis le Canada vers les États-Unis

Note 2* Les impacts différentiels des changements dans les émissions de polluants atmosphériques n’ont pas été quantifiés ou monétisés.

8.2.4 Taux d’actualisation

Un taux d’actualisation public de 3 % est utilisé dans l’analyse visant à estimer la valeur actualisée des coûts et des avantages en 2015. Il correspond au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor et est utilisé dans l’analyse relative à la réglementation fédérale visant les émissions de GES provenant du secteur de l’électricité alimenté au charbon. Le taux d’actualisation de 3 % est conforme au taux d’actualisation utilisé dans d’autres règlements canadiens sur les GES. Les coûts et les avantages ont été actualisés à 2015, la première année de l’entrée en vigueur du Décret. Une analyse de sensibilité du taux d’actualisation a été effectuée dans le but de déterminer la sensibilité des résultats pour d’autres taux d’actualisation.

8.2.5 Valeur résiduelle

Étant donné que la période d’analyse se termine en 2030, la valeur résiduelle des remises en état est déduite après l’amortissement des coûts initiaux au cours de la durée de vie prévue de l’investissement de manière à ce que seuls les coûts comptabilisés durant la période d’analyse soient inclus dans les calculs. Une méthode similaire est adoptée pour les coûts d’immobilisations évités.

8.3 Outils, données et sources d’information économiques

8.3.1 Production, utilisation de l’énergie et émissions

Aux fins de l’analyse, diverses sources d’information sont utilisées, notamment une grande quantité de données fournie par les représentants provinciaux de la Nouvelle-Écosse et le producteur d’électricité lors des consultations préalables. L’analyse est fondée sur les résultats de la modélisation effectuée par EC à l’aide du modèle E3MC. Le modèle E3MC comprend deux composantes : le modèle Énergie 2020, qui rassemble la structure de l’offre et de la demande d’énergie du Canada et le modèle macroéconomique de l’économie canadienne d’Informetrica (TIM). Les projections économiques à long terme ont été élaborées à l’aide du modèle TIM et tiennent compte des projections de la croissance de la productivité et des projections de Statistique Canada concernant la croissance démographique. Plus particulièrement, les données sur la capacité, la demande, la production, les GES (éq. CO₂) et les polluants atmosphériques dans le scénario du MSQ ainsi que dans le scénario de réglementation ont été générées à partir du modèle E3MC.

8.3.2 Facteurs du prix des combustibles et des émissions

Les projections utilisées dans cette analyse sur le prix du gaz naturel et du charbon dans les services publics ont été générées par le modèle E3MC et sont fondées sur les coûts historiques du gaz naturel et du charbon dans les services publics de la Nouvelle-Écosse tirés de Statistiques Canada (voir référence 16). L’année de base pour le prix du gaz naturel est 2011; il s’agit de la dernière année pour laquelle des données historiques sont disponibles, au moment où le prix du gaz naturel était de 5,57 $/MBTU. L’année de base pour le prix du charbon est 2011, au moment où le prix du charbon était de 3,55 $/MBTU. La projection du prix du charbon est calculée à l’aide des variations en pourcentage de la projection du prix du charbon à la sortie de la mine de la Energy Information Administration des États-Unis. La projection du prix du gaz naturel suit la tendance du prix de Henry Hub. Des ajustements ont été apportés aux données historiques de 2012-2013 sur le gaz naturel afin de tenir compte de la nature du marché du gaz naturel en Nouvelle-Angleterre, où la Nouvelle-Écosse achète ce combustible (voir référence 17). La figure 3 ci-dessous présente les prix du charbon et du gaz naturel utilisés dans la présente analyse.

Figure 3 : Prix du combustible utilisés dans l’analyse

8.3.3 Coût social du carbone

La valeur estimée des dommages évités au moyen des réductions de GES est fondée sur les dommages des changements climatiques évités au niveau mondial. Ces dommages sont habituellement appelés coût social du carbone (CSC). Les estimations du CSC peuvent varier de manière importante d’un pays à l’autre et à l’intérieur d’un même pays, en raison des défis que comporte la prévision des émissions futures, des changements climatiques et des dommages, et la détermination de la pondération appropriée des futurs coûts relativement aux coûts à court terme (taux d’actualisation) et des dommages à l’étranger relativement aux dommages nationaux.

Les valeurs du CSC utilisées dans la présente évaluation sont tirées du travail en cours effectué par EC en collaboration avec un groupe de travail fédéral interministériel et en consultation avec des experts universitaires externes (voir référence 18). Ce travail comprend l’examen de la documentation existante et des méthodes des autres pays relatives à l’établissement de la valeur des émissions de GES.

À la lumière des recommandations préliminaires, fondées sur la documentation existante alignée sur l’approche adoptée par le Groupe de travail interorganisme des États-Unis sur le coût social du carbone (voir référence 19), il serait raisonnable d’estimer la valeur du CSC à 28,15 $/tonne d’éq. CO₂ en 2013, une valeur qui augmente chaque année avec l’augmentation des dommages prévue (voir la figure 4 ci-dessous) (voir référence 20). L’examen d’Environnement Canada conclut également qu’il faut envisager une valeur de 111,55 $/tonne en 2013, ce qui reflète les arguments soulevés par Weitzman (2011) (voir référence 21) et Pindyck (2011) (voir référence 22) au sujet du traitement des distributions de probabilité désaxées vers la droite des valeurs du CSC dans les analyses coûts-avantages (voir la figure 4 ci-dessous) (voir référence 23). Leurs arguments exigent de prendre en compte entièrement dans les analyses coûts-avantages les scénarios de faible probabilité de dommages aux coûts élevés causés par les changements climatiques afin de refléter le risque de façon plus précise. Toutefois, une valeur de 111,55 $/tonne ne reflète pas le haut de l’échelle des estimations du CSC, car certaines études ont obtenu des valeurs supérieures à 1 000 $/tonne de carbone émise.

Le Groupe de travail interministériel fédéral sur le CSC conclut également que les estimations susmentionnées doivent être constamment mises à jour afin d’incorporer les progrès réalisés en sciences physiques, dans les documents sur l’économie et dans la modélisation et de s’assurer que les estimations sur le CSC restent à jour. Environnement Canada continuera à collaborer avec le Groupe de travail interministériel fédéral et les experts de l’extérieur pour examiner et incorporer, au besoin, la nouvelle recherche sur le CSC à l’avenir.

Figure 4 : Estimations du CSC (dollars canadiens de 2010 par tonne)

Source : Groupe de travail interministériel sur le coût social du carbone.

8.3.4 Prix de l’électricité à l’importation et à l’exportation

Les prévisions des prix de l’électricité à l’importation et à l’exportation sont établies avec le modèle E3MC et sont fondées sur la composition des différents contrats d’exportation historiques et futurs à court et à long terme. Les prix des contrats d’exportation d’électricité à court et à long terme varient de façon systématique; par conséquent, les hypothèses sur la composition future des contrats auront une incidence sur les prévisions des prix. Les importations des États-Unis sont fondées sur le coût moyen pondéré de l’électricité dans la zone d’importation.

8.4 Impacts différentiels du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 : changements dans la demande, la capacité et la production

8.4.1 Demande

Selon le scénario du MSQ et le scénario de réglementation, la demande totale en électricité devrait passer de 9,9 térawattheures (TWh) en 2015 à 10,4 TWh en 2030 (tableau 6), avec de légères différences entre les deux scénarios.

