Règlement sur l’électricité propre : DORS/2024-263

La Gazette du Canada, Partie II, volume 158, numéro 26

Enregistrement
DORS/2024-263 Le 13 décembre 2024

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

C.P. 2024-1317 Le 13 décembre 2024

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 19 août 2023, le projet de règlement intitulé Règlement sur l’électricité propre 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, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6^{référence c} de la même loi;

Attendu que la gouverneure en conseil est d’avis que, aux termes du paragraphe 93(4) de cette loi, le projet de règlement ne vise pas un point déjà réglementé sous le régime d’une autre loi fédérale de manière à offrir une protection suffisante pour l’environnement et la santé humaine,

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et du ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1)^{référence d}, des articles 286.1^{référence e} et 326^{référence f} et du paragraphe 330(3.2)^{référence g} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur l’électricité propre, ci-après.

Règlement sur l’électricité propre

Objet

Objet

1 Le présent règlement a pour objet la protection de l’environnement et de la santé humaine contre la menace des changements climatiques par l’établissement d’un régime qui interdit les émissions excessives de dioxyde de carbone (CO₂) provenant de l’utilisation de combustible fossile dans la production d’électricité.

Définitions et interprétation

Définitions

2 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

agent autorisé

a) Dans le cas où la personne responsable est une personne physique, celle-ci ou un individu qui est autorisé à agir en son nom;
b) dans le cas où elle est une personne morale, celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom;
c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne physique qui est autorisée à agir en son nom. (authorized official)

ASTM

L’ASTM International. (ASTM)

biogaz

Mélange gazeux qui est composé principalement de méthane et de CO₂, qui est récupéré de la décomposition anaérobique de la biomasse et qui contient d’autres composants le rendant impropre, selon les normes, à l’injection dans le gazoduc de gaz naturel le plus proche. La présente définition comprend les gaz d’enfouissement et les gaz de digestion des boues. (biogas)

biomasse

Matière d’origine végétale ou animale — y compris les déchets d’origine animale — ou les produits qui en sont dérivés, notamment le bois, les produits du bois, les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets municipaux ou industriels, le biogaz, le gaz naturel renouvelable, les bioalcools, la liqueur de cuisson, ainsi que les autres combustibles qui sont composés uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine animale ou végétale et qui ne proviennent pas d’une formation géologique. (biomass)

capacité de production d’électricité

À l’égard d’un groupe, capacité déterminée conformément à l’article 6 et exprimée en MW. (electricity generation capacity)

charbon

Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole. (coal)

combustible fossile

Combustible, autre que la biomasse, dont la combustion émet du CO₂ ou qui est produit au moyen d’un processus ayant pour résultat des émissions de CO₂. (fossil fuel)

conditions normales

Conditions qui correspondent à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)

crédit compensatoire canadien :

a) Soit le crédit compensatoire émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre;
b) soit l’unité ou le crédit qui est reconnu en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et qui satisfait aux critères établis aux alinéas 78(4)a) à d) de ce règlement. (Canadian offset credit)

date de mise en service

À l’égard d’un groupe, date du début de fonctionnement de la plus vieille chaudière ou du plus vieux moteur à combustion du groupe. (commissioning date)

énergie thermique utile

Énergie sous forme de vapeur ou d’eau chaude destinée à être utilisée à une fin — autre que la production d’électricité — qui, sans l’utilisation de cette vapeur ou de cette eau chaude, nécessiterait la consommation d’énergie sous forme de combustible ou d’électricité. (useful thermal energy)

équipement

S’entend notamment du matériel, de la machinerie, des systèmes et des dispositifs. (French version only)

exploitant de réseau électrique

À l’égard d’un groupe, personne qui exploite le réseau électrique dans une province et à qui le groupe doit se rapporter pour transmettre de l’électricité au réseau électrique. (electricity system operator)

gaz naturel renouvelable

Gaz naturel qui, selon les normes, est propre à l’injection dans le gazoduc de gaz naturel le plus proche et qui provient du traitement du biogaz ou du gaz naturel synthétique provenant de la biomasse. (renewable natural gas)

groupe

Ensemble d’équipements physiquement raccordés fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité et comprenant au moins une chaudière ou un moteur à combustion, ainsi que tout autre équipement tel que brûleur de conduit ou autre dispositif de combustion, système de récupération de chaleur, turbine à vapeur, générateur, dispositif de contrôle des émissions et système de captage et de stockage de carbone. (unit)

groupe prévu

Groupe visé par l’article 3. (planned unit)

installation

Ensemble des groupes, bâtiments, autres structures et équipements fixes — y compris les équipements qui sont utilisés pour la production d’hydrogène ou d’ammoniac et ceux qui sont utilisés pour la production de combustible à partir de la gazéification du charbon — qui ont en commun au moins un propriétaire ou une personne ayant toute autorité sur chacun d’eux et qui sont situés sur un site unique — ou sur des sites contigus ou adjacents qui fonctionnent comme un site intégré unique — sur lequel une activité industrielle est exercée. (facility)

moteur à combustion

Moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être propulsé tout en accomplissant sa fonction, qui, selon le cas :

a) fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et brûle du combustible fossile en vue de la production d’une quantité nette de force motrice;
b) brûle du combustible fossile et utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique en travail mécanique. (combustion engine)

PDGES

Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, version 5.0, publié en décembre 2021 par le ministère de l’Environnement. (GHGRP)

période de déduction

Période dont le début et la fin sont déterminés conformément au paragraphe 25(2). (deduction period)

personne responsable

Le propriétaire d’un groupe ou la personne ayant toute autorité à l’égard d’un groupe. (responsible person)

Protocole SMECE

Le document intitulé Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques et d’autres sources, publié par le ministère de l’Environnement en 2023. (CEMS Protocol)

puissance maximale continue

Puissance nette maximale pouvant être maintenue en continu par un groupe, exprimée en MW, et déclarée à l’exploitant de réseau électrique pour le groupe. (maximum continuous rating)

réseau électrique

Réseau électrique assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation. (electricity system)

solde de fourniture

Quantité d’électricité fournie à un réseau électrique pendant une année civile, déterminée conformément au paragraphe 13(2) et exprimée en GWh. (net supply)

système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE

Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse d’émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données concernant ces émissions. (continuous emission monitoring system or CEMS)

vérificateur

Individu qui, à la fois :

a) est indépendant de la personne responsable faisant l’objet de la vérification;
b) possède des connaissances et de l’expérience en ce qui touche :
- (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
- (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes. (auditor)

Captage et stockage de carbone

(2) Pour l’application de la définition de groupe au paragraphe (1), les équipements qui sont raccordés uniquement par un système de captage et de stockage de carbone ne sont pas considérés comme étant physiquement raccordés. Toutefois, le système de captage et de stockage de carbone est considéré comme faisant partie de chacun des groupes auquel il est raccordé.

Groupe prévu

3 Un groupe est prévu si la date de sa mise en service tombe pendant la période commençant le 1^er janvier 2025 et se terminant le 31 décembre 2034 et si le ministre estime que le groupe est, à la date de sa mise en service, substantiellement le même que celui à l’égard duquel les conditions ci-après étaient remplies :

a) au plus tard le 31 décembre 2025 :
- (i) les renseignements exigés pour le lancement de toute évaluation d’impact ou de toute évaluation environnementale requise en lien avec le groupe en vertu d’une loi fédérale ou provinciale sont transmis à l’autorité compétente,
- (ii) le promoteur responsable du développement du groupe est propriétaire du bien-fonds où se situe le groupe, ou il le loue,
- (iii) les renseignements exigés pour le lancement du processus d’obtention des permis requis pour commencer la construction sur le site où se situe le groupe sont transmis à l’autorité compétente,
- (iv) des contrats d’une valeur d’au moins dix millions de dollars sont conclus pour l’achat de tout équipement visé par la définition de groupe au paragraphe 2(1) aux fins d’utilisation dans le groupe;
b) au plus tard le 31 décembre 2027, la construction commence sur le site où se situe le groupe.

Incorporation par renvoi

4 (1) À l’exception du PDGES et du Protocole SMECE, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi à sa plus récente version.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) L’emploi du mot « should » ou du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion, figurant dans un document incorporé par renvoi dans le présent règlement expriment une obligation.

Adaptation du PDGES

(3) Pour l’application du présent règlement, toute référence au document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions figurant dans le PDGES vaut mention du Protocole SMECE.

Adaptation du Protocole SMECE

(4) Pour l’application du présent règlement :

a) dans le Protocole SMECE, les mentions « autorité de réglementation compétente », « autorité compétente appropriée», « autorité de réglementation pertinente », « autorité de réglementation » et « autorité de réglementation applicable » valent mention du ministre, sauf à la section 5.3.1, où la mention « autorité de réglementation compétente » vaut mention du « paragraphe 46(1) du Règlement sur l’électricité propre »;
b) à la section 7.1 du Protocole SMECE, la mention « la version la plus récente des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada » vaut mention de « l’article 16 du Règlement sur l’électricité propre ».

Champ d’application

Critères

5 (1) Le présent règlement commence à s’appliquer à l’égard d’un groupe à partir de la date à laquelle celui-ci remplit les critères ci-après et, sous réserve du paragraphe 43(2), il continue de s’appliquer jusqu’à la transmission de l’avis de cessation définitive de production d’électricité par la personne responsable du groupe conformément au paragraphe 43(1) :

a) il a une capacité de production d’électricité d’au moins 25 MW;
b) il produit de l’électricité à partir de combustible fossile;
c) il est raccordé, même indirectement, à un réseau électrique.

Somme de la capacité de production d’électricité

(2) Sous réserve du paragraphe (3), le groupe dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 25 MW est réputé remplir le critère prévu à l’alinéa (1)a) si, à la fois :

a) la date de sa mise en service tombe au plus tôt le 1^er janvier 2025;
b) la somme de la capacité de production d’électricité de tous les groupes — autre que les groupes prévus — situés dans la même installation et dont la date de mise en service est au plus tôt le 1^er janvier 2025 est d’au moins 25 MW.

Non-application — groupe prévu

(3) Le présent règlement ne s’applique pas au groupe prévu dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 25 MW.

Capacité de production d’électricité

6 (1) Sous réserve du paragraphe (6), la capacité de production d’électricité d’un groupe correspond :

a) à la puissance brute maximale du groupe, mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe et déterminée conformément aux paragraphes (2) à (4);
b) si la personne responsable n’a pas déterminé la puissance brute maximale du groupe, à la puissance maximale continue la plus récente du groupe.

Essai de rendement

(2) Pour déterminer la puissance brute maximale du groupe, la personne responsable réalise, en présence du contrôleur de l’essai de rendement visé au paragraphe (3), un essai de rendement qui remplit les exigences suivantes :

a) il est réalisé au plus tôt le 1^er janvier 2025;
b) il consiste en un test continu d’une durée d’au moins deux heures;
c) il ne compromet pas le fonctionnement continu du groupe par le dépassement des normes opérationnelles de température, de pression ou de conductivité électrique recommandées par le fabricant de l’équipement faisant partie du groupe;
d) il n’exige pas la modification du programme d’entretien prévu pour le groupe;
e) son résultat est ajusté aux conditions normales.

Contrôleur de l’essai de rendement

(3) Le contrôleur de l’essai de rendement est un individu qui satisfait aux exigences suivantes :

a) il est indépendant de la personne responsable;
b) il a démontré qu’il possède des connaissances en matière d’essais de rendement sur des groupes produisant de l’électricité à partir de combustible fossile et qu’il a au moins cinq ans d’expérience dans la réalisation de ce type d’essai.

Rapport sur l’essai de rendement

(4) Si elle réalise un essai de rendement, la personne responsable transmet au ministre un rapport sur cet essai de rendement préparé par le contrôleur qui contient les renseignements prévus à l’annexe 1.

Rapport transmis après l’enregistrement

(5) Si la personne responsable transmet au ministre le rapport sur l’essai de rendement à l’égard du groupe après la transmission du rapport d’enregistrement du groupe effectuée conformément au paragraphe 7(1), à l’alinéa 7(2)a) ou au paragraphe 8(2), elle est tenue de le faire au plus tard soixante jours après la réalisation de l’essai et d’y joindre le rapport d’enregistrement modifié prévu au paragraphe 7(4).

Changement de capacité de production d’électricité

(6) Si la puissance brute maximale d’un groupe ou la puissance maximale continue d’un groupe change au cours d’une année civile pour laquelle le groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la capacité de production d’électricité du groupe pour cette année civile est déterminée selon la formule suivante :

$\sum_{i = 1}^{n} [\frac{C_{i} \times D_{i}}{N}]$: où :
i: représente la i^e période de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes dans l’année civile pendant lesquelles le groupe a une capacité de production d’électricité différente de celle qu’il avait pendant la période précédente ou subséquente;
C_i: la capacité de production d’électricité du groupe pendant la i^e période de l’année civile;
D_i: la durée de la i^e période de l’année civile, exprimée en jours;
N: le nombre de jours pendant l’année civile au cours desquels la capacité de production d’électricité du groupe est supérieure à zéro.

Arrondissement

(7) La capacité de production d’électricité déterminée aux paragraphes (2) ou (6) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur.

Enregistrement

Rapport d’enregistrement

7 (1) Sous réserve de l’article 8, la personne responsable d’un groupe qui remplit les critères prévus à l’article 5 transmet au ministre, à la plus tardive des dates ci-après, un rapport d’enregistrement contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour le groupe :

a) le 31 décembre 2025;
b) le soixantième jour suivant la date à laquelle le groupe remplit les critères prévus à l’article 5.

Modification d’un groupe

(2) Si le groupe pour lequel un rapport d’enregistrement a été transmis, conformément au paragraphe (1), est modifié, notamment par l’ajout ou le retrait d’une pièce d’équipement ou par le changement du raccordement physique d’équipements, et que cette modification entraîne la création d’un ou de plusieurs groupes qui remplissent les critères prévus à l’article 5, la personne responsable transmet au ministre :

a) un rapport d’enregistrement contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour chaque groupe créé, au plus tard soixante jours après la création du groupe;
b) l’avis de cessation définitive de production d’électricité prévu au paragraphe 43(1) pour le groupe d’origine ou le rapport d’enregistrement modifié prévu au paragraphe (4) pour ce groupe.

Numéro d’enregistrement

(3) Sur réception du rapport d’enregistrement visé au paragraphe (1), à l’alinéa (2)a) ou au paragraphe 8(2), le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et en informe la personne responsable.

Rapport d’enregistrement modifié

(4) En cas de modification des renseignements déjà transmis au titre du présent article ou du paragraphe 8(2), la personne responsable transmet au ministre, au plus tard soixante jours après la modification, un rapport d’enregistrement modifié contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour le groupe.