Tableau 6 : Demande en électricité (TWh) de la Nouvelle-Écosse

année	2015	2020	2025	2030
Scénario du MSQ	9,932	9,963	9,999	10,411
Scénario de réglementation	9,932	9,959	10,003	10,404

8.4.2 Capacité

1. Charbon

Il y a en tout huit groupes alimentés au charbon en Nouvelle-Écosse. Six des huit groupes auraient été touchés par la réglementation fédérale visant les émissions de GES provenant du secteur de l’électricité alimenté au charbon durant la période couverte par l’analyse et les deux autres atteindraient la fin de leur vie utile après 2040.

Comparativement au scénario du MSQ, on estime que la capacité de production d’électricité alimentée au charbon du scénario de réglementation serait supérieure de 787 MW en 2030 (voir le tableau 7). Cela s’explique par la poursuite de l’exploitation de cinq groupes qui autrement auraient été fermés en vertu de la réglementation fédérale visant les émissions de GES provenant du secteur de l’électricité alimenté au charbon.

Il faut souligner qu’un des groupes alimentés au charbon qui aurait été fermé dans le scénario du MSQ en 2022 serait quand même fermé dans le scénario de réglementation, mais plus tôt, soit en 2018. Tous les autres groupes qui auraient été fermés dans le scénario du MSQ poursuivraient leur exploitation dans le scénario de réglementation.

Tableau 7 : Calendrier de déclassement et capacité des groupes alimentés au charbon

Scénario du MSQ			Scénario de réglementation
Nombre de groupes	Capacité (MW)	Année du déclassement	Nombre de groupes	Capacité (MW)	Année du déclassement
1	165	2020	1	165	2018
1	165	2022
4	622	2030

2. Gaz naturel

La poursuite de l’exploitation des groupes alimentés au charbon devrait avoir une incidence sur les investissements dans de nouvelles capacités des groupes au gaz naturel. Plus précisément, dans le scénario du MSQ, la capacité des groupes au gaz naturel devrait augmenter de 700 MW entre 2015 et 2030 en raison des fermetures des groupes alimentés au charbon, tandis qu’elle augmenterait seulement de 150 MW dans le scénario réglementaire au cours de la même période. Par conséquent, comparativement au scénario du MSQ, la capacité des groupes au gaz naturel du scénario réglementaire devrait diminuer de 550 MW au cours de la période de 16 ans (tableau 8).

Tableau 8 : Augmentations de la capacité (MW) des groupes au gaz naturel, 2015-2030

année	2015-2030
Scénario du MSQ	700 (voir note 3*)
Scénario de réglementation	150
Différentiel	–550

• Note 3* La majeure partie survient au cours de l’année 2030.

8.4.3 Production

Au fur et à mesure que les groupes alimentés au charbon ferment et que des groupes au gaz naturel sont construits dans le cas du scénario du MSQ, un changement se produit dans la composition de l’ensemble des sources de production d’électricité. Par contre, dans le scénario réglementaire, les groupes alimentés au charbon peuvent poursuivre leur exploitation et le besoin de groupes alimentés au gaz naturel diminue; la composition de l’ensemble des sources de production d’électricité est différente de celle du scénario du MSQ.

Le tableau 9 présente la production cumulative durant les périodes de 2015 à 2020 et de 2021 à 2030. Il importe de souligner que dans le scénario du MSQ, il n’y a pas de plafonds d’émissions de GES pour la province de 2021 à 2030. Comparativement au scénario du MSQ, le scénario réglementaire prévoit une diminution de la production alimentée au charbon de 1 % durant la période de 2015 à 2020 et une diminution de 6 % durant la période de 2021 à 2030. De plus, la production d’électricité à partir du gaz naturel augmente de 1 % entre 2015 et 2020, mais elle diminue de 2 % au cours de la période de 2021 à 2030. Cette situation découle de la sévérité des plafonds de GES de la province de 2021 à 2030. Par conséquent, il devrait y avoir une réduction des émissions de GES à la suite de la diminution de la production d’électricité à partir du charbon et du gaz naturel par rapport au scénario du MSQ.

La diminution de la production totale d’électricité serait contrebalancée par l’augmentation des importations d’électricité renouvelable en Nouvelle-Écosse provenant du projet de Muskrat Falls à Terre-Neuve-et-Labrador. Il importe de souligner que l’augmentation des importations en Nouvelle-Écosse réduit la quantité d’électricité disponible pour l’exportation aux États-Unis.

Tableau 9 : Production d’électricité (TWh) par type de combustible

	2015-2020			2021-2030			2015-2030
	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Écart (%)	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Écart (%)	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Écart (%)
Charbon (voir note 4*)	29,88	29,55	–1 %	43,23	40,45	–6 %	73,11	70,00	–4 %
Gaz naturel	11,69	11,79	1 %	20,85	20,48	–2 %	32,54	32,27	–1 %
Sans émissions (voir note 5*)	18,1	18,1	0 %	32,81	32,82	0 %	50,91	50,92	0 %

• Note 4* La production d’électricité à partir du charbon comprend le coke de pétrole.
• Note 5* Sans émissions = biomasse + géothermique + hydroélectrique + gaz d’enfouissement ou de déchets + nucléaire + solaire.

8.5 Coûts et coûts évités pour le secteur de l’électricité

8.5.1 Coûts de remise en état et coûts de mise hors service évités

Pour la période de 2015 à 2030, le Décret permettrait aux groupes alimentés au charbon de poursuivre leurs activités. Comme il est mentionné précédemment, toutefois, pour demeurer en service, ces groupes auront besoin d’être remis en état à la fin de leur durée de vie utile. Comme la période d’analyse se termine en 2030, la valeur résiduelle des frais de remise en état évités est déduite en amortissant les coûts initiaux sur toute la durée prévue de l’investissement, de sorte que seuls les avantages accumulés pendant la période visée sont pris en compte aux fins des calculs. Même si on s’attend à ce que le producteur d’électricité supporte les frais de remise en état, celui-ci ne devrait pas avoir à engager de dépenses pour la mise hors service puisqu’il n’aura pas à mettre hors service ses groupes.

L’analyse se base sur un coût de remise en état moyen de 395 266 $/MW et un coût de mise hors service moyen de 95 619 $/MW (voir référence 24).

La valeur actualisée des coûts nets de remise en état est d’environ 39 millions de dollars et celle des coûts de mise hors service évités se chiffre à près de 50 millions de dollars (voir le tableau 10 ci-dessous).

Tableau 10 : Coûts de remise en état et coûts de mise hors service évités (valeur actualisée en millions de dollars, exprimée en dollars de 2010)

Catégorie de coûts	2015	2020	2025	2030	Cumul des coûts (de 2015 à 2030)
Coûts de remise en état nets	0,00	56,26	0,00	157,81	39,13
Remise en état de groupes alimentés au charbon	0,00	56,26	0,00	157,81	214,06
Valeur résiduelle des remises en état				-174,94	-174,94
Coûts de mise hors service évités	0,00	13,61	0,00	38,17	-50,17

8.5.2 Coûts d’immobilisation évités

Tel qu’il est indiqué à la sous-section 8.4.2, la capacité nette de production au gaz naturel du scénario réglementaire est de 550 MW inférieure à celle du scénario du MSQ, ce qui devrait donner lieu à une économie de coût d’environ 371 millions de dollars de 2015 à 2030. En déduisant la valeur résiduelle actualisée d’environ 349 millions de dollars, le producteur d’électricité économiserait près de 22 millions de dollars (valeur actualisée) en frais d’immobilisation nets de 2015 à 2030 (voir référence 25).