Sous-groupes

8 (1) La personne responsable peut enregistrer un groupe sous la forme de plusieurs sous-groupes si les conditions suivantes sont remplies :

a) chaque sous-groupe serait visé par la définition de groupe au paragraphe 2(1) s’il n’était pas physiquement raccordé à un autre sous-groupe;
b) chaque sous-groupe a une puissance maximale continue;
c) chaque sous-groupe produit de l’énergie thermique utile;
d) chaque chaudière et chaque moteur à combustion, ainsi que tout autre équipement faisant partie du groupe, est pris en compte dans un des sous-groupes;
e) chaque chaudière et chaque moteur à combustion faisant partie du groupe a commencé à fonctionner au plus tard le 31 décembre 2024 ou faisait partie d’un groupe prévu à la date de mise en service de celui-ci.

Rapport d’enregistrement

(2) Pour enregistrer un groupe sous la forme de plusieurs sous-groupes, la personne responsable :

a) s’agissant d’un groupe à l’égard duquel aucun rapport d’enregistrement n’a encore été transmis en application de l’article 7, transmet au ministre, à la plus tardive des dates ci-après, un rapport d’enregistrement pour chaque sous-groupe qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2 :
- (i) le 31 décembre 2025,
- (ii) le soixantième jour suivant la date à laquelle le groupe remplit les critères prévus à l’article 5;
b) s’agissant d’un groupe à l’égard duquel un rapport d’enregistrement a déjà été transmis en application de l’article 7, transmet au ministre, au plus tard à la date précédant celle où l’un des sous-groupes, s’il est enregistré, fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) :
- (i) un rapport d’enregistrement modifié pour le groupe qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2 à l’égard de l’un des sous-groupes,
- (ii) un rapport d’enregistrement pour chacun des autres sous-groupes qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2.

Conséquences de l’enregistrement

(3) Les règles ci-après s’appliquent lorsqu’un groupe est enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément au paragraphe (2) :

a) chaque sous-groupe est réputé être un groupe auquel le présent règlement s’applique;
b) le présent règlement, à l’exception du présent article, cesse de s’appliquer au groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes.

Cessation définitive

(4) Sauf pour l’application du paragraphe 43(2), le sous-groupe enregistré n’est plus réputé être un groupe à compter de la date de transmission de l’avis de cessation définitive de production d’électricité prévu au paragraphe 43(1) par la personne responsable du sous-groupe.

Avis — puissance maximale continue

(5) Lorsqu’un groupe est enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes et que la somme de la puissance maximale continue de chaque sous-groupe augmente d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à leur égard en application du paragraphe (2), la personne responsable du groupe en avise le ministre au plus tard soixante jours après la date de cette augmentation.

Application de la limite d’émission

(6) Si, à la date de l’augmentation visée au paragraphe (5), au moins un des sous-groupes n’a pas atteint sa fin de vie réglementaire déterminée conformément au paragraphe 10(3) ou à l’article 11, le paragraphe 9(1) commence à s’appliquer à l’égard de chacun des sous-groupes à la plus tardive des dates suivantes :

a) le 1^er janvier 2035;
b) le 1^er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle la puissance maximale continue majorée a été déclarée à l’exploitant de réseau électrique.

Interdiction

Limite d’émission

9 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe d’émettre, à partir de celui-ci au cours d’une année civile, une quantité de CO₂ déterminée conformément à l’article 12 qui est supérieure à la limite déterminée selon la formule ci-après et exprimée en tonnes :

C × I_le × 8 760 × 0,001

où :

C

représente la capacité de production d’électricité du groupe pour l’année civile;

I_le

l’intensité des émissions applicable à l’année civile, à savoir :

a) 65 tonnes d’émissions de CO₂ par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049,
b) 0 tonne d’émissions de CO₂ par GWh, à compter de l’année civile 2050.

Arrondissement

(2) La limite d’émission déterminée au paragraphe (1) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur.

Non-application — fin de vie réglementaire

10 (1) Sous réserve du paragraphe (2), dans le cas du groupe remplissant l’une des conditions ci-après — autre que le groupe qui brûle du charbon —, les paragraphes 9(1), 12(1) et 13(1) ne s’appliquent pas avant le 1^er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle survient la fin de vie réglementaire du groupe :

a) la date de mise en service du groupe est postérieure au 31 décembre 2009 et antérieure au 1^er janvier 2025;
b) il s’agit d’un groupe prévu;
c) il s’agit du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel dont la fin de vie réglementaire est postérieure au 31 décembre 2034.

Augmentation de la puissance maximale continue

(2) Dans le cas où la puissance maximale continue du groupe visé au paragraphe (1) a augmenté d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis pour le groupe en application du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2), les paragraphes 9(1), 12(1) et 13(1) commencent à s’appliquer à l’égard du groupe à la plus tardive des dates suivantes :

a) le 1^er janvier 2035;
b) le 1^er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle la puissance maximale continue majorée a été déclarée à l’exploitant de réseau électrique.

Date de fin de vie réglementaire

(3) Pour l’application du paragraphe (1) et sous réserve de l’article 11, la vie réglementaire d’un groupe prend fin, selon le cas :

a) dans le cas du groupe visé à l’alinéa (1)a), le 31 décembre de l’année civile qui tombe vingt-cinq ans après la date de sa mise en service;
b) dans le cas d’un groupe prévu, le 31 décembre 2049;
c) dans le cas du groupe visé à l’alinéa (1)c), le 31 décembre de l’année civile précédant celle à partir de laquelle l’interdiction prévue au paragraphe 4(2) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel se serait appliquée au groupe conformément à ce paragraphe.

Choix

11 (1) Pour l’application du paragraphe 10(1), la personne responsable du groupe peut choisir une date de fin de vie réglementaire du groupe qui est antérieure à celle prévue au paragraphe 10(3) et qui tombe au plus tôt le 31 décembre 2034.

Renseignements à transmettre

(2) Pour effectuer le choix, la personne responsable transmet au ministre les renseignements ci-après au plus tard à la date de fin de vie réglementaire choisie :

a) le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3);
b) la date de fin de vie réglementaire choisie.

Choix définitif

(3) Le choix effectué au titre du présent article ne peut pas être modifié ou révoqué.

Obligations

Émissions de CO₂ du groupe

12 (1) Pour chaque année civile, la personne responsable d’un groupe détermine la quantité de CO₂ émise par le groupe, exprimée en tonnes, conformément à la formule suivante :

E − C_comp − U_c

où :

E

représente la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe pour l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée selon la formule suivante :

E_g − E_th − E_in − E_csc + E_ext − E_su

où :

E_g

représente la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile, déterminée conformément au paragraphe (3),

E_th

la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe pendant l’année civile, déterminée conformément à l’article 21,

E_in

la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à l’électricité produite par le groupe qui est utilisée, pendant l’année civile, dans les limites de l’installation où se situe le groupe et qui est :

a) égale à zéro dans les cas suivants :
- (i) pour toute année civile au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile,
- (ii) pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024,
- (iii) pour toute année civile postérieure à 2049,
b) déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas,

E_csc

la quantité de CO₂ du groupe qui est captée pendant l’année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage, déterminée conformément à l’article 23,

E_ext

la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac et de vapeur achetée ou transférée, utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant l’année civile, déterminée conformément à l’article 24,

E_su

la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe pour toute période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 27;

C_comp

la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, qui correspond au nombre de crédits compensatoires canadiens remis pour le groupe pour l’année civile conformément à l’article 28;

U_c

la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, qui correspond au nombre d’unités de conformité remises pour le groupe pour l’année civile conformément à l’article 33.

Arrondissement

(2) La quantité déterminée pour l’élément E au paragraphe (1) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur.

Combustion de combustible fossile (E_g)

(3) La quantité visée par l’élément E_g aux paragraphes (1) et 27(1) est déterminée conformément :

a) à l’article 15 si le groupe a brûlé du combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile;
b) à l’article 16 si le groupe a brûlé à la fois de la biomasse et du combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile;
c) à l’article 19 si le groupe a brûlé de la biomasse et n’a pas brûlé de combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile;
d) aux articles 15 ou 19 dans tout autre cas.

Valeur par défaut

(4) Malgré le paragraphe (1), la personne responsable d’un groupe peut, afin de déterminer pour le groupe la quantité visée à la description de l’élément E à ce paragraphe, choisir de prendre en compte une valeur de zéro pour l’un ou l’autre des éléments E_th, E_in, E_csc et E_su.

Définition de système de gazéification du charbon

(5) Pour l’application du paragraphe (3), un système de gazéification du charbon s’entend notamment d’un système de gazéification du charbon qui est en partie souterrain.

Solde de fourniture

13 (1) Pour chaque année civile, la personne responsable d’un groupe détermine le solde de fourniture de l’installation où est situé le groupe.

Détermination

(2) Le solde de fourniture d’une installation est déterminé selon la formule suivante :

Q_t − Q_r − Q_a− Q_na − Q_su

où :

Q_t

représente la quantité d’électricité transmise de l’installation vers un réseau électrique pendant l’année civile;

Q_r

la quantité d’électricité transmise à l’installation en provenance d’un réseau électrique pendant l’année civile;

Q_a

la quantité d’électricité allouée à l’installation pour l’année civile conformément au paragraphe (4);

Q_na

la somme des quantités d’électricité produites à l’installation pendant l’année civile par :

a) tout groupe n’ayant pas atteint sa fin de vie réglementaire déterminée conformément au paragraphe 10(3) ou à l’article 11,
b) tout groupe — autre que le groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément à l’article 8 — auquel le présent règlement ne s’applique pas,
c) toute source de production d’électricité à l’installation qui n’est pas un groupe;

Q_su

la somme des quantités d’électricité produites par tous les groupes situés dans l’installation — autres que les groupes visés à l’élément Q_na — pendant toute période de déduction au cours de l’année civile.

Mesures

(3) Les quantités d’électricité visées au paragraphe (2) sont exprimées en GWh et sont mesurées, selon le cas :

a) s’agissant des quantités visées aux éléments Q_t, Q_r et Q_a, à l’aide de compteurs qui mesurent le débit d’électricité;
b) s’agissant des quantités visées aux éléments Q_na et Q_su, aux bornes électriques des générateurs du groupe ou, dans le cas d’une source de production d’électricité qui n’est pas un groupe, aux bornes électriques de cette source.

Électricité allouée à l’installation (Q_a)

(4) Une quantité d’électricité ne peut être prise en compte pour la détermination de l’élément Q_a au paragraphe (2) pour une année civile que si, pendant cette année civile, l’installation transmet de l’électricité à un réseau électrique et fournit de l’énergie thermique utile à une installation destinataire et si les conditions suivantes sont remplies :

a) l’installation destinataire n’est pas une installation où se situe un groupe auquel le présent règlement s’applique;
b) la quantité prise en compte n’excède pas la quantité d’électricité transmise à l’installation destinataire en provenance du réseau électrique pendant l’année civile;
c) la personne responsable obtient de l’installation destinataire des documents qui, à la fois :
- (i) indiquent la quantité d’électricité transmise à l’installation destinataire en provenance du réseau électrique pendant l’année civile,
- (ii) établissent que la quantité d’électricité est mesurée à l’aide de compteurs mis en place, entretenus et étalonnés conformément aux paragraphes 36(1) et (2) et permettant la prise de mesures conformément au paragraphe 36(3).

Superposition de périodes de déduction

(5) Pour la détermination de l’élément Q_su au paragraphe (2), une quantité d’électricité produite par un groupe ne peut être incluse dans plus d’une période de déduction.

Exemptions

Solde de fourniture égal ou inférieur à zéro

14 (1) La personne responsable d’un groupe est soustraite à l’application du paragraphe 9(1) et des articles 39 et 41 à l’égard du groupe pour toute année civile pendant laquelle le solde de fourniture de l’installation où se situe le groupe est égal ou inférieur à zéro.

Déclaration de solde de fourniture

(2) La personne responsable d’un groupe est soustraite à l’application des articles 12 et 15 à 24 à l’égard du groupe si :

a) d’une part, le solde de fourniture de l’installation où se situe le groupe est égal ou inférieur à zéro pour chaque année civile pour laquelle le paragraphe 13(1) s’applique à l’égard du groupe;
b) d’autre part, la personne responsable transmet au ministre une déclaration de solde de fourniture conformément aux paragraphes (3) et (4).

Contenu

(3) La déclaration comprend les éléments suivants :

a) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) à chaque groupe situé dans l’installation;
b) un énoncé portant que les conditions d’exploitation de l’installation permettent raisonnablement de conclure que le solde de fourniture de celle-ci sera égal ou inférieur à zéro pour chaque année civile pour laquelle le paragraphe 13(1) s’applique à l’égard du groupe;
c) une attestation, datée et signée par la personne responsable, ou son agent autorisé, selon laquelle la déclaration est exacte et complète.

Date de transmission

(4) La déclaration est transmise dans les douze mois précédant la date à laquelle un groupe situé dans l’installation aurait fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) s’il n’était pas visé par une exemption de l’application de ce paragraphe aux termes du paragraphe (1).

Fin de l’exemption

(5) L’exemption prévue au paragraphe (2) prend fin le 31 décembre de l’année civile précédant celle au cours de laquelle le solde de fourniture de l’installation est supérieur à zéro.

Quantification

Combustion de combustible fossile

Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Mesure à l’aide d’un SMECE

15 (1) Pour l’application des alinéas 12(3)a) et d), la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile est mesurée à l’aide d’un SMECE et, sous réserve de l’article 17, déterminée conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE.

Plusieurs SMECE

(2) La quantité d’émissions de CO₂ d’un groupe doté de plusieurs SMECE est égale à la somme des quantités d’émissions de CO₂ mesurées par chaque SMECE.