8.5.3 Coûts fixes supplémentaires et évités de F et E

Les coûts de F et E associés au maintien de la capacité des groupes sont considérés comme étant des coûts fixes. La hausse prévue de 787 MW de la capacité de production d’électricité à partir du charbon, selon le scénario réglementaire, devrait entraîner des coûts de F et E fixes supplémentaires associés aux groupes alimentés au charbon. En revanche, étant donné la diminution prévue de 550 MW de la capacité de production au gaz naturel de 2015 à 2030, par rapport au scénario du MSQ, on s’attend à des coûts de F et E fixes associés à la capacité évitée. Ces deux facteurs donnent une valeur actualisée des coûts fixes nets de F et E d’environ 14 millions de dollars (voir le tableau 11). Cette estimation est basée sur un coût fixe moyen de F et E de 17,42 $/kW/année pour les groupes alimentés au charbon en Nouvelle-Écosse et de 13,39 $/kW/année pour les groupes alimentés au gaz naturel en Nouvelle-Écosse.

Tableau 11 : Coûts fixes de F et E (valeur actualisée en millions de dollars, exprimée en dollars de 2010)

Catégorie de coûts	2015	2020	2025	2030	Cumul des coûts (de 2015 à 2030)
Coûts fixes nets de F et E	0,00	0,00	1,10	5,27	14,47
Coûts fixes supplémentaires de F et E	0,00	2,44	2,11	10,01	33,32
Coûts fixes de F et E évités	0,00	-2,44	-1,00	-4,74	-18,85

8.5.4 Coûts en combustible évités

Comparativement au scénario du MSQ, le secteur de l’électricité devrait utiliser moins de charbon, ce qui devrait donner lieu à des coûts évités en charbon d’environ 98 millions de dollars en valeur actualisée. Ce coût évité est calculé en fonction de l’intrant énergétique évité et du prix présumé des combustibles, comme indiqué à la section 8.3.2.

Il est aussi prévu que le secteur de l’électricité utilise moins de gaz naturel dans le scénario réglementaire comparativement au scénario du MSQ. Ceci devrait se traduire par une économie de coût liée au gaz naturel dont la valeur actualisée est estimée à environ 11 millions de dollars. Ce montant se fonde sur l’intrant énergétique évité et sur le prix présumé des combustibles.

La valeur actualisée des coûts en combustible évités est estimée à environ 109 millions de dollars.

8.5.5 Coûts de F et E variables évités

Il y a des coûts de F et E variables évités en raison de la diminution de la production des groupes alimentés au charbon et des groupes alimentés au gaz naturel. La valeur actualisée des coûts de F et E évités est estimée à environ 10 millions de dollars. Ces coûts sont calculés en fonction d’un coût variable moyen de F et E de 4,38 $/MWh/année pour les groupes alimentés au charbon en Nouvelle-Écosse et de 8,45 $/MWh/année pour les groupes alimentés au gaz naturel en Nouvelle-Écosse.

Tableau 12 : Coûts de F et E variables (valeur actualisée en millions de dollars, exprimée en dollars de 2010)

Catégorie de coûts	2015	2020	2025	2030	Cumul des coûts (de 2015 à 2030)
Coûts variables nets de F et E	0,00	-0,01	0,46	0,45	–10,04

En résumé, le Décret et les plafonds de GES de la province pour 2021-2030 permettraient d’engendrer des coûts de production évités différentiels en Nouvelle-Écosse. Bien que les coûts de F et E fixes augmentent durant la période 2015-2030, les économies occasionnées par les coûts de mise hors service et par les coûts de combustible évités valent largement l’augmentation des coûts, de sorte que les coûts de production totaux sont réduits d’environ 84 millions de dollars en valeur actualisée.

8.5.6 Réduction des exportations nettes d’électricité

De 2015 à 2030, les importations d’électricité des États-Unis diminueraient de 0,3 TWh, tandis que les exportations d’électricité aux États-Unis diminueraient de 3,5 TWh (voir le tableau 13). La baisse de production totale amènerait les provinces à réduire les exportations aux États-Unis, puisque cette production serait maintenant requise pour servir le marché domestique.

Tableau 13 : Variations des importations et des exportations d’électricité par région, de 2015 à 2030 (valeur actualisée en millions de dollars de 2010)

Région	Variation des importations (TWh)	VA de la réduction des importations d’électricité (en M$ de 2010)	Variation des exportations (TWh)	VA de la réduction des exportations d’électricité (en M$ de 2010)
Canada	–0,32	12	–3,54	62

Les prévisions relatives aux prix des importations et des exportations ont été formulées avec le modèle E3MC, tel qu’il est décrit à la section 8.3.4.

De 2015 à 2030, la valeur actualisée totale de la diminution des importations cumulative d’électricité est d’environ 12 millions de dollars, ce qui représente un avantage pour les Canadiens. De 2015 à 2030, la valeur actualisée de la diminution des exportations cumulative d’électricité serait d’environ 62 millions de dollars. Dans l’ensemble, on prévoit une réduction des exportations nettes d’électricité d’environ 50 millions de dollars en valeur actualisée de 2015 à 2030.

8.5.7 Coûts administratifs évités

En plus des coûts de production évités, le secteur de l’électricité en Nouvelle-Écosse bénéficierait aussi des avantages liés à des coûts administratifs évités de la production de rapports. Dans le scénario du MSQ, on suppose que le producteur d’électricité de la Nouvelle-Écosse ferait une demande pour obtenir davantage de souplesse en matière de conformité (voir référence 26). Le producteur d’électricité serait aussi tenu de soumettre des rapports annuels. Sous le scénario réglementaire, le producteur d’électricité n’aurait plus à se conformer aux exigences réglementaires fédérales et donc n’aurait plus à fournir de rapports annuels au gouvernement fédéral. Ceci se traduirait par des économies totales d’environ 1 100 $ en valeur actualisée de 2015 à 2030.

8.6 Coûts évités pour le gouvernement

On s’attend à ce que le gouvernement fédéral réalise des économies de coûts différentiels découlant des inspections, des enquêtes et des mesures à l’égard des infractions présumées ainsi que des activités de conformité et de promotion.

Les économies annuelles relatives aux activités d’application de la loi sont estimées à environ 2 500 $ et sont réparties comme suit : environ 500 $ pour les inspections évitées (ce qui comprend les économies liées au fonctionnement et à l’entretien, au transport et à l’échantillonnage), environ 1 000 $ pour les enquêtes évitées, environ 500 $ pour les mesures évitées à l’égard d’infractions présumées (avertissements, ordres d’exécution en matière de protection de l’environnement, injonctions, etc.) et environ 500 $ pour les poursuites évitées.

Il y aurait aussi des économies liées aux activités de conformité et de promotion pour le gouvernement fédéral. Ceci est une économie d’environ 2 000 $ prévue en 2021.

La valeur actualisée de ces économies est évaluée à 22 227 $ pour la période de 2015 à 2030.

8.7 Répercussions sur l’environnement et la santé

8.7.1 Avantages de la réduction des émissions de GES

Le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 devraient entraîner une diminution cumulative de la production des groupes alimentés au charbon et des groupes alimentés au gaz naturel comparativement au scénario du MSQ. Ceci devrait donner lieu à une réduction cumulative des émissions de GES de 2015 à 2030 comparativement au scénario du MSQ.

Le tableau 14 présente la réduction cumulative des émissions de GES de 2015 à 2020 et de 2021 à 2030 dans le scénario du MSQ et le scénario réglementaire, de même que la valeur des avantages associée aux réductions de GES calculée en utilisant les valeurs du coût social du carbone décrites à la section 8.3.3. Pour la période de 2015 à 2020, le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 devraient entraîner une réduction différentielle de 0,3 Mt éq. CO₂ des émissions de GES, résultant en une valeur actualisée des avantages différentiels liés aux GES d’environ 9 millions de dollars. Pour la période de 2021 à 2030, les réductions différentielles des émissions de GES sont estimées à près de 3 Mt éq. CO₂ d’émissions de GES, ce qui se traduit par des avantages d’environ 80 millions de dollars en valeur actualisée.