Combustion de biomasse

16 (1) Pour l’application de l’alinéa 12(3)b), la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile est mesurée à l’aide d’un SMECE et déterminée selon la formule suivante :

E_fb × (V_cf ÷ V_T) − E_s

où :

E_fb

représente la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, du groupe au cours de l’année civile, provenant de la combustion de combustible fossile et de biomasse, déterminée conformément aux articles 15 ou 17, selon le cas;

V_cf

le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m³ dans les conditions normales et déterminé selon la formule suivante :

$\sum_{i = 1}^{n} Q_{i} \times F_{c, i} \times {HHV}_{i}$

où :

i

représente le i^e type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de ces types de combustible fossile brûlé,

Q_i

la quantité de combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile, déterminée, selon le cas :

a) s’agissant de combustible gazeux, de la même façon que l’élément V_c à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m³ dans les conditions normales,
b) s’agissant de combustible liquide, de la même façon que l’élément V_c à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) s’agissant de combustible solide, de la même façon que l’élément M_c à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes,

F_c,i

le facteur F de carbone propre à chaque combustible fossile de type « i » — à savoir le facteur F prévu à l’annexe A du Protocole SMECE ou, si le combustible n’est pas mentionné à cette annexe, le facteur F déterminé conformément à cette annexe —, modifié pour être exprimé en m³ de CO₂/GJ dans les conditions normales,

HHV_i

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « i » mesuré conformément au paragraphe (2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1;

V_T

le volume d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile et de biomasse par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m³ dans les conditions normales et déterminé selon la formule suivante :

$\sum_{t = 1}^{n} [0,01 \times {CO}_{2 h, t} \times Q_{h, t}]$

où :

t

représente la t^e heure, « t » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre total d’heures pendant lesquelles le groupe a produit de l’électricité au cours de l’année civile,

CO_2h,t

la concentration moyenne de CO₂ par rapport à la totalité des gaz de cheminée provenant de la combustion de combustible par le groupe pour chaque heure « t » — ou, le cas échéant, le calcul effectué conformément à la section 7.4 du Protocole SMECE à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O₂) dans ces gaz de cheminée —, exprimée en pourcentage de CO₂ sur une base humide,

Q_h,t

le débit volumétrique moyen pendant l’heure en cause, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée et exprimé en m³ dans les conditions normales;

E_s

la quantité d’émissions de CO₂ provenant du sorbant utilisé pour limiter les émissions de dioxyde de soufre du groupe au cours de l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée selon la formule suivante :

S × R × (44 ÷ MM_s): où :
S: représente la quantité de sorbant — notamment le carbonate de calcium (CaCO₃) — exprimée en tonnes,
R: le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO₂ attribué à une mole de sorbant, lequel est égal à 1 si le sorbant est du CaCO₃,
MM_s: la masse moléculaire du sorbant, laquelle est égale à 100 si le sorbant est du CaCO₃.

Pouvoir calorifique supérieur (HHV_i)

(2) Le pouvoir calorifique supérieur d’un combustible fossile se mesure :

a) dans le cas d’un combustible gazeux :
- (i) soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique, selon le combustible :
  - (A) la norme ASTM D1826 intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter,
  - (B) la norme ASTM D3588 intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels,
  - (C) la norme ASTM D4891 intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas and Flare Gases Range by Stoichiometric Combustion,
  - (D) la norme 2172 de la Gas Processors Association intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer,
  - (E) la norme 2261 de la Gas Processors Association intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe mais, s’il ne mesure que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur;
b) dans le cas d’un combustible liquide :
- (i) s’agissant d’huiles ou de dérivés liquides de déchets, conformément à celle des normes ci-après qui s’applique :
  - (A) la norme ASTM D240 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter,
  - (B) la norme ASTM D4809 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method),
- (ii) s’agissant de tout autre combustible liquide, conformément à la norme ASTM applicable pour la mesure du pouvoir calorifique supérieur du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;
c) dans le cas des combustibles solides :
- (i) s’agissant du charbon, conformément à la norme ASTM D5865, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke,
- (ii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à la norme ASTM applicable pour la mesure du pouvoir calorifique supérieur du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale.

Groupes partageant un SMECE

17 Si le groupe est situé dans une installation où sont situés un ou plusieurs autres groupes et qu’un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de ce groupe et d’au moins un autre groupe à une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes aboutissant à la cheminée commune, la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe en cause est déterminée en fonction de la proportion de son apport de chaleur par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui utilisent la cheminée commune, selon la formule suivante :

$[\frac{\sum_{j = 1}^{y} Q_{g, j} \times {HHV}_{g, j}}{\sum_{i = 1}^{x} \sum_{j = 1}^{y} Q_{i, j} \times {HHV}_{i, j}}] \times E$

où :

j

représente le j^e type de combustible brûlé au cours de l’année civile par le groupe, « j » étant une valeur de 1 à y, où y représente le nombre de types de combustible brûlé;

Q_g,j

la quantité de combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée, selon le cas :

a) s’agissant d’un combustible gazeux, de la même façon que l’élément V_c à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m³ dans les conditions normales,
b) s’agissant d’un combustible liquide, de la même façon que l’élément V_c à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL,
c) s’agissant d’un combustible solide, de la même façon que l’élément M_c à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes;

HHV_g,j

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible de type « j » brûlé par le groupe « g », mesuré conformément au paragraphe 16(2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1;

i

le i^e groupe, « i » étant une valeur de 1 à x, où x représente le nombre de groupes qui utilisent la cheminée commune;

Q_i,j

la quantité de combustible du type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile, déterminée pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, de la manière prévue pour l’élément Q_g,j;

HHV_i,j

le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible de type « j » brûlé par chaque groupe « i », mesuré conformément au paragraphe 16(2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1;

E

la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de tous les combustibles par tous les groupes qui utilisent la cheminée commune au cours de l’année civile, mesurée à l’aide d’un SMECE installé à la cheminée commune et déterminées conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE.

Obligation — Protocole SMECE

18 (1) La personne responsable qui utilise un SMECE pour mesurer les émissions de CO₂ pour l’application de l’un des articles 15 à 17 veille à ce que les exigences prévues aux sections 3, 4 et 6 du Protocole SMECE soient respectées.

Homologation du SMECE

(2) Le SMECE est homologué conformément à la section 5 du Protocole SMECE avant son utilisation pour l’application du présent règlement.

Rapport sur le SMECE

(3) Pour chaque année civile au cours de laquelle un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de CO₂ d’un groupe, la personne responsable :

a) obtient un rapport sur le SMECE signé par un vérificateur et contenant les renseignements prévus à l’annexe 4 à l’égard du SMECE;
b) transmet au ministre le rapport sur le SMECE avec le rapport sur les émissions visé au paragraphe 39(1), si celui-ci est exigé à l’égard du groupe pour l’année civile.

Méthode fondée sur le combustible

Quantification

19 Pour l’application des alinéas 12(3)c) et d), la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par un groupe, au cours d’une année civile, est déterminée selon la formule suivante :

$\sum_{i = 1}^{n} E_{i} \times E_{s}$

où :

i

représente le i^e type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustible fossile brûlé;

E_i

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de combustible fossile de type « i » par le groupe au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 20 selon le type de combustible fossile;

E_s

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant du sorbant utilisé pour limiter les émissions de dioxyde de soufre du groupe au cours de l’année civile, déterminée selon la formule suivante :

S × R × (44 ÷ MM_s): où :
S: représente la quantité de sorbant — notamment le CaCO₃ —, exprimée en tonnes,
R: le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO₂ attribué à une mole de sorbant, lequel est égal à 1 si le sorbant est du CaCO₃,
MM_s: la masse moléculaire du sorbant, laquelle est égale à 100 si le sorbant est du CaCO₃.

Contenu en carbone mesuré

20 (1) La quantité prise en compte pour l’élément E_i à l’article 19 pour chaque type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours d’une année civile est déterminée selon celle des formules ci-après qui s’applique :

a) dans le cas d’un combustible gazeux :

V_c × CC_M × (MM_M ÷ MV_fc) × 3,664 × 0,001

où :

V_c

représente le volume du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m³ dans les conditions normales et déterminé à l’aide de débitmètres,

CC_M

la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en kg de carbone par kg de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4),

MM_M

la masse moléculaire moyenne du combustible fossile, exprimée en kg par kg-mole de combustible fossile et déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 34,

MV_fc

le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m³ dans les conditions normales, par kg-mole de combustible fossile dans les conditions normales;
b) dans le cas d’un combustible liquide :

V_c × CC_M × 3,664

où :

V_c

représente le volume du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL et déterminé à l’aide de débitmètres,

CC_M

la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4) à la même température que celle qui est choisie pour déterminer l’élément V_c;
c) dans le cas d’un combustible solide :

M_c × CC_M × 3,664

où :

M_c

représente la masse du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée, selon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure,

CC_M

la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en kg de carbone par kg de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4) sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément M_c.

Gaz naturel renouvelable

(2) Lorsqu’un groupe brûle du gaz naturel fourni au moyen d’un réseau de gazoducs dans lequel du gaz naturel renouvelable est injecté, le volume de gaz naturel à prendre en compte pour l’élément V_c à l’alinéa (1)a) est déterminé selon la formule suivante :

V_total − V_GNR: où :
V_total: représente le volume total de gaz naturel et de gaz naturel renouvelable fourni au groupe et brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m³ dans les conditions normales et déterminé à l’aide de débitmètres;
V_GNR: le volume de gaz naturel renouvelable pouvant être pris en compte pour le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m³ dans les conditions normales et déterminé conformément au paragraphe (3).

V_GNR — conditions

(3) Un volume de gaz naturel renouvelable ne peut être pris en compte pour une année civile pour la détermination de l’élément V_GNR au paragraphe (2) que si les conditions suivantes sont remplies :

a) un contrat prévoit que le volume est fourni au groupe pour l’année civile;
b) le volume est maintenu séparé physiquement de toute autre substance et est clairement identifiable comme du gaz naturel renouvelable, depuis sa production jusqu’à son injection dans un réseau de gazoducs auquel le groupe est raccordé;
c) la personne responsable du groupe peut identifier chaque producteur du gaz naturel renouvelable fourni au groupe en application du contrat visé à l’alinéa a) et le volume fourni par chaque producteur;
d) le volume fourni par chaque producteur n’est pas supérieur au volume de gaz naturel renouvelable produit par le producteur qui est injecté au cours de cette année civile dans un réseau de gazoducs auquel le groupe est raccordé;
e) le volume n’est pas utilisé pour créer des crédits dans un ressort étranger ou pour satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre dans un tel ressort;
f) le volume n’est pas utilisé par un utilisateur final autre que la personne responsable dans le but de créer des crédits au Canada ou de satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre prévues dans une loi fédérale ou provinciale;
g) la personne responsable du groupe transmet au ministre, dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour l’année civile, les renseignements relatifs au volume qui sont prévus à l’article 8 de l’annexe 5.

Moyenne pondérée (CC_M)

(4) La moyenne pondérée CC_M visée aux alinéas (1)a) à c) est déterminée selon la formule suivante :

$\frac{\sum_{i = 1}^{n} {C C}_{i} \times Q_{i}}{\sum_{i = 1}^{n} Q_{i}}$

où :

i

représente la i^e période d’échantillonnage visée au paragraphe 34(2) pour le type de combustible en cause, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes d’échantillonnage;

CC_i

le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible fossile pour la i^e période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, dans la même unité de mesure que celle prévue à la description de l’élément CC_M aux alinéas (1)a), b) ou c), selon le cas, qui est fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible fossile ou, à défaut, qui est déterminé de la façon suivante :

a) dans le cas d’un combustible gazeux :
- (i) soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique :
  - (A) la norme ASTM D1945 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,
  - (B) la norme ASTM UOP539 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography,
  - (C) la norme ASTM D7833 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,
  - (D) le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute,
- (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure directe,
b) dans le cas d’un combustible liquide, conformément à celle des normes ou méthodes ci-après qui s’applique :
- (i) le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute,
- (ii) la norme ASTM D5291 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants,
- (iii) la norme ASTM applicable au combustible fossile en cause ou, en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale,
c) dans le cas d’un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CC_M et, selon le cas :
- (i) s’agissant de combustible solide dérivé de déchets, conformément à la norme ASTM E777 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel,
- (ii) s’agissant de tout autre combustible solide, conformément à la norme ASTM applicable pour mesurer le contenu en carbone du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale;

Q_i

le volume ou la masse, selon le cas, du combustible fossile brûlé au cours de la i^e période d’échantillonnage, qui est, selon le cas :

a) déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en m³ dans les conditions normales, pour un combustible gazeux,
b) déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en kL, pour un combustible liquide,
c) déterminé à l’aide d’un instrument de mesure et exprimé en tonnes, pour un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CC_M.

Énergie thermique utile

Émissions attribuées (E_th)

21 La quantité d’émissions de CO₂ qui est attribuée à la production d’énergie thermique utile par un groupe pendant une année civile est déterminée selon la formule suivante :

H_pnette × b_I

où :

H_pnette

représente la quantité d’énergie thermique utile nette, exprimée en GJ, déterminée selon la formule suivante :

$\sum_{t = 1}^{x} [\sum_{i = 1}^{n} {h_{out i} \times M_{out i}} - \sum_{j = 1}^{m} {h_{in j} \times M_{in j}}]_{t}$: où :
t: représente la t^e période, « t » étant une valeur de 1 à x, où x représente le nombre total de périodes au cours desquelles le groupe a produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile,
i: le i^e flux calorifique sortant du groupe, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre total de flux calorifiques sortants,
h_sorti: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du i^e flux calorifique sortant du groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée sur la base des mesures — au moyen d’un instrument de mesure en continu — de la température et de la pression de ce i^e flux calorifique,
M_sorti: le débit massique au cours de la période « t » du i^e flux calorifique sortant du groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,
j: le j^e flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, « j » étant une valeur de 1 à m, où m représente le nombre total de flux calorifiques entrants,
h_intrj: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du j^e flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée sur la base des mesures — au moyen d’un instrument de mesure en continu — de la température et de la pression de ce j^e flux calorifique,
M_intrj: le débit massique au cours de la période « t » du j^e flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu;
b_I: l’intensité des émissions d’une chaudière de référence, fixée à 0,0556 tonne d’émissions de CO₂ par GJ.

Électricité utilisée à l’installation

Émissions attribuées (E_in)

22 La quantité d’émissions de CO₂ attribuée à l’électricité produite par tout groupe et utilisée dans les limites de l’installation où se situe le groupe pendant l’année civile est déterminée selon la formule suivante :

P_in × C_I

où :

P_in

représente la quantité d’électricité produite par le groupe et utilisée pendant l’année civile dans les limites de l’installation où se situe le groupe, exprimée en GWh et déterminée selon la formule suivante :

(P_inst − Q_sf) × (P_G ÷ P_inst): où :
P_inst: représente la somme de la quantité brute totale d’électricité produite par chaque groupe situé dans l’installation et faisant l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) pendant l’année civile, xprimée en GWh et mesurée pour chaque groupe aux bornes électriques des générateurs du groupe,
Q_sf: le solde de fourniture de l’installation pour l’année civile,
P_G: la quantité brute totale d’électricité produite par le groupe pendant l’année civile, exprimée en GWh et mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe;
C_I: l’intensité des émissions d’un groupe de référence qui produit de l’énergie thermique utile, fixée à 250 tonnes d’émissions de CO₂ par GWh.

Captage et stockage de carbone

CO₂ capté et stocké (E_csc)

23 (1) La quantité de CO₂ du groupe qui est captée pendant une année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage est déterminée selon la formule suivante :

E_g × (E_cap ÷ E_in): où :
E_g: représente la valeur déterminée pour l’élément E_g au paragraphe 12(1) ou, le cas échéant, au paragraphe 27(1);
E_cap: la quantité de CO₂ correspondant à la portion de l’élément E_in qui est captée et subséquemment stockée, au cours de l’année civile, dans le cadre d’un projet de stockage respectant les conditions prévues au paragraphe (2), exprimée en tonnes et déterminée à l’aide d’un instrument de mesure directe du débit et de la concentration en CO₂;
E_in: la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, entrant dans le système de captage et de stockage de carbone, au cours de l’année civile, déterminée conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE à l’aide d’un SMECE qui est situé en amont du système de captage et de stockage de carbone et qui mesure le CO₂ entrant dans ce système.

Conditions

(2) Pour déterminer la valeur de l’élément E_csc aux paragraphes 12(1) et 27(1), seule peut être prise en compte la quantité de CO₂ stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les conditions suivantes :

a) le CO₂ est injecté dans un site de stockage géologique :
- (i) soit dans le seul but de le stocker dans un aquifère salin profond,
- (ii) soit dans le but de permettre la récupération assistée d’hydrocarbures dans un gisement de pétrole épuisé;
b) le CO₂ stocké dans le cadre du projet est capté, transporté et stocké conformément aux lois fédérales ou provinciales ou aux lois des États-Unis ou de l’un de ses États.

Vecteurs énergétiques

Émissions — hydrogène, ammoniac ou vapeur (E_ext)

24 (1) La quantité d’émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant une année civile est déterminée selon la formule suivante :

$\sum_{k = 1}^{n} ((\frac{E_{k}}{P_{k}}) \times Q_{k})$

où :

k

représente le k^e flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur, « k » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe au cours de l’année civile;

E_k

la quantité annuelle totale des émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la production annuelle totale du k^e flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe au cours de l’année civile;

P_k

la production annuelle totale du k^e flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu et exprimée :

a) en m³ dans les conditions normales, dans le cas de l’hydrogène et de l’ammoniac,
b) en GJ, dans le cas de la vapeur;

Q_k

la quantité d’hydrogène ou d’ammoniac, exprimée en m³ dans les conditions normales, ou la quantité de vapeur achetée ou transférée, exprimée en GJ, dans le k^e flux utilisé par le groupe pour la production d’électricité au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu.

Quantification des éléments E_k et P_k

(2) Sous réserve du paragraphe (4), la personne responsable obtient la valeur des éléments E_k et P_k du fournisseur d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur, le cas échéant, utilisés par le groupe, déterminée conformément aux sections du PDGES suivantes :

a) la section 10 pour la production d’hydrogène;
b) la section 8 pour la production d’ammoniac;
c) la section 7 pour la production de vapeur.

Adaptation du PDGES

(3) Pour l’application de l’alinéa (2)a), la description de l’élément R_CO2 de l’équation 10-2 du PDGES vaut mention de « CO₂ capté et stocké dans le cadre d’un projet de stockage qui remplit les conditions prévues au paragraphe 23(2) du Règlement sur l’électricité propre ».

Valeurs par défaut

(4) Lorsque l’hydrogène ou l’ammoniac utilisé par le groupe n’est pas produit dans l’installation où se situe le groupe ou lorsque la vapeur utilisée par le groupe est achetée pour cette installation ou lui est transférée, le ratio E_k ÷ P_k au paragraphe (1) est remplacé par les valeurs ci-après si la personne responsable ne parvient pas à obtenir du fournisseur les renseignements requis pour déterminer ce ratio conformément au paragraphe (2) :

a) 9,8312 × 10^-4 tonnes CO₂/m³ pour l’hydrogène;
b) 1,4635 × 10^-3 tonnes CO₂/m³ pour l’ammoniac;
c) 0,08 tonne CO₂/GJ pour la vapeur.

Situations d’urgence

Déduction

25 (1) La personne responsable d’un groupe peut, pour l’application du paragraphe 12(1), déduire la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe au cours d’une période de déduction et elle peut, pour l’application du paragraphe 13(2), déduire la quantité d’électricité produite par le groupe au cours de cette période de déduction, si les conditions suivantes sont remplies :

a) l’exploitant de réseau électrique détermine qu’il se produit un événement à caractère irrésistible — qu’il soit naturel ou qu’il résulte d’une action humaine — ou le ministre détermine qu’un risque pour la sécurité et la santé humaines existe;
b) dans le cas d’un événement à caractère irrésistible, celui-ci échappe au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable;
c) l’exploitant de réseau électrique détermine que l’événement ou le risque visé à l’alinéa a) entraîne une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus;
d) l’exploitant de réseau électrique donne au groupe une directive de production d’électricité en raison de l’événement ou du risque visé à l’alinéa a) afin d’atténuer ou de contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus;
e) la production d’électricité du groupe va atténuer ou contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus;
f) dans les sept jours suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité visée à l’alinéa d) est reçue, la personne responsable en avise le ministre.

Période de déduction

(2) La période pour laquelle la quantité d’émissions de CO₂ et la quantité d’électricité produite peuvent être déduites commence pendant l’heure au cours de laquelle le groupe fonctionne en réponse à la directive de production d’électricité visée à l’alinéa (1)d) et se termine, selon le cas :

a) si aucune demande de prolongation de la période de déduction n’est présentée au ministre conformément au paragraphe 26(1), à la première des échéances suivantes à survenir :
- (i) le trentième jour suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité a été donnée,
- (ii) l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle l’exploitant de réseau électrique avise la personne responsable que la directive de production d’électricité ne s’applique plus;
b) si une demande de prolongation de la période de déduction est présentée au ministre conformément au paragraphe 26(1) :
- (i) dans le cas où la prolongation n’a pas été accordée, à la première des échéances suivantes à survenir :
  - (A) l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle l’exploitant de réseau électrique avise la personne responsable que la directive de production d’électricité ne s’applique plus,
  - (B) le quarante-cinquième jour suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité a été donnée,
- (ii) dans tout autre cas, à la première des échéances suivantes à survenir :
  - (A) l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle l’exploitant de réseau électrique avise la personne responsable que la directive de production d’électricité ne s’applique plus,
  - (B) l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle le ministre avise la personne responsable que la période de déduction a pris fin.

Avis au ministre

(3) Dans les sept jours suivant la date à laquelle l’exploitant de réseau électrique a avisé la personne responsable que la directive de production d’électricité visée à l’alinéa (1)d) ne s’applique plus, cette dernière avise le ministre de cette fin d’application.

Demande de prolongation de la période de déduction

26 (1) Si les conditions prévues au paragraphe 25(1) continuent d’être remplies plus de trente jours après la date à laquelle le groupe a reçu la directive de production d’électricité prévue à l’alinéa 25(1)d), la personne responsable peut, dans les trente jours qui suivent la date de la réception de la directive, présenter au ministre une demande de prolongation de la période de déduction.

Contenu de la demande

(2) La demande comporte les éléments suivants :

a) le cas échéant, le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3);
b) la date et l’heure du début de la période de déduction;
c) la description de l’événement à caractère irrésistible ou du risque pour la sécurité et la santé humaines à l’origine de la directive de production d’électricité, notamment :
- (i) la date et l’heure du début et, le cas échéant, de la fin de l’événement ou du risque,
- (ii) la province ou l’État où l’événement s’est produit ou le risque est apparu,
- (iii) la province ou l’État où la perturbation de l’approvisionnement en électricité a eu lieu, ou le risque important de perturbation est apparu,
- (iv) les renseignements établissant que le groupe a reçu la directive de production d’électricité pour atténuer ou contribuer de manière significative à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité;
d) si la directive de production d’électricité est donnée en raison de la détermination par l’exploitant de réseau électrique qu’un événement à caractère irrésistible se produit, les renseignements établissant que les conditions ci-après sont remplies, et tout document à l’appui :
- (i) l’exploitant de réseau électrique a déterminé que l’événement s’est produit,
- (ii) l’événement échappait au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe,
- (iii) l’événement a entraîné une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité que la directive vise à atténuer ou contribue sensiblement à atténuer,
- (iv) la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité découlant de l’événement continuera plus de trente jours après la date à laquelle la période de déduction a commencé.

Décision du ministre

(3) Le ministre accorde la prolongation dans les dix jours suivant la date de réception de la demande s’il estime que les conditions prévues au paragraphe 25(1) continueront d’être remplies.

Événement à caractère irrésistible

(4) Le ministre accorde la prolongation en raison d’un événement à caractère irrésistible s’il estime que les conditions suivantes sont remplies :

a) l’événement s’est produit;
b) l’événement échappe au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe;
c) la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité découlant de l’événement persisteront;
d) la production d’électricité par le groupe va atténuer ou contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus.

Émissions pendant une période de déduction (E_su)

27 (1) La quantité visée dans la description de l’élément E_su au paragraphe 12(1) est déterminée selon la formule suivante :

$\sum_{i = 1}^{n} {(E_{u} - E_{th} - E_{int} - E_{ccs} + E_{ext})}_{i}$

où :

i

représente la i^e période de déduction, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes de déduction au cours de l’année civile;

E_g

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant la i^e période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément au paragraphe 12(3);

E_th

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe pendant la i^e période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 21;

E_in

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, attribuée à l’électricité produite par le groupe pendant la i^e période de déduction au cours de l’année civile et utilisée dans les limites de l’installation où se situe le groupe et qui est :

a) égale à zéro dans les cas suivants :
- (i) pour toute période de déduction au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile,
- (ii) pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024,
- (iii) pour toute période de déduction postérieure à 2049,
b) déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas;

E_csc

la quantité de CO₂ du groupe, exprimée en tonnes, captée pendant la i^e période de déduction au cours de l’année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage, déterminée conformément à l’article 23;

E_ext

la quantité d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes, provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac et de vapeur achetée ou transférée, utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant la i^e période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 24.

Adaptation

(2) Pour l’application du paragraphe (1), toute mention de l’année civile dans un calcul requis en application des articles 15 ou 16 ou de l’un des articles 19 à 24 vaut mention de la période de déduction applicable.

Plusieurs années civiles

(3) Pour l’application du paragraphe (1), si la période de déduction applicable se termine dans une année civile différente de celle dans laquelle elle a commencé, seule est prise en compte la partie de cette période qui tombe pendant l’année civile pour laquelle la détermination de la quantité d’émissions de CO₂ est effectuée.

Superposition de périodes de déduction

(4) Pour l’application du paragraphe (1), une quantité d’émissions de CO₂ visée à ce paragraphe ne peut être incluse dans plus d’une période de déduction.

Crédits compensatoires canadiens

Remise au 15 décembre

28 (1) La quantité de CO₂ prise en compte pour l’élément C_comp au paragraphe 12(1) correspond au nombre de crédits compensatoires canadiens que la personne responsable remet au ministre pour le groupe au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle pour laquelle la remise est effectuée.

Nombre maximal

(2) Le nombre maximal de crédits compensatoires canadiens pouvant être remis, pour un groupe et pour une année civile, correspond à la quantité de CO₂, exprimée en tonnes, déterminée selon la formule suivante :

C × I_comp × 8 760 × 0,001

où :

C

représente la capacité de production d’électricité du groupe pour l’année civile;

I_comp

l’intensité des émissions applicable à l’année civile, à savoir :

a) 35 tonnes d’émissions de CO₂ par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049,
b) 42 tonnes d’émissions de CO₂ par GWh, à compter de l’année civile 2050.

Arrondissement

(3) La quantité déterminée au paragraphe (2) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur.

Condition

(4) Tout crédit compensatoire canadien remis pour une année civile doit avoir été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent celle de la remise.

Reconnaissance réciproque

(5) La personne responsable peut remettre un même crédit compensatoire canadien pour l’application du paragraphe 12(1) et pour celle d’un système reconnu aux termes du paragraphe (6) si, au titre de ce système, le crédit est remis, à la fois :

a) pour la même année civile que celle pour laquelle la remise au titre du présent article est effectuée;
b) en lien avec le même groupe que celui pour lequel la remise au titre du présent article est effectuée;
c) pour satisfaire à une obligation de remise qui n’est pas en lien avec une situation extraordinaire, telle que le remplacement d’un crédit annulé ou l’indemnisation du non-respect d’une exigence.

Système reconnu

(6) Est un système reconnu :

a) tout système de tarification des gaz à effet de serre qui est mis en place au titre de la section 1 de la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre;
b) tout système provincial de tarification du carbone qui fait l’objet d’une entente entre une province et le ministre pour la reconnaissance réciproque de crédits compensatoires canadiens et dont le nom figure sur la liste publiée sur le site Web du ministère de l’Environnement pour l’application du présent article.

Date de la remise

(7) Tout crédit compensatoire canadien est considéré comme remis à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 et 2 de l’annexe 6 à son égard est transmis au ministre conformément à l’article 41.

Crédits compensatoires canadiens annulés

29 (1) Si, dans les cinq années qui suivent la date à laquelle la personne responsable remet au ministre au moins un crédit compensatoire canadien visé à l’alinéa b) de la définition de crédit compensatoire canadien au paragraphe 2(1), la province qui a émis les crédits annule ceux-ci sans prévoir de mécanismes de remplacement, le ministre avise la personne responsable du nombre de crédits compensatoires canadiens qui sont annulés et du nombre de crédits compensatoires canadiens qu’elle doit lui remettre.

Conditions de reconnaissance réciproque non remplies

(2) S’il décide que la remise d’au moins un crédit compensatoire canadien visé au paragraphe 28(5) ne remplit pas les conditions prévues à ce paragraphe, le ministre avise la personne responsable du nombre de crédits compensatoires canadiens remis ne remplissant pas ces conditions et du nombre de crédits compensatoires canadiens qu’elle doit lui remettre.

Demande du ministre

(3) La personne responsable transmet au ministre, dans le délai que celui-ci précise, tout renseignement qu’il demande pour décider si un crédit compensatoire canadien remplit ou non les conditions prévues au paragraphe 28(5).

Obligation de remise

(4) La personne responsable remet le nombre de crédits compensatoires canadiens prévu par l’avis visé aux paragraphes (1) ou (2) en transmettant au ministre un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 et 4 de l’annexe 6 à l’égard des crédits, au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle l’avis a été donné.

Crédits compensatoires canadiens pouvant être remis

(5) Les crédits compensatoires canadiens remis au titre du paragraphe (4) doivent avoir été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent la fin du délai prévu à ce paragraphe.