Tableau 14 : Émissions de GES (Mt) en Nouvelle-Écosse, de 2015 à 2030

	2015-2020			2021-2030
	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Différentiel	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Différentiel
Émissions de GES (Mt éq. CO2)	38,28	37,97	–0,31	57,53	54,51	–3,02
Avantages liés aux GES (en M$)	8,63			79,75

8.7.2 Impacts potentiels sur la santé et l’environnement des changements dans les émissions de polluants atmosphériques

La mise en œuvre du Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 devraient avoir des impacts négligeables sur la santé et l’environnement en Nouvelle-Écosse ainsi que dans le reste du Canada.

Variation des niveaux d’émission de polluants atmosphériques

Les polluants atmosphériques comme les oxydes de soufre (SO_x), les oxydes d’azote (NO_x), les matières particulaires (PM), les composés organiques volatils (COV), le monoxyde de carbone (CO), l’ammoniac (NH₃) et l’ozone troposphérique (O₃) sont associés à la formation de smog, aux pluies acides et à divers impacts sur la santé et l’environnement. La production d’électricité alimentée au charbon contribue aux émissions de polluants atmosphériques au Canada.

En raison du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030, les changements suivants dans la production d’électricité au Canada devraient se produire pour la période de 2015 à 2030 :

• La production d’électricité alimentée au charbon est projetée d’être réduite de 3,1 TWh;
• La production alimentée au gaz naturel est projetée d’être réduite de 0,26 TWh.

Ces changements dans la production d’électricité entraîneraient une diminution des émissions de NO_x et de PM_2,5 et une augmentation des émissions de SO_x dans le secteur de l’électricité par rapport au scénario du MSQ. Le tableau 15 montre les changements cumulatifs de 2015 à 2030 en termes absolus (kilotonnes) et en pourcentage par rapport au scénario du MSQ. La Nouvelle-Écosse a un règlement provincial sur la qualité de l’air qui réglemente la quantité de polluants atmosphériques que le producteur d’électricité peut émettre (voir référence 27). Ce règlement est pris en compte dans les scénarios du MSQ et réglementaire de l’analyse.

On s’attend à ce que les émissions de NO_x et de PM_2,5 soient inférieures aux limites permises, et ce, dans les scénarios du MSQ et réglementaire, tandis que les émissions de SO_x devraient être au niveau permis. La réduction des émissions de NO_x et de PM_2,5 est attribuable à la baisse de production d’électricité alimentée au charbon entre 2015 et 2030 dans le scénario réglementaire par rapport au scénario du MSQ. En revanche, l’augmentation des émissions de SO_x est due essentiellement à la production accrue d’électricité alimentée au charbon au cours de 2030 dans le scénario réglementaire par rapport au scénario du MSQ.

Tableau 15 : Variations cumulatives des émissions de polluants atmosphériques

Principal contaminant atmosphérique	2015-2030 (kilotonnes)	Taux de variation en %
NOx (kt)	–8,15	–4 %
SOx (kt)	7,45	1 %
PM2,5 (kt)	–0,06	–1 %

Il ressort d’analyses réalisées précédemment par Environnement Canada et Santé Canada que le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon entraînerait une réduction des émissions de polluants atmosphériques provenant des groupes alimentés au charbon, ce qui aurait pour effet d’améliorer la qualité de l’air. En Nouvelle-Écosse, l’amélioration de la qualité de l’air procurerait des avantages pour la santé d’une valeur approximative de 7 millions de dollars (VA en dollars de 2010) et des avantages environnementaux de 0,03 million de dollars (VA en dollars de 2010) pour la période de 2015 à 2030. Tel qu’il est présenté dans le tableau 15, la différence dans les niveaux d’émission serait mineure pour la période allant de 2015 à 2030 par rapport au scénario du MSQ. Par conséquent, on s’attend à ce que la qualité de l’air en Nouvelle-Écosse sous le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 demeure sensiblement la même que sous le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon. On s’attend donc à ce que le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 aient des impacts négligeables sur la santé et l’environnement en Nouvelle-Écosse et dans le reste du Canada pour la période de 2015 à 2030.

8.8 Énoncé des coûts et des avantages

Le tableau 16 résume les impacts différentiels du Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030.

Tableau 16 : Énoncé des coûts et avantages supplémentaires (2015-2030) [valeur actualisée en millions de dollars de 2010] (voir référence 28)

Coûts et avantages supplémentaires	2015-2020	2021-2030	Total 2030
A. Coûts monétisés
A1. Coûts nets de remise en état	56	–17	39
A2. Coûts de production	2	31	33
Coûts fixes additionnels de fonctionnement et d’entretien	2	31	33
A3. Réduction des exportations nettes d’électricité	8	42	50
Coûts totaux	67	56	122
B. Avantages monétisés
B1. Coûts de mise hors service évités	–1	51	50
B2. Coûts de production évités	17	141	159
Dépenses nettes en capital évitées	0	21	21
Coûts fixes de fonctionnement et d’entretien évités	8	11	19
Coûts variables de fonctionnement et d’entretien évités	1	9	10
Coûts évités en charbon	13	84	98
Coûts évités en gaz naturel	–5	16	11
B3. Coûts administratifs évités (voir note 6*)	0	0	0
B4. Coûts évités pour le gouvernement (voir note 7*)	0	0	0
B5. Réductions des gaz à effet de serre	9	80	88
Avantages totaux	25	272	297
C. Valeur actualisée nette	–42	216	175
D. Impacts qualitatifs On ne s’attend pas à ce que les secteurs du gaz naturel et du charbon soient touchés par le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030. Il est prévu que les impacts sur les prix de l’électricité seront négligeables. Pour une analyse plus détaillée, consultez la section 8.9.

• Note 6* Apparaît comme 0 million de dollars en raison de l’arrondissement. La VA est d’environ 1 100 $ au cours de la période de 2015 à 2030.
• Note 7* Apparaît comme 0 million de dollars en raison de l’arrondissement. La VA est d’environ 22 227 $ au cours de la période de 2015 à 2030.

8.9 Analyse de la répartition et de la compétitivité

8.9.1 Secteur du gaz naturel

Les principaux consommateurs de gaz naturel dans les Maritimes sont des compagnies d’électricité et des raffineries et de la Nouvelle-Écosse et du Nouveau-Brunswick. Les prix du gaz naturel dans les Maritimes sont généralement liés aux prix de la Nouvelle-Angleterre depuis la construction du Maritimes & Northeast Pipeline (M&NP) (voir référence 29). Étant donné que les prix du gaz naturel sur le marché dans les Maritimes fluctuent de façon importante sur une base mensuelle, la demande en gaz naturel au-delà des achats par contrats à terme est hautement volatile parce que l’industrie ajuste sa consommation en fonction de la variation des prix.

Tout récemment, la croissance de la production de gaz de schiste aux États-Unis, en particulier le gaz de schiste Marcellus, a contribué à faire baisser les prix du gaz naturel en Amérique du Nord, ce qui a provoqué des conditions économiques moins favorables et qui rend peu probable le lancement de nouveaux projets d’installations dans les Maritimes pour le moment. Par conséquent, la croissance prévue de la demande en gaz dans les Maritimes au cours de la prochaine décennie pourrait mener à une demande dépassant la production. Les Maritimes devront donc acquérir du gaz naturel d’autres sources nord-américaines pendant les périodes de pointe de la demande, ce qui pourrait nécessiter l’ajout d’infrastructures additionnelles telles que des pipelines et des installations d’entreposage supplémentaires pour le gaz naturel, ainsi que d’autres mesures, comme établir des contrats de capacité garantie.