Unités de conformité

Délivrance

Nombre d’unités de conformité délivrées

30 (1) Si, pour une année civile de 2035 à 2049, le ministre estime que la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à un groupe, déterminée conformément à la formule prévue à la description de l’élément E au paragraphe 12(1), est inférieure à la limite d’émission déterminée pour le groupe conformément au paragraphe 9(1), il délivre à la personne responsable du groupe, pour cette année civile et pour le groupe, un nombre d’unités de conformité égal à la différence entre cette limite et cette quantité, chaque unité de conformité étant équivalente à une tonne de CO₂.

Exceptions

(2) Malgré le paragraphe (1), aucune unité de conformité n’est délivrée pour le groupe pour une année civile si celui-ci :

a) soit ne fait pas l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) avant le 1^er juillet de cette année civile;
b) soit est visé par une exemption de l’application du paragraphe 9(1) aux termes du paragraphe 14(1) pour l’année civile.

Demande du ministre

(3) La personne responsable d’un groupe transmet au ministre, sur demande de celui-ci et dans le délai qu’il précise, tout renseignement nécessaire pour déterminer :

a) si la quantité d’émissions de CO₂ prise en compte pour l’élément E au paragraphe 12(1) et figurant dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour le groupe pour une année civile a été déterminée conformément à ce paragraphe;
b) si la limite d’émission figurant dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour le groupe pour une année civile est déterminée conformément au paragraphe 9(1).

Avis

(4) Si, après avoir obtenu les renseignements demandés aux termes du paragraphe (3), le ministre n’est pas convaincu que la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à un groupe, déterminée conformément à la formule prévue à la description de l’élément E au paragraphe 12(1), est inférieure à la limite d’émission déterminée pour le groupe conformément au paragraphe 9(1), il avise la personne responsable qu’aucune unité de conformité ne sera délivrée pour le groupe pour l’année civile.

Unités de conformité transférables

31 (1) Sous réserve de l’article 32, les unités de conformité délivrées pour un groupe pour une année civile au titre du paragraphe 30(1) sont transférables si le groupe ne brûle pas de charbon pendant l’année civile et s’il s’agit :

a) soit d’un groupe dont la date de mise en service est antérieure au 1^er janvier 2025 et qui ne produit pas d’énergie thermique utile pendant l’année civile;
b) soit d’un groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024 et antérieure au 1^er janvier 2030;
c) soit d’un groupe prévu qui ne produit pas d’énergie thermique utile pendant l’année civile.

Unités de conformité non transférables

(2) Sous réserve de l’article 32, les unités de conformité délivrées au titre du paragraphe 30(1) pour une année civile pour un groupe qui n’est pas visé au paragraphe (1) ne sont pas transférables.

Transfert entre personnes responsables

(3) Les unités de conformité transférables ne peuvent être transférées qu’entre personnes responsables de groupes auxquels le présent règlement s’applique.

Désignation d’un groupe de substitution

32 (1) La personne responsable d’un groupe visé à l’un des alinéas 31(1)a) à c) ou d’un groupe désigné comme groupe de substitution aux termes du présent article peut désigner un autre groupe comme groupe de substitution si la personne responsable de cet autre groupe y consent et si les conditions suivantes sont remplies :

a) la capacité de production d’électricité du groupe désigné comme groupe de substitution ne dépasse pas celle du groupe qui est substitué;
b) les deux groupes se rapportent au même exploitant de réseau électrique.

Renseignements exigés

(2) Pour désigner un groupe de substitution, la personne responsable qui effectue la désignation et la personne responsable du groupe qui sera désigné comme groupe de substitution transmettent chacune au ministre, avant le 1^er janvier de l’année civile au cours de laquelle la substitution prend effet, les renseignements ci-après accompagnés d’une attestation datée et signée par la personne responsable ou son agent autorisé portant qu’elle accepte la substitution :

a) le numéro d’enregistrement assigné à chaque groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3);
b) la capacité de production d’électricité de chacun des groupes;
c) l’exploitant de réseau électrique pour chacun des groupes.

Conséquences de la substitution

(3) À compter de l’année civile au cours de laquelle la désignation d’un groupe de substitution prend effet :

a) toute unité de conformité délivrée pour le groupe de substitution pour l’année civile et toute année civile subséquente au cours de laquelle il est un groupe de substitution est transférable, sauf si le groupe remplit l’une des conditions suivantes :
- (i) il brûle du charbon pendant l’année civile,
- (ii) la date de sa mise en service est antérieure au 1^er janvier 2025 et il produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile,
- (iii) il est un groupe prévu qui produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile;
b) aucune unité de conformité délivrée pour le groupe qui n’est pas le groupe de substitution pour l’année civile et toute année civile subséquente au cours de laquelle celui-ci n’est pas désigné comme groupe de substitution n’est transférable.

Cesser d’être un groupe de substitution

(4) Un groupe cesse d’être un groupe de substitution le 1^er janvier de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle la personne responsable du groupe désigne un autre groupe de substitution conformément au présent article.

Remise

Remise au 15 décembre

33 (1) La quantité de CO₂ prise en compte pour l’élément U_c au paragraphe 12(1) correspond au nombre d’unités de conformité que la personne responsable remet au ministre pour le groupe au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle pour laquelle la remise est effectuée.

Conditions

(2) La personne responsable ne peut remettre au ministre pour l’application du paragraphe 12(1) que les unités de conformité qui satisfont aux conditions suivantes :

a) leur remise est effectuée pour une année civile antérieure à 2050;
b) elles ont été délivrées pour une année civile qui précède d’au plus cinq années civiles celle au cours de laquelle elles sont remises;
c) dans le cas des unités de conformité non transférables, elles sont remises pour le groupe pour lequel elles ont été délivrées;
d) dans le cas des unités de conformité transférables, elles sont remises :
- (i) soit pour un groupe qui, à la fois :
  - (A) remplit, pendant l’année civile pour laquelle les unités sont remises, les conditions de délivrance d’unités de conformité transférables prévues aux paragraphes 31(1) et 32(3),
  - (B) se rapporte au même exploitant de réseau électrique que le groupe pour lequel les unités ont été délivrées,
- (ii) soit pour le groupe pour lequel les unités ont été délivrées.

Date de la remise

(3) Toute unité de conformité est considérée comme remise à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 à 3 de l’annexe 6 à l’égard de l’unité est transmis au ministre conformément à l’article 41.

Retrait

(4) Toute unité de conformité ne peut être remise qu’une fois au titre du présent règlement et, une fois remise au ministre, elle est retirée et ne doit pas être à nouveau utilisée.

Échantillonnage et données manquantes

Échantillonnage

34 (1) La valeur des éléments des formules prévues aux paragraphes 20(1) et (4) est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article.

Fréquence

(2) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de l’installation qui permettent d’obtenir à la fréquence minimale applicable les échantillons représentatifs ci-après du combustible brûlé :

a) s’agissant de gaz naturel, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque année civile au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, deux échantillons prélevés au cours de cette année, au moins quatre mois après l’échantillon précédant et de la manière prévue à l’une des normes suivantes :
- (i) la norme ASTM D4057 intitulée Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (ii) la norme ASTM D4177 intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products,
- (iii) la norme ASTM F307 intitulée Standard Practice for Sampling Pressurized Gas for Gas Analysis;
b) s’agissant de gaz de raffinerie, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque journée au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de gaz de raffinerie par journée, prélevé au moins six heures après l’échantillon précédant et de la manière prévue à l’une des normes visées à l’alinéa a);
c) s’agissant d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz de raffinerie ou du gaz naturel, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque mois au cours duquel le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de combustible par mois, prélevé à au moins deux semaines d’intervalle et de la manière prévue à l’une des normes visées à l’alinéa a);
d) s’agissant d’un combustible solide, un échantillon composite par mois constitué à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion prélevés selon les modalités suivantes :
- (i) un prélèvement est effectué chaque semaine qui commence au cours du mois et pendant laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile,
- (ii) les sous-échantillons sont prélevés après tout traitement du combustible, mais avant que celui-ci ne soit mélangé à d’autres combustibles,
- (iii) les sous-échantillons sont prélevés à au moins soixante-douze heures d’intervalle.

Échantillonnage additionnel

(3) Si la personne responsable prélève un nombre d’échantillons ou d’échantillons composites, selon le cas, supérieur au nombre prévu au paragraphe (2) et si le contenu en carbone de l’un quelconque de ces échantillons ou échantillons composites a été déterminé conformément à la description de l’élément CC_i au paragraphe 20(4), selon le combustible en cause, les résultats de cette détermination sont utilisés pour déterminer la valeur de l’élément CC_M au titre du paragraphe 20(4).

Contenu en carbone obtenu du fournisseur

(4) Au lieu de prélever des échantillons en application du présent article, la personne responsable peut utiliser le contenu en carbone du combustible qu’elle obtient de son fournisseur si ce dernier, à la fois :

a) a déterminé ce contenu de la manière prévue à la description de l’élément CC_i au paragraphe 20(4);
b) a suivi la période d’échantillonnage et la fréquence minimale d’échantillonnage applicables prévues au paragraphe (2).

Données manquantes

35 (1) Si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque, pour une période quelconque d’une année civile, des données pour déterminer la valeur d’un élément d’une des formules prévues au présent règlement, une donnée de remplacement pour cette période est utilisée à cette fin.

Donnée de remplacement — SMECE

(2) Si un SMECE est utilisé pour déterminer la valeur d’un élément d’une des formules prévues aux articles 16 ou 17 ou à l’une des sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE et qu’il manque une donnée pour une période quelconque, une donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.4.1 du Protocole SMECE.

Donnée de remplacement — autre que SMECE

(3) Si des données, autres que celles visées au paragraphe (2), requises pour déterminer la valeur d’un élément de toute formule prévue au présent règlement sont manquantes pour une période quelconque, la donnée de remplacement correspond à la moyenne des données disponibles pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause et, si les données sont disponibles, pour la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement correspond à la valeur déterminée pour l’élément pour la période équivalente qui suit cette période.

Nombre maximal d’heures

(4) Une donnée de remplacement peut être utilisée pour plus d’une période au cours d’une année civile, mais elle ne doit pas être utilisée pour plus de six cent soixante-douze heures au cours d’une année civile.

Exactitude des données

Instruments de mesure — mise en place, entretien et étalonnage

36 (1) La personne responsable met en place, entretient et étalonne les instruments de mesure — autres qu’un SMECE — utilisés pour l’application du présent règlement selon les instructions du fabricant ou selon une norme applicable qui est généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale.

Fréquence de l’étalonnage

(2) Elle procède à l’étalonnage de chaque instrument de mesure selon l’une des fréquences suivantes :

a) au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle;
b) la fréquence minimale recommandée par le fabricant.

Exactitude des mesures

(3) Elle utilise des instruments de mesure qui permettent la prise des mesures selon une exactitude :

a) de ± 3 % pour les instruments utilisés pour mesurer une quantité d’électricité;
b) de ± 5 % pour les autres instruments de mesure.

Documents incorporés par renvoi

(4) Toutefois, toute disposition d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement qui prévoit un pourcentage d’exactitude inférieur à celui mentionné au paragraphe (3) l’emporte sur ce paragraphe.

Erreurs et omissions

Correction d’erreurs et d’omissions

37 La personne responsable avise le ministre dès que possible de toute erreur ou omission concernant les renseignements transmis conformément au présent règlement et lui transmet les renseignements corrigés au plus tard cent vingt jours après la date à laquelle elle a connaissance de l’erreur ou de l’omission.

Rapport sur les émissions corrigé

38 (1) La personne responsable transmet au ministre un rapport sur les émissions corrigé à l’égard d’un groupe au plus tard cent vingt jours après, selon le cas :

a) la date à laquelle elle transmet l’avis prévu à l’article 37 indiquant qu’elle a pris connaissance d’une erreur ou d’une omission ayant pour résultat la délivrance d’un nombre erroné d’unités de conformité pour le groupe;
b) la date à laquelle le ministre avise la personne responsable qu’une erreur ou une omission a eu pour résultat la délivrance d’un nombre erroné d’unités de conformité pour le groupe.

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur les émissions corrigé contient les renseignements visés à l’annexe 5 pour la même année civile que celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte, ainsi que, à la fois :

a) les renseignements qui doivent être corrigés et la description des corrections apportées;
b) la description des circonstances qui ont donné lieu à l’erreur ou à l’omission et la raison pour laquelle celles-ci n’ont pas été détectées plus tôt;
c) la description des mesures prévues ou déjà mises en œuvre pour éviter que le même type d’erreur ou d’omission ne se reproduise.

Obligation de remise

(3) Si l’erreur ou l’omission a pour résultat la délivrance pour un groupe d’un nombre d’unités de conformité supérieur au nombre d’unités de conformité qui auraient été délivrées si des quantités exactes avaient été utilisées dans le calcul de ce nombre au moment de la délivrance, la personne responsable remet au ministre, au plus tard le 15 décembre qui suit l’expiration du délai prévu au paragraphe (1), un nombre d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens égal à la différence entre le nombre d’unités de conformité, et le cas échéant, de crédits compensatoires canadiens, qui ont été délivrés et celui qui auraient dû l’être.

Ordre de priorité

(4) Pour l’application du paragraphe (3), sont remises pour un groupe, dans l’ordre de priorité suivant :

a) les unités de conformité délivrées pour le groupe pour la même année civile que celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte;
b) si la personne responsable du groupe détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées à l’alinéa a) pour remplir son obligation de remise, toute autre unité de conformité détenue à l’égard de ce groupe à la date de transmission de l’avis visé aux alinéas (1)a) ou b);
c) si la personne responsable du groupe détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées aux alinéas a) et b) pour remplir son obligation de remise, toute combinaison d’unités de conformité transférables et de crédits compensatoires canadiens.

Conditions

(5) La personne responsable ne peut remettre pour le groupe, pour l’application du présent article, que les unités de conformité ou les crédits compensatoires canadiens qui satisfont aux conditions suivantes :

a) s’agissant d’unités de conformité :
- (i) elles ont été délivrées pour une année civile qui précède d’au plus cinq années civiles celle au cours de laquelle elles sont remises,
- (ii) elles ont été délivrées pour un groupe qui se rapporte au même exploitant de réseau électrique que le groupe pour lequel elles sont remises;
b) s’agissant de crédits compensatoires canadiens :
- (i) ils ont été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent celle au cours de laquelle ils sont remis,
- (ii) le nombre remis ne doit pas être supérieur à la différence entre :
  - (A) d’une part, la somme du nombre maximal de crédits compensatoires canadiens pouvant être remis pour le groupe au titre de l’article 28 pour chaque année civile à compter de celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte jusqu’à celle de la remise,
  - (B) d’autre part, la somme du nombre de crédits compensatoires canadiens déjà remis pour le groupe pour chacune de ces années civiles.

Remise partielle

(6) Malgré le paragraphe (3), si la personne responsable ne détient pas un nombre suffisant d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens qui remplissent les conditions prévues aux paragraphes (4) et (5) et s’il lui est impossible d’en obtenir un tel nombre pour remplir dans le délai prévu au paragraphe (3) son obligation de remise, elle remet dans ce délai le nombre de ceux-ci qu’elle a pu obtenir et elle remet au ministre l’année civile suivante — ou, si, pendant cette année civile, elle n’en détient pas un nombre suffisant et ne peut pas en obtenir un tel nombre, toute année civile ultérieure — le nombre manquant d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens, conformément au paragraphe (7).

Remise l’année suivante

(7) Lorsque la remise est effectuée après l’expiration du délai prévu au paragraphe (3), sont remises pour un groupe :

a) les unités de conformité délivrées pour le groupe;
b) si la personne responsable détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées à l’alinéa a) pour remplir son obligation de remise, toute combinaison d’unités de conformité transférables ou de crédits compensatoires canadiens qu’elle peut obtenir pendant l’année civile et qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe (5).

Date de la remise

(8) Les unités de conformité et les crédits compensatoires canadiens remis au titre du présent article sont considérés comme remis à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements visés aux articles 1, 3 et 5 de l’annexe 6 relatifs à ces unités ou à ces crédits est transmis au ministre conformément à l’article 41.

Rapports

Rapport sur les émissions

39 (1) Pour chaque année civile à compter de celle au cours de laquelle un groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la personne responsable transmet au ministre un rapport sur les émissions pour le groupe contenant les renseignements prévus à l’annexe 5.

1^er juin

(2) Le rapport sur les émissions est transmis au plus tard le 1^er juin de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport.

Rapport sur les émissions abrégé

40 (1) La personne responsable transmet au ministre, pour chaque année civile pour laquelle le groupe est visé par une exemption de l’application de l’article 39 aux termes du paragraphe 14(1), un rapport sur les émissions abrégé pour le groupe contenant les renseignements prévus aux articles 1, 2, 4 et 9 de l’annexe 5.

1^er juin

(2) Le rapport sur les émissions abrégé est transmis au plus tard le 1^er juin de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport.

Rapport de rapprochement

41 (1) Pour chaque année civile à compter de celle au cours de laquelle un groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la personne responsable transmet au ministre un rapport de rapprochement pour le groupe contenant les renseignements prévus à l’annexe 6.

15 décembre

(2) Le rapport de rapprochement est transmis au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport.

Rapport de rapprochement abrégé

42 (1) Si, pendant une partie quelconque d’une année civile, des unités de conformité sont détenues pour un groupe et que le rapport de rapprochement prévu au paragraphe 41(1) n’est pas exigé à l’égard de ce groupe pour cette année civile, la personne responsable transmet au ministre un rapport de rapprochement abrégé pour le groupe pour cette année civile qui contient les renseignements prévus aux articles 1 et 3 de l’annexe 6.

15 décembre

(2) Le rapport de rapprochement abrégé est transmis au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport.

Cessation définitive

43 (1) Si un groupe cesse définitivement de produire de l’électricité, la personne responsable de celui-ci transmet au ministre un avis de cessation définitive de production d’électricité contenant les renseignements prévus à l’annexe 7 au plus tard soixante jours après la date à laquelle le groupe cesse définitivement sa production.

Exigences maintenues

(2) Après la transmission de l’avis, la personne responsable :

a) transmet tout rapport exigé par l’un des articles 39 à 42 à l’égard du groupe pour l’année civile au cours de laquelle le groupe cesse définitivement de produire de l’électricité;
b) continue de remplir les exigences des articles 29, 37, 38 et 44 à 48 à l’égard du groupe.

Transmission et signature électroniques

44 (1) Les renseignements qui doivent être transmis en application du présent règlement — y compris les avis donnés en application du paragraphe 8(5), de l’alinéa 25(1)f), du paragraphe 25(3), de l’article 37 et du paragraphe 46(3) — et les demandes faites aux termes de celui-ci sont transmis par voie électronique, en la forme précisée par le ministre, et portent la signature électronique de la personne responsable ou de son agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme électronique ou s’il est impossible pour la personne responsable de transmettre les renseignements par voie électronique conformément au paragraphe (1) en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, ceux-ci peuvent être transmis sur support papier, signé par la personne responsable ou par son agent autorisé et, le cas échéant, ils sont transmis en la forme précisée par le ministre ou autrement, si aucune forme n’est précisée.

Consignation des renseignements

Contenu

45 (1) La personne responsable consigne dans un dossier les renseignements et documents ci-après à l’égard du groupe :

a) tout avis, toute attestation, déclaration ou demande ou tout rapport ou renseignement transmis au ministre en application du présent règlement;
b) si la personne responsable est tenue d’effectuer des déterminations ou des calculs en application du présent règlement :
- (i) les déterminations ou les calculs requis,
- (ii) les mesures sur lesquelles ces déterminations ou ces calculs sont fondés,
- (iii) la mention de la norme ou de la méthode utilisée pour déterminer la valeur de tout élément d’une formule exigée pour effectuer les calculs, ainsi que les renseignements, y compris la méthodologie, utilisés pour déterminer cette valeur,
- (iv) tout document à l’appui des renseignements visés aux sous-alinéas (i) à (iii);
c) si une quantité est prise en compte pour l’élément Q_a au paragraphe 13(2), les documents prévus à l’alinéa 13(4)c) et les renseignements démontrant que l’énergie thermique utile a été fournie à une installation destinataire;
d) la mention des normes ou des méthodes utilisées pour déterminer la valeur de l’élément CC_i au paragraphe 20(4) pour un échantillon de combustible gazeux et une mention précisant si un instrument de mesure directe a été utilisé ou non à cette fin;
e) les instructions du fabricant relatives à tout instrument de mesure utilisé pour déterminer toute valeur ou quantité en application du présent règlement;
f) les renseignements établissant que les exigences prévues à l’article 36 sont remplies;
g) pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un SMECE :
- (i) les renseignements établissant que les exigences du Protocole SMECE relatives à la conception, la certification, le fonctionnement et l’évaluation des performances du SMECE sont remplies,
- (ii) les documents confirmant l’homologation du SMECE aux termes du paragraphe 18(2),
- (iii) la copie de chaque plan d’assurance de la qualité élaboré pour le SMECE et les renseignements établissant que les exigences de l’article 6 du Protocole SMECE relatives au plan sont remplies;
h) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé pour l’application des paragraphes 20(1) ou (4), ainsi que la date de leur prélèvement et la mention des normes qui ont été utilisées pour prendre des échantillons représentatifs du combustible;
i) si la valeur des éléments E_k et P_k est obtenue du fournisseur d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur au titre du paragraphe 24(2), les renseignements ainsi obtenus;
j) si le contenu en carbone du combustible est obtenu du fournisseur du combustible au titre du paragraphe 34(4), les renseignements ainsi obtenus;
k) les renseignements établissant la façon dont a été déterminée la capacité de production d’électricité mentionnée dans tout rapport d’enregistrement ou rapport d’enregistrement modifié transmis au titre de l’article 7 ou du paragraphe 8(2) et dans chaque rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39;
l) le cas échéant, les données de remplacement utilisées en application de l’article 35 et les renseignements établissant la raison pour laquelle de telles données étaient nécessaires.

Délai

(2) La consignation est effectuée au plus tard trente jours après la date à laquelle les renseignements et documents devant être consignés deviennent accessibles.

Conservation des renseignements

46 (1) La personne responsable conserve les renseignements qui doivent être consignés en application du présent règlement à l’égard du groupe, ainsi que tout document à l’appui, pendant l’une ou l’autre des périodes suivantes :

a) dans le cas du rapport d’enregistrement transmis au titre du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2) et de tout document à l’appui de celui-ci, la période qui commence à la date à laquelle le rapport est transmis au ministre et qui se termine à la date qui tombe sept ans après la date de transmission de l’avis prévu au paragraphe 43(1) pour le groupe;
b) dans tout autre cas, sept ans après la date de la consignation ou, si elle est postérieure, la date de la transmission des renseignements au ministre.

Lieu de conservation

(2) Les renseignements et les documents à l’appui sont conservés à l’établissement principal de la personne responsable au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, le ministre est informé de l’adresse municipale du lieu.

Changement de lieu

(3) Si le lieu de conservation des renseignements et des documents à l’appui change, la personne responsable donne avis au ministre de l’adresse municipale du nouveau lieu dans les trente jours suivant la date du changement.

Demande du ministre

47 Sur demande du ministre, toute personne responsable lui transmet, au plus tard trente jours après la demande, la copie de tout dossier qui doit être conservé.

Langue des documents

Français ou anglais

48 Les documents exigés par le présent règlement sont rédigés en français ou en anglais ou sont accompagnés d’une traduction française ou anglaise et d’une déclaration sous serment du traducteur qui en atteste la fidélité.

Modifications corrélatives

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

49 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence 1} est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Règlement	Colonne 2 Dispositions
42	Règlement sur l’électricité propre	a) paragraphe 9(1) b) paragraphe 29(4) c) paragraphes 38(3) et (6)

Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel

50 L’article 3 du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel ^{référence 2} est modifié par adjonction, après le paragraphe (6), de ce qui suit :

Non-application — Règlement sur l’électricité propre

(7) Le présent règlement ne s’applique pas au groupe qui :

a) soit fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) du Règlement sur l’électricité propre;
b) soit est visé par une exemption de l’application de ce paragraphe aux termes du paragraphe 14(1) de ce règlement.

Abrogations

51 Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon ^{référence 3} est abrogé.

52 Le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel ^{référence 2} est abrogé.

Entrée en vigueur

1^er janvier 2025

53 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1^er janvier 2025 ou, si elle est postérieure, à la date de son enregistrement.

1^er janvier 2035

(2) Les articles 9 et 12, le paragraphe 13(1), les articles 15 à 24, 27 à 30, 33 à 36, 38 à 42 et 49 à 51 et les annexes 3 à 6 entrent en vigueur le 1^er janvier 2035.

1^er janvier 2050

(3) L’article 52 entre en vigueur le 1^er janvier 2050.

ANNEXE 1

(paragraphe 6(4) et alinéa 3h) de l’annexe 2)

Rapport du contrôleur de l’essai de rendement — renseignements exigés

1 Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement, le cas échéant.

2 À l’égard du groupe auquel un numéro d’enregistrement n’a pas été assigné, les renseignements suivants :

a) son nom et, le cas échéant, son adresse municipale;
b) ses coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales près.

3 Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur du contrôleur de l’essai de rendement.

4 Les renseignements établissant que le contrôleur de l’essai de rendement satisfait aux exigences prévues au paragraphe 6(3) du présent règlement.

5 Les procédures suivies par le contrôleur de l’essai de rendement pour évaluer :

a) si la puissance brute maximale a été mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe;
b) si l’essai de rendement a été effectué conformément au paragraphe 6(2) du présent règlement.

6 Un énoncé du contrôleur de l’essai de rendement portant que :

a) la puissance brute maximale a été mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe;
b) l’essai de rendement a été effectué conformément au paragraphe 6(2) du présent règlement.

7 La puissance brute maximale du groupe déterminée par l’essai de rendement, exprimée en MW.

8 La puissance maximale continue la plus récente du groupe.

9 La date de l’essai de rendement.

ANNEXE 2

(paragraphe 7(1), alinéa 7(2)a) et paragraphes 7(4) et 8(2))

Rapport d’enregistrement — renseignements exigés

1 À l’égard de la personne responsable qui transmet le rapport, les renseignements suivants :

a) ses nom et adresse municipale;
b) une mention précisant si elle est ou non le propriétaire et si elle est ou non la personne ayant toute autorité sur le groupe;
c) le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada;
d) le cas échéant, le pourcentage de titres de participation qu’elle détient dans le groupe;
e) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur de son agent autorisé;
f) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur d’une personne-ressource, s’il ne s’agit pas de l’agent autorisé.

2 À l’égard de l’installation où se situe le groupe, les renseignements suivants :

a) son nom et, le cas échéant, son adresse municipale;
b) ses coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales près;
c) le nom de chaque propriétaire de l’installation ou personne ayant toute autorité sur celle-ci et, le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada;
d) à l’égard d’une installation qui transmet de l’électricité à un réseau électrique et qui fournit de l’énergie thermique utile à une installation destinataire :
- (i) le nom et, le cas échéant, l’adresse municipale de l’installation destinataire,
- (ii) les coordonnées géographiques (latitude et longitude) de l’installation destinataire, présentées en degrés décimaux à cinq décimales près,
- (iii) le nom de chaque propriétaire de l’installation destinataire ou de chaque personne ayant toute autorité sur celle-ci et, le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada.