On s’attend à ce que le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 fassent diminuer de 1 % l’utilisation du gaz naturel pour générer de l’électricité. Aucune infrastructure additionnelle ne serait donc requise en raison de la mise en veilleuse de la réglementation fédérale.

8.9.2 Secteur du charbon

La plus grande partie du charbon utilisé dans la production de l’électricité en Nouvelle-Écosse est importé d’autres pays comme la Colombie, les États-Unis et le Venezuela. À ce titre, on ne s’attend pas à ce que la diminution de la production d’électricité au moyen du charbon ait des conséquences sur l’emploi dans l’industrie de l’extraction minière de la houille au Canada (voir référence 30).

En ce qui concerne l’emploi dans le secteur de la production d’électricité, on s’attend à ce que le fonctionnement continu des groupes alimentés au charbon produise davantage d’emplois dans les installations alimentées au charbon par rapport au scénario du MSQ. À l’inverse, on s’attend à ce que la réduction de la capacité de production au gaz naturel entraîne une réduction de l’emploi dans les installations de gaz naturel. On prévoit que le bilan global sera légèrement positif puisque les groupes alimentés au gaz naturel requièrent moins d’employés que les groupes alimentés au charbon.

8.9.3 Les prix de l’électricité en Nouvelle-Écosse

Consommateurs résidentiels

On s’attend à une hausse des prix de l’électricité dans la province à l’avenir avec ou sans l’application de la réglementation fédérale visant les groupes alimentés au charbon. Cela s’explique principalement par l’application progressive de l’exigence provinciale sur les sources renouvelables et la nouvelle capacité de production au gaz naturel prévue pour les deux scénarios. Pour la période de 2015 à 2020, une hausse de 0,05 cent/kWh du prix annuel moyen au-delà du scénario du MSQ s’explique principalement par la production additionnelle au moyen du gaz naturel pour compenser la mise hors service d’un groupe alimenté au charbon. Pour la période de 2021 à 2030, une hausse de 0,02 cent/kWh du prix annuel moyen s’explique par les importations nettes additionnelles d’électricité renouvelable de Terre-Neuve-et-Labrador (tel qu’il est indiqué dans le tableau 17).

Dans l’ensemble, pour la période de 2015 à 2030, le changement annuel moyen est évalué à 0,04 cent/kWh. Après l’application de cette hausse de prix à la consommation moyenne d’électricité en Nouvelle-Écosse en 2011, soit 10 987 kWh (voir référence 31), la hausse mensuelle moyenne du coût de l’électricité par ménage serait d’environ 0,37 $ par mois.

Tableau 17 : Impacts sur les prix de l’électricité du secteur résidentiel (cents/kWh)

	2015-2020			2021-2030			2015-2030
	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Changement	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Changement	Changement annuel moyen
Prix annuels moyens de l’électricité en Nouvelle-Écosse (cents/kWh)	17,81	17,86	0,05	21,22	21,24	0,02	0,04

Consommateurs industriels

On s’attend à ce que les impacts sur les prix pour les consommateurs industriels d’électricité et pour les consommateurs résidentiels soient les mêmes. Cela signifie que, même si les prix de l’électricité pour l’industrie sont inférieurs aux prix du secteur résidentiel, la hausse annuelle moyenne attendue du prix du secteur industriel de 2015 à 2030 est évaluée à 0,04 cent/kWh (tel qu’il est illustré dans le tableau 18).

Tableau 18 : Impacts sur les prix de l’électricité du secteur industriel (cents/kWh)

	2015-2020			2021-2030			2015-2030
	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Changement	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	Changement	Changement annuel moyen
Prix annuels moyens de l’électricité en Nouvelle-Écosse (cents/kWh)	11,65	11,71	0,05	14,23	14,25	0,02	0,04

Comme on prévoit que la hausse annuelle moyenne sera petite, on s’attend à ce que le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 aient des impacts négligeables sur la compétitivité du secteur industriel de la Nouvelle-Écosse.

8.10 Analyse de sensibilité

8.10.1 Analyse de sensibilité unidimensionnelle

Une analyse de sensibilité unidimensionnelle a été effectuée sur les variables clés à l’évaluation des impacts de l’incertitude sur les résultats. Cela nécessite le changement d’une variable à la fois (en maintenant constantes les autres variables et impacts). L’analyse de sensibilité (voir le tableau 19) montre que les résultats sont robustes quant à la démonstration d’une valeur actualisée nette positive pour le Décret et les plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 dans un large éventail de valeurs plausibles pour les variables et les hypothèses. Les résultats sont particulièrement sensibles à la variation de la valeur du CSC.

Tableau 19 : Résultats de l’analyse de sensibilité (en millions de dollars de 2010)

Variables de la sensibilité	VALEUR ACTUALISÉE NETTE
	Valeur inférieure	Centre	Valeur supérieure
1. Taux d’actualisation : 7 %	103	175	S.O.
2. Coûts de remise en état des groupes alimentés au charbon en fin de vie utile : –50 %, +50 %	155	175	194
3. Coûts de la mise hors service : +50 %, –50 %	150	175	200
4. Le CSC à l’estimation du 95e centile	S.O.	175	437

8.10.2 Analyse de sensibilité relative au scénario

L’analyse de sensibilité relative au scénario a aussi été menée en utilisant le modèle E3MC d’Environnement Canada. Étant donné que le modèle E3MC est dynamique, un changement dans un paramètre aura des impacts sur les autres variables.

1. Sensibilité des prix du carburant

Les projections en matière de prix de l’énergie comportent un degré d’incertitude; il vaut donc mieux les analyser en les considérant comme un éventail de résultats plausibles. Par conséquent, afin de mieux comprendre la sensibilité des résultats généraux (VAN) aux fluctuations du marché, les impacts du Décret et des plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 ont été calculés selon des coûts de carburant élevés ou faibles.

Pour évaluer les effets du Décret dans un scénario de prix élevé du carburant, les prix futurs du gaz naturel ont été modélisés de manière à suivre une tendance de forte croissance des prix au carrefour Henry, fournis par l’Office national de l’énergie. On a supposé que la valeur future du prix du charbon augmenterait de 20 % par rapport aux prix utilisés pour le cas de l’analyse centrale. Selon ces hypothèses de prix, la valeur actualisée nette des impacts associés au Décret et des plafonds d’émissions de GES de la province pour 2021-2030 demeure positive, et l’impact sur le prix pour les consommateurs d’électricité est négligeable.

Une analyse semblable a été effectuée pour un scénario tenant compte d’un prix bas du carburant, où le prix futur du gaz naturel est modélisé de manière à suivre une tendance de faible croissance des prix au carrefour Henry, lesquels sont fournis par l’Office national de l’énergie, et où l’on suppose que les prix du charbon à la sortie de la mine connaissent une baisse de 20 %. Dans ce scénario, similaire au précédent, la valeur actualisée nette des impacts associés au Décret et aux plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 demeure positive, et l’impact du prix pour les consommateurs d’électricité est négligeable.

2. Prolongation de la période d’analyse jusqu’en 2035

Les impacts différentiels du Décret et des plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 sont évalués sur une période d’analyse de 16 ans (2015-2030), puisque c’est la période présentement couverte par les plafonds d’émissions de GES de la Nouvelle-Écosse. Afin que l’on comprenne mieux les répercussions différentielles à long terme du Décret et des plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030, cette période a été prolongée jusqu’en 2035. Selon les consultations avec des représentants de Nova Scotia Environment, il a été supposé que les plafonds d’émissions de GES de la province dans le scénario réglementaire continueraient de baisser : ils passeraient de 4,5 Mt d’éq. CO₂ en 2030 à 3,9 Mt d’éq. CO₂ en 2035.