3 À l’égard du groupe, les renseignements et documents suivants :

a) pour chaque personne responsable, autre que celle qui est visée à l’article 1, le cas échéant :
- (i) son nom et, le cas échéant, son adresse municipale,
- (ii) une mention précisant si elle est ou non le propriétaire ou si elle est ou non la personne ayant toute autorité sur le groupe,
- (iii) le cas échéant, le pourcentage de titres de participation qu’elle détient dans le groupe,
- (iv) le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada;
b) son nom et, le cas échéant, son adresse municipale;
c) ses coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales près;
d) le cas échéant, tout numéro d’identification qui lui a été assigné — ou qui a été assigné à l’installation où il se situe — par le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets polluants établi en application de l’article 48 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
e) le cas échéant, tout identifiant qui lui a été assigné — ou qui a été assigné à l’installation où il se situe — par le ministre dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
f) l’exploitant de réseau électrique;
g) sa capacité de production d’électricité;
h) si sa capacité de production d’électricité a été établie conformément à l’alinéa 6(1)a) du présent règlement, sa puissance brute maximale ainsi que le rapport sur l’essai de rendement préparé par le contrôleur de l’essai de rendement et contenant les renseignements prévus à l’annexe 1;
i) sa puissance maximale continue la plus récente et la date à laquelle elle a été déclarée à l’exploitant de réseau électrique;
j) l’année au cours de laquelle le paragraphe 9(1) et l’article 12 du présent règlement commencent à s’appliquer à son égard;
k) si la personne responsable a effectué le choix visé à l’article 11 du présent règlement à son égard, la date à laquelle les renseignements visés au paragraphe 11(2) du présent règlement ont été transmis et la date de fin de vie réglementaire choisie;
l) la date de sa mise en service;
m) le nom de chaque chaudière et de chaque moteur à combustion en faisant partie et la date à laquelle chacun a commencé à fonctionner;
n) une mention précisant s’il a brûlé ou non du charbon au cours de l’année civile précédente;
o) une mention précisant si sa puissance maximale continue a augmenté ou non d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à son égard en application du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2) du présent règlement;
p) une mention précisant s’il s’agit ou non d’un groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel dont la fin de vie réglementaire est postérieure au 31 décembre 2034 et, le cas échéant, l’année au cours de laquelle survient sa fin de vie réglementaire;
q) une mention précisant s’il produit ou non de l’énergie thermique utile;
r) le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en vertu du paragraphe 4(2) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon;
s) le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en application du paragraphe 21(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel;
t) s’il est considéré comme un sous-groupe aux termes de l’article 8 du présent règlement :
- (i) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement à tout autre sous-groupe enregistré comme l’un des sous-groupes visés au paragraphe 8(1) du présent règlement,
- (ii) une mention précisant si toutes les conditions prévues au paragraphe 8(1) du présent règlement sont remplies ou non,
- (iii) la somme de la puissance maximale continue du sous-groupe et de chaque autre sous-groupe enregistré comme l’un des sous-groupes visés au paragraphe 8(1) du présent règlement,
- (iv) une mention précisant si la somme de la puissance maximale continue de chaque sous-groupe a augmenté ou non d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à leur égard en application du paragraphe 8(2) du présent règlement;
u) un diagramme de processus de l’installation où il se situe qui représente clairement l’ensemble des équipements dont il est constitué ainsi que :
- (i) l’équipement principal, notamment les chaudières, moteurs à combustion, brûleurs de conduit et autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de chaleur, turbines à vapeur, générateurs, dispositifs de contrôle des émissions, systèmes de captage et de stockage de carbone et systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions,
- (ii) la manière dont les équipements visés au sous-alinéa (i) sont physiquement raccordés et fonctionnent ensemble,
- (iii) le périmètre utilisé pour définir chaque groupe,
- (iv) s’il y a lieu, le périmètre utilisé pour définir le groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément au paragraphe 8(1) du présent règlement,
- (v) les flux électriques qui franchissent le périmètre d’un groupe et ceux qui franchissent celui de l’installation,
- (vi) l’emplacement de tout instrument de mesure d’électricité,
- (vii) s’il y a lieu, les flux calorifiques qui franchissent le périmètre d’un groupe et ceux qui franchissent celui de l’installation,
- (viii) si un système de captage et de stockage de carbone est partagé par plusieurs groupes ou autres sources, les renseignements identifiant ces groupes et ces autres sources,
- (ix) s’il y a lieu, tout équipement principal physiquement raccordé à une autre installation et le nom de celle-ci;
v) s’il est doté d’équipement principal qui est physiquement raccordé à une autre installation, le nom de celle-ci et celui de son propriétaire ou de la personne qui a toute autorité sur celle-ci;
w) une mention précisant s’il est réputé ou non, aux termes du paragraphe 5(2) du présent règlement, remplir le critère prévu à l’alinéa 5(1)a) du présent règlement et, le cas échéant, le nom et numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement aux groupes dont la somme de la capacité de production d’électricité est d’au moins 25 MW;
x) s’il est doté d’un moteur à combustion, d’une chaudière ou d’une turbine à vapeur qui étaient compris dans un groupe déjà enregistré aux termes du présent règlement :
- (i) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe déjà enregistré,
- (ii) dans le cas d’un moteur à combustion ou d’une turbine à vapeur, la capacité de production d’électricité en lien avec ceux-ci,
- (iii) la date à laquelle le moteur à combustion, la chaudière ou la turbine à vapeur du groupe faisant l’objet du rapport a commencé à fonctionner;
y) s’agissant d’un groupe prévu, les renseignements établissant qu’il s’agit d’un tel groupe ainsi que l’explication de la manière dont il remplit chaque condition prévue à l’article 3 du présent règlement et les documents à l’appui, notamment :
- (i) dans le cas où la date de mise en service du groupe est postérieure au 31 décembre 2025, la description de ses plans en date du 31 décembre 2025,
- (ii) dans le cas où ni une évaluation d’impact ni une évaluation environnementale n’était requise, une déclaration à cet effet ainsi que l’explication des raisons pour lesquelles tel était le cas,
- (iii) dans le cas où une évaluation d’impact ou une évaluation environnementale était requise, l’explication de ce qui fait que les renseignements transmis à l’autorité compétente au plus tard le 31 décembre 2025 comportaient tous les renseignements exigés pour le lancement de cette évaluation, ainsi que la date à laquelle ils ont été transmis,
- (iv) les renseignements relatifs à la propriété ou à la maîtrise, au plus tard le 31 décembre 2025, du bien-fonds où se situe le groupe,
- (v) les renseignements relatifs aux permis requis pour commencer la construction du groupe,
- (vi) l’explication de ce qui fait que les renseignements transmis au plus tard le 31 décembre 2025 en lien avec les permis requis pour commencer la construction sur le site où se situe le groupe comportaient tous les renseignements exigés pour les obtenir, ainsi que la date à laquelle les renseignements ont été transmis,
- (vii) la valeur des contrats visés au sous-alinéa 3a)(iv) du présent règlement et la date à laquelle ils ont été conclus,
- (viii) les détails relatifs à la valeur de l’équipement visé par les contrats et l’explication de la manière dont l’équipement est utilisé dans le groupe,
- (ix) les renseignements relatifs à la construction du groupe, notamment la date à laquelle elle a commencé sur le site où se situe ce dernier,
- (x) l’explication de ce qui fait que le groupe est, à la date de sa mise en service, substantiellement le même que celui à l’égard duquel les conditions prévues à l’article 3 du présent règlement étaient remplies, notamment quant à la capacité de production d’électricité qui était prévue pour celui-ci à la date à laquelle les conditions prévues à cet article étaient remplies;
z) si le groupe a été modifié et que cette modification a entraîné la création d’un ou de plusieurs groupes pour lesquels un rapport d’enregistrement est requis en application de l’alinéa 7(2)a) du présent règlement, le numéro d’enregistrement assigné à chacun de ces groupes par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement.

4 Si le rapport est transmis conformément au paragraphe 7(4) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) la mention des dispositions de la présente annexe auxquelles se rapportent les renseignements qui ont été mis à jour;
b) la description des renseignements qui ont été mis à jour;
c) la date de prise d’effet de la modification.

ANNEXE 3

(paragraphe 16(1) et article 17)

Liste des combustibles et pouvoir calorifique supérieur par défaut
Article	Colonne 1 Type de combustible	Colonne 2 Pouvoir calorifique supérieur par défaut	Colonne 3 Unité
1	Mazout léger n^o 1	38,78	GJ/kL
2	Mazout léger n^o 2	38,50	GJ/kL
3	Mazout lourd n^o 4	40,73	GJ/kL
4	Kérosène	37,68	GJ/kL
5	Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	25,66	GJ/kL
6	Propane ^{note 1 du tableau 1}	25,31	GJ/kL
7	Propylène	25,39	GJ/kL
8	Éthane	17,22	GJ/kL
9	Éthylène	27,90	GJ/kL
10	Isobutane	27,06	GJ/kL
11	Isobutylène	28,73	GJ/kL
12	Butane	28,44	GJ/kL
13	Butylène	28,73	GJ/kL
14	Essence naturelle	30,69	GJ/kL
15	Essence à moteur	34,87	GJ/kL
16	Essence aviation	33,52	GJ/kL
17	Kérosène type aviation	37,66	GJ/kL
18	Gaz naturel de qualité pipeline	0,03793	GJ/m³ dans les conditions normales
19	Charbon bitumineux canadien — Ouest	25,6	GJ/tonne
20	Charbon bitumineux canadien — Est	27,9	GJ/tonne
21	Charbon bitumineux non canadien — É.-U.	25,7	GJ/tonne
22	Charbon bitumineux non canadien — autres pays	29,9	GJ/tonne
23	Charbon subbitumineux canadien — Ouest	19,2	GJ/tonne
24	Charbon subbitumineux non canadien — É.-U.	19,2	GJ/tonne
25	Charbon — lignite	15,0	GJ/tonne
26	Charbon — anthracite	27,7	GJ/tonne
27	Coke de charbon et coke métallurgique	28,8	GJ/tonne
28	Coke de pétrole (raffineries)	46,4	GJ/tonne
29	Coke de pétrole (usines de valorisation)	40,6	GJ/tonne
30	Déchets solides municipaux	11,5	GJ/tonne
31	Pneus	31,2	GJ/tonne
32	Diesel	38,3	GJ/kL
33	Mazout léger	38,8	GJ/kL
34	Mazout lourd	42,5	GJ/kL
35	Éthanol	21	GJ/kL
36	Hydrogène	0,012289	GJ/m³ dans les conditions normales
Notes du tableau 1 Note 1 du tableau 1 Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le propane s’applique uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont considérés comme étant du GPL. Retour au renvoi 1 de la note du tableau 1

ANNEXE 4

(alinéa 18(3)a))

Rapport sur le SMECE — renseignements exigés

1 Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement.

2 Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable.

3 Les nom, titres de compétence, adresse municipale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur du vérificateur.

4 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer :

a) si l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme ou non au plan d’assurance de la qualité visé à la section 6.1 du Protocole SMECE;
b) si la personne responsable a suivi le Protocole SMECE et si le SMECE répondait ou non aux spécifications qui sont prévues au Protocole SMECE, notamment aux sections 3 et 4.

5 Un énoncé du vérificateur portant qu’à son avis :

a) l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme ou non au plan d’assurance de la qualité visé à la section 6.1 du Protocole SMECE;
b) la personne responsable a suivi le Protocole SMECE et le SMECE répondait ou non aux spécifications qui sont prévues au Protocole SMECE, notamment aux sections 3 et 4;
c) la personne responsable s’est conformée au paragraphe 18(2) du présent règlement.

6 Un énoncé du vérificateur portant qu’à son avis la personne responsable a veillé ou non à ce que le plan d’assurance de la qualité soit mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 du Protocole SMECE.

ANNEXE 5

(alinéa 20(3)g) et paragraphes 38(2), 39(1) et 40(1))

Rapport sur les émissions — renseignements exigés

1 Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement.

2 À l’égard du groupe, les renseignements suivants :

a) une mention précisant si le groupe est visé ou non par une exemption de l’application du paragraphe 9(1) du présent règlement aux termes du paragraphe 14(1) du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport;
b) une mention précisant si une déclaration de solde de fourniture a été transmise ou non, conformément aux paragraphes 14(2) à (4) du présent règlement, à l’égard de l’installation où se situe le groupe;
c) une mention précisant si le groupe a produit ou non de l’électricité pendant une période de déduction au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport;
d) une mention précisant si le groupe a été désigné ou non comme groupe de substitution aux termes de l’article 32 du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport et, le cas échéant, les renseignements suivants :
- (i) à l’égard du groupe substitué :
  - (A) le numéro d’enregistrement qui lui a été assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement,
  - (B) sa capacité de production d’électricité,
  - (C) l’exploitant de réseau électrique pour le groupe,
  - (D) une attestation, datée et signée par la personne responsable du groupe ou son agent autorisé portant que celle-ci accepte la substitution,
- (ii) l’explication de la manière dont les conditions prévues au paragraphe 32(1) du présent règlement ont été remplies,
- (iii) les renseignements visés au paragraphe 32(2) du présent règlement,
- (iv) la date à laquelle le groupe est devenu un groupe de substitution et, le cas échéant, la date à laquelle il a cessé de l’être.

3 La limite d’émission du groupe déterminée conformément à l’article 9 du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport.

4 Le solde de fourniture, pour l’année civile faisant l’objet du rapport, de l’installation où se situe le groupe et la valeur déterminée pour les éléments Q_t, Q_r, Q_a, Q_na et Q_su au paragraphe 13(2) du présent règlement, exprimée en GWh, utilisée pour calculer ce solde de fourniture.

5 À l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe pour l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants :

a) la valeur déterminée pour l’élément E conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement, exprimée en tonnes;
b) à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe (E_g) :
- (i) si elle est déterminée conformément à l’article 15 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que, si l’article 17 du présent règlement s’applique à l’égard du groupe, la valeur déterminée pour les éléments Q_g,j, HHV_g,j, Q_i,j, HHV_i,j et E à cet article, exprimée dans l’unité de mesure applicable utilisée pour déterminer la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe,
- (ii) si elle est déterminée conformément à l’article 16 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que :
  - (A) la valeur déterminée pour les éléments E_fb, V_cf, Q_i, F_c,i, HHV_i, V_T et E_s au paragraphe 16(1) du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable,
  - (B) si l’article 17 du présent règlement s’applique à l’égard du groupe, la valeur déterminée pour les éléments Q_g,j, HHV_g,j, Q_i,j, HHV_i,j et E à cet article, exprimée dans l’unité de mesure applicable utilisée pour déterminée la quantité d’émissions de CO₂ attribuée au groupe,
- (iii) si elle est déterminée conformément à l’article 19 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que :
  - (A) la valeur déterminée pour les éléments E_i et E_s à cet article, exprimée en tonnes,
  - (B) la valeur déterminée pour les éléments V_c, CC_M, MM_M, MV_fc, M_c, CC_i et Q_i, aux paragraphes 20(1) et (4) du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable,
  - (C) la valeur déterminée pour les éléments V_total et V_GNR au paragraphe 20(2) du présent règlement, exprimée en m³ dans les conditions normales,
  - (D) à l’égard des données utilisées pour déterminer la valeur de l’élément CC_M au paragraphe 20(4) du présent règlement, la mention de la norme ou de la méthode — notamment l’utilisation d’un instrument de mesure directe — utilisée pour mesurer la teneur en carbone des échantillons de combustible ou des échantillons composites, selon le cas, ou, si la teneur en carbone d’un combustible a été fournie par le fournisseur du combustible, la mention des méthodes utilisées pour mesurer cette teneur;
c) le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe (E_th) :
- (i) cette quantité, déterminée conformément à l’article 21 du présent règlement et exprimée en tonnes,
- (ii) la valeur déterminée pour les éléments H_pnette, h_sorti, M_sorti, h_intrj et M_intrj à l’article 21 du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable;
d) le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ attribuée à l’électricité produite par le groupe et utilisée dans les limites de l’installation (E_in) :
- (i) cette quantité, déterminée conformément à l’article 22 du présent règlement et exprimée en tonnes,
- (ii) la valeur déterminée pour les éléments P_in, P_inst et P_G à l’article 22 du présent règlement, exprimée en GWh;
e) le cas échéant, à l’égard de la quantité de CO₂ du groupe qui est captée et stockée dans le cadre d’un projet de stockage (E_csc) :
- (i) cette quantité, déterminée conformément au paragraphe 23(1) du présent règlement et exprimée en tonnes,
- (ii) la valeur déterminée pour les éléments E_cap et E_in au paragraphe 23(1) du présent règlement, exprimée en tonnes,
- (iii) les renseignements établissant que le CO₂ a été capté, transporté et stocké de façon permanente conformément au paragraphe 23(2) du présent règlement;
f) le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe pour la production d’électricité (E_ext) :
- (i) cette quantité, déterminée conformément à l’article 24 du présent règlement et exprimée en tonnes,
- (ii) la valeur déterminée pour les éléments E_k, P_k et Q_k à l’article 24 du présent règlement, exprimée en tonnes, en m³ ou en GJ, selon l’unité de mesure applicable;
g) le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO₂ attribuées au groupe pour chaque période de déduction (E_su) :
- (i) cette quantité, déterminée conformément à l’article 27 du présent règlement et exprimée en tonnes,
- (ii) la valeur déterminée pour les éléments E_g, E_th, E_in, E_csc et E_ext au paragraphe 27(1) du présent règlement, exprimée en tonnes.