Résultats généraux

Entre 2015 et 2035, le Décret et les plafonds d’émissions de GES de la province de 2021 à 2030 ont pour effet de diminuer de manière générale la production par les groupes alimentés au charbon et ceux au gaz naturel. Cette diminution est compensée par l’augmentation de l’importation d’énergie renouvelable en provenance de Terre-Neuve-et-Labrador, ce qui mène à une diminution générale de l’exportation d’électricité du Canada vers les États-Unis.

Dans l’ensemble, de 2015 à 2035, la VAN est estimée à environ 179 millions de dollars, ce qui est similaire à la VAN estimée pour la période de 2015 à 2030 (environ 175 millions de dollars). La valeur actualisée des coûts totaux est estimée à environ 256 millions de dollars, attribuable en grande partie aux coûts de remise en état (98 millions de dollars), aux coûts de production (79 millions de dollars) et à un nombre réduit d’exportations d’électricité aux États-Unis (79 millions de dollars). La valeur actualisée des avantages totaux de 2015 à 2035 est d’environ 435 millions de dollars, attribuable en grande partie aux coûts de production évités (298 millions de dollars), aux avantages découlant de la réduction des émissions de GES (87 millions de dollars) et aux coûts de mise hors service évités (50 millions de dollars).

Capacité

Comme il en est question dans le scénario du MSQ, il y a une importante augmentation de la capacité liée au gaz naturel en raison de la fermeture de groupes alimentés au charbon en 2030. Toutefois, après 2030, aucune nouvelle augmentation de la capacité liée au gaz naturel n’est prévue.

Dans le scénario réglementaire, malgré le maintien de l’exploitation des groupes alimentés au charbon, le producteur d’électricité devrait installer une nouvelle capacité liée au gaz naturel de 100 MW en 2032 (tableau 20). Par rapport au scénario du MSQ, de 2015 à 2035, la nouvelle capacité liée au gaz naturel serait inférieure de 450 MW.

Tableau 20 : Augmentation de la nouvelle capacité liée au gaz naturel (MW), de 2031 à 2035 et de 2015 à 2035

	2031-2035	2015-2035
Scénario du MSQ	0	700
Scénario réglementaire	100	250
Différentiel	100	–450

Production

Dans le scénario réglementaire, la production des groupes alimentés au charbon continue de diminuer après 2030 en raison de la baisse des plafonds d’émissions de GES de la province. Malgré cela, dans le scénario réglementaire, la production des groupes alimentés au charbon de 2031 à 2035 demeure 5 % plus élevée que celle du scénario du MSQ, étant donné que sept groupes alimentés au charbon sont en exploitation dans le scénario réglementaire, comparé à deux dans le scénario du MSQ (tableau 21).

Dans le scénario réglementaire, la production à partir de gaz naturel devrait aussi augmenter avec le temps. Comme il a été mentionné précédemment, dans le scénario réglementaire, la capacité liée au gaz naturel est 450 MW inférieure à celle du scénario du MSQ. La production à partir de gaz naturel est donc inférieure de 7 % par rapport à celle dans le scénario du MSQ, de 2031 à 2035.

Tableau 21 : Production selon le type de carburant (TWh), de 2031 à 2035 et de 2015 à 2035

	2031-2035			2015-2035
	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	% différence	Scénario du MSQ	Scénario réglementaire	% différence
Charbon (voir note 8*)	10,6	11,1	5 %	83,7	81,1	–3 %
Gaz naturel	17,5	16,4	–7 %	50,0	48,6	–3 %
Sans émissions (voir note 9*)	17,6	17,6	0 %	67,5	67,6	0 %

• Note 8* La production par charbon comprend la production au charbon et celle au coke de pétrole.
• Note 9* Sans émissions = Biomasse + énergie géothermique + hydroélectricité + gaz d’enfouissement + énergie nucléaire + énergie solaire

Au total, de 2015 à 2035, la production à partir du charbon et du gaz naturel devrait être inférieure de 3 % par rapport au scénario du MSQ (tableau 21).

Coûts et coûts évités

Les changements directionnels pour les coûts différentiels et les coûts évités du producteur d’électricité de 2015 à 2035 correspondent aux changements décrits à la section 8.5 pour la période de 2015 à 2030.

Changements dans les émissions de GES et les émissions de polluants atmosphériques

Étant donné que l’intensité des émissions de GES provenant des groupes alimentés au charbon est en général beaucoup plus élevée que celle des groupes au gaz naturel, les changements dans les types de production décrits plus haut devraient entraîner une faible hausse cumulative de 0,04 Mt d’éq. CO₂ des émissions de GES de 2031 à 2035 (tableau 22). Dans l’ensemble, le Décret et les plafonds des émissions de GES de la province pour 2021-2030 devraient permettre d’obtenir une réduction d’environ 3 Mt d’éq. CO₂ des émissions de GES de 2015 à 2035.

Tableau 22 : Changements différentiels de la réduction des émissions de GES dans des périodes distinctes (Mt d’éq. CO₂)

Période	2015-2030	2015-2035
Réduction des GES (Mt)	3,32	3,28

L’exploitation additionnelle de groupes alimentés au charbon après 2030 entraînerait une variation des émissions de polluants atmosphériques. Plus particulièrement, de 2015 à 2035, les émissions de SO_x augmenteraient d’environ 6 % et celles de PM_2,5, de 1 %, alors que celles de NO_x diminueraient d’environ 4 %. Le tableau 23 illustre les changements différentiels en pourcentage des émissions des polluants atmosphériques.

Tableau 23 : Variations marginales en pourcentage des émissions des polluants atmosphériques de 2015 à 2035 (kilotonnes)

Émissions des polluants atmosphériques	Variation en % de 2015 à 2035
NOx	–3,62 %
SOx	6,38 %
PM2,5	0,55 %

9. Règle du « un pour un »

On s’attend à ce que le Décret entraîne une diminution des coûts administratifs pour le producteur d’électricité et donc une « sortie » selon la règle du « un pour un ».

Dans le cadre du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon, il est présumé que le producteur d’électricité demandera accès à une option de souplesse en matière de conformité qui permet à deux anciens groupes alimentés au charbon d’être exploités pendant quelques années après la fin de leur vie utile en substituant les années restantes de deux groupes alimentés au charbon plus jeunes (voir référence 32). Une fois que le producteur fait appel à la disposition sur la souplesse, des rapports annuels devraient être soumis pour les anciens groupes qui continuent d’être exploités et pour lesquels, autrement, il n’y aurait pas de rapports à soumettre (voir référence 33). En suspendant l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse, le Décret supprimerait ces fardeaux administratifs imposés au producteur d’électricité.

L’analyse suppose qu’une demande de substitution unique, qui aurait pris 10 heures à remplir, serait évitée. De plus, l’analyse suppose que 9,5 rapports annuels, qui nécessitent chacun deux heures de travail, ne seraient plus exigés par le gouvernement fédéral.

Afin de respecter les exigences de la règle du « un pour un », on a estimé les coûts administratifs associés au Décret en utilisant un taux d’actualisation de 7 %, un horizon temporel de 10 ans, et des dollars canadiens de 2010, conformément aux directives (voir référence 34) du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT). Cela correspond aux hypothèses faites pour la règle du « un pour un » dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation pour le règlement du gouvernement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon (voir référence 35). Le Décret devrait réduire les coûts administratifs d’environ 870 $ en valeur actualisée sur 10 ans, ce qui équivaut à une valeur annualisée d’environ 120 $.

10. Lentille des petites entreprises

La lentille des petites entreprises ne s’appliquerait pas au Décret, car aucune petite entreprise ne serait touchée. Le Décret devrait avoir des incidences sur un intervenant, qui est le seul exploitant ou opérateur de groupes alimentés au charbon de la province et qui a environ 1 700 employés (voir référence 36).

11. Consultation

11.1. Consultation précédant la publication du projet de décret dans la Partie I de la Gazette du Canada

L’élaboration d’un accord d’équivalence et du Décret pour la suspension de l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse est liée au processus de consultation qui a été entrepris lors de l’élaboration dudit règlement, au cours duquel les deux gouvernements ont annoncé qu’ils étaient en train d’élaborer un accord d’équivalence afin de veiller à ce que le secteur ne se trouve pas en présence de deux ensembles de règlements sur les GES.

Le 15 septembre 2012, le gouvernement du Canada a publié un avis de disponibilité de la version provisoire de l’Accord d’équivalence concernant les règlements fédéral et néo-écossais visant le contrôle des émissions de gaz à effet de serre des producteurs d’électricité de la Nouvelle-Écosse (accord d’équivalence) dans la Partie I de la Gazette du Canada. Lors de la publication de la version provisoire de l’accord, une période de consultation de 60 jours a été amorcée pour permettre aux intervenants et aux parties intéressées de présenter leurs commentaires officiels à des fins de considération.

Deux soumissions ont été reçues au cours de la période de consultation de 60 jours, l’une de l’Association canadienne de l’électricité, l’autre de Nova Scotia Power Inc. Les deux soumissions appuyaient sans réserve la version provisoire de l’accord d’équivalence comme moyen pratique et efficace de réduire les émissions de GES du secteur de l’électricité en Nouvelle-Écosse, de la façon la plus appropriée pour la province.

De vastes consultations bilatérales ont été organisées auprès des fonctionnaires du gouvernement de la Nouvelle-Écosse et des représentants du producteur d’électricité, lesquelles mettaient l’accent sur les principaux paramètres stratégiques et techniques utilisés à l’appui de l’analyse avantages-coûts. Les consultations techniques ont mis l’accent sur les paramètres relatifs aux prévisions de production d’électricité dans la province pour l’intégration d’E3MC utilisé par EC pour modéliser les émissions nationales de GES.

11.2. Consultation après la publication du projet de décret dans la Partie I de la Gazette du Canada

Le 27 juin 2014, le gouvernement du Canada a publié le projet de décret et a initié une période de commentaire de 60 jours. Cette période de commentaire s’est terminée le 26 août 2014. Aucun commentaire n’a été reçu et, par conséquent, aucun changement n’a été apporté au Décret et à l’analyse coûts-avantages.

12. Coopération en matière de réglementation

Les gouvernements du Canada et de la Nouvelle-Écosse travaillent en collaboration pour contrer les émissions de GES depuis 2009. En janvier 2010, le ministre fédéral de l’Environnement et le ministre de l’Environnement de la Nouvelle-Écosse ont signé l’Entente de principe entre le Canada et la Nouvelle-Écosse sur la lutte contre les changements climatiques (Edp). L’Edp a été élaborée en vue d’un accord d’équivalence éventuel aux termes de la LCPE (1999).

Conformément aux objectifs énoncés dans l’Edp, Environnement Canada et la Nouvelle-Écosse ont publié des annonces concernant leur intention de travailler à l’élaboration d’un accord d’équivalence concernant le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir de charbon. Les deux gouvernements ont travaillé en étroite collaboration à l’élaboration de l’accord d’équivalence en ce qui concerne le contrôle des émissions de GES provenant du secteur de la production d’électricité de la Nouvelle-Écosse.

En septembre 2013, dans le cadre de ce processus, la Nouvelle-Écosse a modifié son règlement pour y inclure des plafonds d’émissions de GES stricts pour le secteur de l’électricité de 2021 à 2030. Grâce à la mise en place de nouveaux plafonds d’émissions de GES pour le secteur de l’électricité, les deux gouvernements sont convaincus que l’approche réglementaire en Nouvelle-Écosse entraînera des résultats équivalents pour les émissions de GES, comparativement à ceux qui seraient obtenus en raison de l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse.

13. Justification

Les niveaux d’émissions de GES du secteur d’électricité de la Nouvelle-Écosse qui auraient été produits en vertu du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon ont été modélisés par Environnement Canada et comparés à ceux prévus en vertu de la réglementation de la Nouvelle-Écosse sur les GES tant pour la période de l’accord d’équivalence (2015-2019) que pour celle de 2020 à 2030.

Environnement Canada est convaincu que l’effet sur le niveau des émissions de GES des limites établies en tonnes d’éq. CO₂, qui sont imposées en vertu de la Environment Act et du règlement Greenhouse Gas Emissions Regulations de la Nouvelle-Écosse est, pour les années civiles de 2015 à 2019, et devrait être, pour les années civiles de 2020 à 2030, équivalent à l’effet sur le niveau des émissions des limites imposées aux termes de la LCPE (1999) et du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon. L’effet des limites d’émissions de GES de chacun des régimes sera réévalué avant de modifier ou de renouveler l’accord, pour faire en sorte que les conditions de la LCPE (1999) pour l’accord d’équivalence continuent d’être respectées.

Environnement Canada est aussi convaincu que l’Environment Act de la Nouvelle-Écosse contient des dispositions similaires aux articles 17 et 20 de la LCPE (1999) concernant les enquêtes pour infractions, et que pour ces raisons, toutes les exigences de la LCPE en lien avec l’accord d’équivalence ont été respectées.

Un décret visant à suspendre l’application du règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon en Nouvelle-Écosse est recommandé pour minimiser le dédoublement réglementaire en Nouvelle-Écosse et permettre à la province d’atteindre les résultats en matière de réduction des GES qui répondent le mieux à ses circonstances particulières.

Cette approche réduit le dédoublement réglementaire et le fardeau financier, ce qui s’est traduit par une VAN de 122 millions de dollars. Cette démarche concorde avec les objectifs du gouvernement du Canada concernant la coordination et la coopération en matière de réglementation avec les gouvernements pertinents.

14. Mise en œuvre, application et normes de service

Le Décret déclare que le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ne s’applique pas en Nouvelle-Écosse. Comme le règlement fédéral sur la réduction des GES provenant de la production d’électricité à partir du charbon sera suspendu, seul le régime de réglementation provincial s’appliquera. Aucune mesure d’application de la loi du gouvernement fédéral n’est donc prévue en Nouvelle-Écosse.

La Nouvelle-Écosse fournira au Canada des statistiques annuelles sur ses mesures d’application de la loi concernant le Greenhouse Gas Emissions Regulations.

15. Mesure de rendement et évaluation

L’accord d’équivalence prendra fin le 31 décembre 2019, à moins qu’il ne soit résilié plus tôt par l’une des parties en donnant à l’autre un préavis écrit d’au moins trois mois. L’effet sur le niveau des émissions de GES des limites établies en vertu de chaque régime sera réévalué avant de modifier ou de renouveler l’accord, pour faire en sorte que les conditions associées à la LCPE (1999) pour les accords d’équivalence continuent d’être respectées.

L’accord d’équivalence décrit les dispositions sur l’échange de renseignements concernant l’administration de l’accord. L’exigence de présenter des rapports annuels sur la quantité d’électricité produite par chaque groupe de production d’électricité au charbon en Nouvelle-Écosse ainsi que la présentation des rapports annuels et des rapports de conformité périodiques exigés en vertu des articles 5 et 6 du Greenhouse Gas Emissions Regulations faciliteront l’évaluation des conditions de renouvellement.

Personnes-ressources

Jennifer Kerr
Gestionnaire
Division des priorités en matière d’émissions atmosphériques
Environnement Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Télécopieur : 819-953-7962
Courriel : AEP.PEA@ec.gc.ca

Yves Bourassa
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Environnement Canada
10, rue Wellington
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Télécopieur : 819-953-3241
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

• Référence a
  L.C. 2004, ch. 15, art. 31
• Référence b
  L.C. 1999, ch. 33
• Référence c
  L.C. 1999, ch. 33
• Référence 1
  www.tbs-sct.gc.ca/rtrap-parfa/cdrm-dcgr/cdrm-dcgrtb-fra.asp
• Référence 2
  Étant donné que le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a modifié son règlement pour inclure les plafonds d’émissions pour la période 2021-2030 comme une condition de l’accord d’équivalence, ces plafonds sont différentiels et donc inclus dans le scénario réglementaire.
• Référence 3
  Les chiffres peuvent ne pas correspondre aux totaux en raison de l’arrondissement.
• Référence 4
  http://ec.gc.ca/ges-ghg/default.asp?lang=Fr&n=68EE206C-1&offset=3&toc=show (Figure S-3 : Ventilation des émissions du Canada en 2012, par secteur économique).
• Référence 5
  http://gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2012/2012-09-12/pdf/g2-14619.pdf, le 12 septembre 2012.
• Référence 6
  Power Advisory LLC. Analysis of Proposed Development of the Maritime Link and Associated Energy from Muskrat Falls Relative to Alternatives (en anglais seulement). http://novascotia.ca/homepage/argyle/hottopics/AnalysisOfElectricitySupplyAlternatives.pdf.
• Référence 7
  Production potentielle (GWh) = Capacité (GW) × 365 jours × 24 heures par jour.
• Référence 8
  Ministère de l’Environnement de la Nouvelle-Écosse (2009). Toward a Greener Future: Nova Scotia’s Climate Change Action Plan. Source : http://climatechange.gov.ns.ca/doc/ccap.pdf (en anglais seulement).
• Référence 9
  www.novascotia.ca/just/regulations/regs/elecrenew.htm (en anglais seulement).
• Référence 10
  Industries manufacturières, y compris l’extraction minière et l’exploitation pétrolière et gazière.
• Référence 11
  Le total peut être différent en raison de l’arrondissement des chiffres.
• Référence 12
  www.tbs-sct.gc.ca/rtrap-parfa/analys/analystb-fra.asp
• Référence 13
  www.novascotia.ca/just/regulations/regs/envairqt.htm (en anglais seulement).
• Référence 14
  www.efficiencyns.ca/ (en anglais seulement).
• Référence 15
  D’après les consultations menées par EC auprès des intervenants.
• Référence 16
  Les tableaux CANSIM utilisés sont 127-0005, pour le coût du combustible consommé pour la production d’électricité dans les centrales thermiques des services d’électricité, et 127-0004, pour le combustible consommé pour la production d’électricité dans les centrales thermiques des services d’électricité.
• Référence 17
  Le prix de Henry Hub a connu une baisse fulgurante en 2012 (près de 50 %), par rapport au prix en 2011. Étant donné que des variations aussi radicales du prix de Henry Hub ne se produisent pas habituellement dans le marché de la Nouvelle-Angleterre (nommé prix au poste de livraison), la tendance du prix au poste de livraison dans le Maine, de 2011 à 2012, a été appliquée au prix du gaz de 2012. Pour 2013, le prix a été établi au taux de 2011, car le prix du gaz naturel au poste de livraison du Maine pour les données des mois disponibles semble avoir augmenté aux mêmes taux que ceux de 2011 (les données de juillet et d’août sont manquantes). De 2014 et ultérieurement, le prix suit la tendance du prix de Henry Hub.
• Référence 18
  Communiquez avec la Direction de l’analyse économique d’Environnement Canada pour toute question concernant la méthodologie, les motifs ou les politiques.
• Référence 19
  Document de soutien technique, Groupe de travail interorganisme des États‑Unis sur le coût social du carbone (IWGSCC), 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis (en anglais seulement).
• Référence 20
  La valeur de 28,15 $/tonne de CO2 en 2013 (en dollars canadiens de 2010) et son taux de croissance ont été estimés à l’aide de la moyenne arithmétique des trois modèles (PAGE, FUND et DICE).
• Référence 21
  « Fat-Tailed Uncertainty in the Economics of Catastrophic Climate Change », Review of Environmental Economics and Policy, 5(2), p. 275 à 292 (été 2011) [en anglais seulement].
• Référence 22
  « Fat Tails, Thin Tails, and Climate Change Policy », Review of Environmental Economics and Policy, été 2011 (en anglais seulement).
• Référence 23
  La valeur de 111,55 $/tonne de CO2 en 2013 (en dollars canadiens de 2010) et son taux de croissance ont été estimés à l’aide de la moyenne arithmétique des deux modèles (PAGE et DICE). Le modèle FUND a été exclu de cette estimation, car il n’inclut pas les dommages des changements climatiques de faible probabilité et aux coûts élevés.
• Référence 24
  Selon des estimations se rapportant à des groupes alimentés au charbon récemment remis en état ou mis hors service.
• Référence 25
  Dépenses en immobilisations = capacité (MW) × coût de capacité au niveau des groupes ($/MW).
• Référence 26
  www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2012/2012-09-12/pdf/g2-14619.pdf, le 12 septembre 2012.
• Référence 27
  www.novascotia.ca/just/regulations/regs/envairqt.htm (en anglais seulement).
• Référence 28
  Il est possible que les sommes ne correspondent pas aux totaux indiqués en raison de l’arrondissement.
• Référence 29
  Le prix du gaz naturel en Nouvelle-Angleterre reflète trois marchés locaux : TGP-Zone 6; AGT-City Gates et Dracut.
• Référence 30
  IRP Vol 2. www.nspower.ca/en/home/about-us/electricity-rates-and-regulations/regulatory-initiatives/archive/irp.aspx (en anglais seulement).
• Référence 31
  La consommation d’électricité moyenne en Nouvelle-Écosse en 2011 a été calculée en divisant la consommation résidentielle totale en Nouvelle-Écosse par le nombre de ménages en Nouvelle-Écosse en 2011 au moyen du Tableau de la Base de données complète sur la consommation d’énergie de l’Office de l’efficacité énergétique : http://oee.nrcan.gc.ca/organisme/statistiques/bnce/apd/showTable.cfm?type=CP&sector=res&juris=ns&rn=1&page=4&CFID=32533429&CFTOKEN=4717d4644395ef98-6FFC9311-EC11-5C3C-6CB0082A89ABD4E4.
• Référence 32
  www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2012/2012-09-12/pdf/g2-14619.pdf, le 12 septembre 2012.
• Référence 33
  Il n’est pas nécessaire de soumettre des rapports annuels pour les groupes qui ferment lorsqu’ils atteignent la fin de la durée de vie utile ou qui n’ont pas atteint la fin de leur durée de vie utile.
• Référence 34
  www.tbs-sct.gc.ca/rtrap-parfa/cabtrib-lfarie/cabtrib-lfarie07-fra.asp
• Référence 35
  www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2012/2012-09-12/pdf/g2-14619.pdf, le 12 septembre 2012.
• Référence 36
  www.nspower.ca/en/home/about-us/who-we-are/default.aspx (en anglais seulement).