6 Si de la biomasse a été brûlée par le groupe au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants :

a) une explication de ce qui fait que la matière brûlée est de la biomasse, au sens du paragraphe 2(1) du présent règlement;
b) la quantité de biomasse brûlée au cours de cette année, exprimée en m³, en kL ou en tonnes, selon l’unité de mesure applicable.

7 Si, au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, un SMECE a été utilisé pour mesurer les émissions de CO₂ du groupe, une copie du rapport sur le SMECE visé au paragraphe 18(3) du présent règlement.

8 Si, pour déterminer la valeur de l’élément V_c à l’alinéa 20(1)a) du présent règlement, un volume a été pris en compte pour l’élément V_GNR au paragraphe 20(2) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard de chaque producteur du gaz naturel renouvelable fourni au groupe au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport :

a) le nom de chaque personne de qui le gaz naturel contenant le gaz naturel renouvelable produit par le producteur a été acheté;
b) ses nom, adresse municipale, numéro de téléphone et adresse de courrier électronique;
c) le nom, les coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales et l’adresse municipale de l’installation où le gaz naturel renouvelable a été produit;
d) les renseignements établissant que le gaz naturel renouvelable était maintenu séparé physiquement de toute autre substance et était clairement identifiable comme du gaz naturel renouvelable depuis sa production jusqu’à son injection dans un réseau de gazoducs nord-américain;
e) une carte représentant :
- (i) l’endroit où le producteur a injecté le gaz naturel renouvelable dans un réseau de gazoducs nord-américain ou, si le producteur ne l’injecte pas directement, la description de l’endroit où le gaz naturel renouvelable n’est plus maintenu physiquement séparé et n’est plus clairement identifiable comme provenant du producteur et l’endroit où il est injecté dans un réseau de gazoducs nord-américain,
- (ii) l’emplacement du groupe,
- (iii) le réseau de gazoducs dans lequel le gaz naturel renouvelable a été injecté et à partir duquel il a été fourni au groupe;
f) le volume de gaz naturel renouvelable produit par le producteur et injecté dans un réseau de gazoducs nord-américain au cours de l’année civile;
g) les renseignements établissant que les conditions visées aux alinéas 20(3)e) et f) du présent règlement sont remplies.

9 Pour chaque période de déduction au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants :

a) la description de l’événement à caractère irrésistible ou du risque pour la sécurité et la santé humaines visés à l’alinéa 25(1)a) du présent règlement, notamment :
- (i) une mention précisant si l’exploitant de réseau électrique a déterminé ou non qu’un événement à caractère irrésistible s’est produit ou si le ministre a déterminé ou non qu’il existait un risque pour la sécurité et la santé humaines,
- (ii) les date et heure du début et, le cas échéant, de la fin de l’événement ou du risque,
- (iii) la manière dont l’événement ou le risque a entraîné une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus,
- (iv) s’agissant d’un événement à caractère irrésistible :
  - (A) une mention précisant s’il s’agit ou non d’un événement naturel et, le cas échéant, les détails de l’événement,
  - (B) une mention précisant s’il résulte ou non d’une action humaine et, le cas échéant, l’identité de la personne dont les actions ont donné lieu à l’événement et l’explication de la manière dont l’événement échappait au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe,
  - (C) une mention précisant si l’événement a entraîné une perturbation ou s’il a entraîné un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité et l’explication de la perturbation ou du risque,
- (v) la province ou l’État où l’événement s’est produit ou le risque est apparu,
- (vi) la province ou l’État où la perturbation de l’approvisionnement en électricité a eu lieu, ou le risque important de perturbation est apparu;
b) les date et heure du début et de la fin de la période de déduction et, si celle-ci n’a pas pris fin, une indication que tel est le cas;
c) les renseignements établissant que l’exploitant de réseau électrique a donné une directive au groupe de produire de l’électricité en raison d’un événement ou d’un risque visé à l’alinéa 25(1)a) du présent règlement;
d) la date à laquelle le ministre a été avisé qu’une directive visée à l’alinéa 25(1)d) du présent règlement a été donnée;
e) dans le cas où une demande de prolongation de la période de déduction a été présentée au ministre en vertu de l’article 26 du présent règlement :
- (i) la date à laquelle la demande a été présentée au ministre,
- (ii) la mention du fait que la prolongation a été accordée ou non,
- (iii) si la prolongation a été accordée et que la période de déduction a pris fin, une mention précisant la raison pour laquelle cette dernière a pris fin.

10 Pour l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants :

a) la différence entre la limite d’émission déterminée conformément au paragraphe 9(1) du présent règlement à l’égard du groupe et la valeur déterminée pour l’élément E conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement;
b) une mention précisant si le groupe faisait ou non l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) du présent règlement au plus tôt le 1^er juillet de cette année civile;
c) une mention précisant si le groupe satisfait ou non aux conditions prévues aux paragraphes 31(1) et 32(3) du présent règlement à l’égard de la délivrance d’unités de conformité transférables et, le cas échéant, une explication de ce qui fait que ces conditions sont remplies.

11 Si une donnée de remplacement visée à l’article 35 du présent règlement a été utilisée au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, le nombre total d’heures pendant lesquelles elle l’a été et les renseignements ci-après à l’égard de la donnée de remplacement utilisée pour chaque période donnée au cours de cette année civile :

a) la raison pour laquelle une donnée requise pour déterminer la valeur d’un élément d’une formule visée au présent règlement était manquante pour une période quelconque d’une année civile et l’explication de ce qui fait que cette raison était indépendante de la volonté de la personne responsable;
b) l’élément de la formule à l’égard duquel la donnée était manquante et les dates et heures de début et de fin de la période pendant laquelle la donnée de remplacement a été utilisée;
c) la valeur déterminée pour l’élément visé à l’alinéa b) et les détails de cette détermination, notamment :
- (i) la donnée de remplacement utilisée pour cette détermination,
- (ii) la méthode utilisée pour obtenir cette donnée de remplacement,
- (iii) dans le cas d’une détermination visée au paragraphe 35(3) du présent règlement, l’explication des motifs pour lesquels une période équivalente donnée a été utilisée comme base pour déterminer la valeur de l’élément.

ANNEXE 6

(paragraphes 28(7), 29(4), 33(3), 38(8), 41(1) et 42(1))

Rapport de rapprochement — renseignements exigés

1 Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement.

2 Pour l’année civile visée par le rapport, les renseignements suivants :

a) la valeur déterminée pour les éléments E, C_comp et U_c conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement, exprimée en tonnes;
b) pour chaque ensemble d’unités de conformité qui ont les mêmes caractéristiques et qui sont remises pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’elles représentent,
- (ii) l’année civile pour laquelle elles ont été délivrées,
- (iii) la mention du fait qu’il s’agit d’unités non transférables ou d’unités transférables,
- (iv) s’il s’agit d’un groupe autre que celui faisant l’objet du rapport, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées,
- (v) la mention du fait que les unités satisfont aux conditions prévues au paragraphe 33(2) du présent règlement pour leur remise;
c) le nombre maximal de crédits compensatoires canadiens qui peuvent être remis, déterminé conformément à l’article 28 du présent règlement;
d) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels, et qui sont remis pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (iii) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (iv) la date à laquelle ils ont été émis,
- (v) une mention précisant s’ils sont ou non remis conformément au paragraphe 28(5) du présent règlement et, le cas échéant, la mention du fait que les conditions prévues à ce paragraphe sont remplies;
e) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens reconnus en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels, et qui sont remis pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) la province ou le responsable d’un programme visé au paragraphe 78(1) de ce règlement qui les a émis,
- (iii) la date à laquelle ils sont retirés ou la date à laquelle ils ont été désignés par la province ou le responsable du programme pour des fins de remise au titre du présent règlement,
- (iv) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (v) la date de début du projet à l’égard duquel ils ont été émis,
- (vi) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (vii) le protocole de crédits compensatoires applicable au projet dans le cadre duquel ils ont été émis ainsi que le numéro de la version du protocole et la date de sa publication,
- (viii) le nom de l’organisme de vérification qui les a vérifiés,
- (ix) une mention précisant s’ils sont ou non remis conformément au paragraphe 28(5) du présent règlement et, le cas échéant, la mention du fait que les conditions prévues à ce paragraphe sont remplies.

3 À l’égard des unités de conformité, les renseignements suivants :

a) pour les unités qui ont été délivrées pour le groupe :
- (i) le nombre d’unités de conformité non transférables délivrées pour chaque année civile,
- (ii) le nombre d’unités de conformité non transférables remises au titre du présent règlement et l’année civile pour laquelle elles l’ont été,
- (iii) le nombre d’unités de conformité non transférables qui n’ont pas été remises,
- (iv) le nombre d’unités de conformité transférables délivrées pour chaque année civile,
- (v) le nombre d’unités de conformité transférables remises pour le groupe au titre du présent règlement et l’année civile pour laquelle elles l’ont été,
- (vi) le nombre d’unités de conformité transférables qui n’ont pas été remises pour le groupe et qui n’ont pas été transférées à un autre groupe;
b) pour chaque ensemble d’unités de conformité transférables qui ont les mêmes caractéristiques et qui ont été transférées au groupe :
- (i) l’année civile pour laquelle elles ont été délivrées,
- (ii) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’elles représentent,
- (iii) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe à partir duquel elles ont été transférées,
- (iv) un document daté et signé par la personne responsable du groupe à partir duquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, et par la personne responsable du groupe auquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, confirmant l’accord des deux personnes responsables sur le transfert,
- (v) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées et le nom de l’exploitant de réseau électrique pour ce groupe,
- (vi) l’année civile de leur remise ou la mention du fait qu’elles n’ont pas été remises;
c) pour chaque ensemble d’unités de conformité transférables qui ont les mêmes caractéristiques et qui ont été transférées à partir du groupe :
- (i) l’année civile pour laquelle elles ont été délivrées,
- (ii) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’elles représentent,
- (iii) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe auquel elles ont été transférées,
- (iv) un document daté et signé par la personne responsable du groupe à partir duquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, et par la personne responsable du groupe auquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, confirmant l’accord des deux personnes responsables sur le transfert,
- (v) le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées et le nom de l’exploitant de réseau électrique pour ce groupe.

4 À l’égard des crédits compensatoires canadiens qui sont remis pour l’application du paragraphe 29(4) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (iii) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (iv) la date à laquelle ils ont été émis;
b) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens qui sont reconnus en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) la province ou le responsable d’un programme visé au paragraphe 78(1) de ce règlement qui les a émis,
- (iii) la date à laquelle ils sont retirés ou la date à laquelle ils ont été désignés par la province ou le responsable du programme pour des fins de remise au titre du présent règlement,
- (iv) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (v) la date de début du projet à l’égard duquel ils ont été émis,
- (vi) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (vii) le protocole de crédits compensatoires applicable au projet dans le cadre duquel ils ont été émis ainsi que le numéro de la version du protocole et la date de sa publication,
- (viii) le nom de l’organisme de vérification qui les a vérifiés.

5 À l’égard des unités de conformité ou des crédits compensatoires canadiens qui sont remis pour l’application de l’article 38 du présent règlement, les renseignements suivants :

a) pour chaque ensemble d’unités de conformité qui ont les mêmes caractéristiques :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’elles représentent,
- (ii) l’année civile pour laquelle elles ont été délivrées,
- (iii) une mention précisant s’il s’agit ou non d’unités non transférables ou d’unités transférables,
- (iv) s’il s’agit d’un groupe autre que celui faisant l’objet du rapport, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées,
- (v) une explication de la manière dont les unités de conformité satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)a) du présent règlement pour leur remise;
b) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (iii) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (iv) la date à laquelle ils ont été émis,
- (v) une explication de la manière dont les crédits satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)b) du présent règlement pour leur remise;
c) pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens qui sont reconnus en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels :
- (i) le nombre total de tonnes de CO₂ qu’ils représentent,
- (ii) la province ou le responsable d’un programme visé au paragraphe 78(1) de ce règlement qui les a émis,
- (iii) la date à laquelle ils sont retirés ou la date à laquelle ils ont été désignés par la province ou le responsable du programme pour des fins de remise au titre du présent règlement,
- (iv) le premier et le dernier numéro de série des crédits,
- (v) la date de début du projet à l’égard duquel ils ont été émis,
- (vi) l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis,
- (vii) le protocole de crédits compensatoires applicable au projet dans le cadre duquel ils ont été émis ainsi que le numéro de la version du protocole et la date de sa publication,
- (viii) le nom de l’organisme de vérification qui les a vérifiés,
- (ix) une explication de la manière dont les crédits satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)b) du présent règlement pour leur remise.

ANNEXE 7

(paragraphe 43(1))

Avis de cessation définitive de production d’électricité — renseignements exigés

1 Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement.

2 La déclaration datée et signée par la personne responsable ou son agent autorisé portant que le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité.

3 La date à laquelle le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

Enjeux : Les changements climatiques sont une menace croissante au Canada et ailleurs dans le monde. Nous constatons déjà les coûts et les risques des changements climatiques qui découlent de phénomènes météorologiques extrêmes, comme les feux de forêt, les inondations et les tempêtes de plus en plus violentes. Par exemple, les pertes assurées à la suite de phénomènes météorologiques catastrophiques au Canada ont atteint plus de 18 milliards $ (en $ CA de 2019) entre 2010 et 2019, tandis que le nombre de phénomènes météorologiques catastrophiques au cours de la même période a été trois plus élevé qu’il ne l’avait été entre 1980 et 1989.

Il est nécessaire de réduire les émissions de gaz à effet (GES) de serre dans tous les secteurs, y compris l’électricité, pour faire face à la menace que représentent les changements climatiques pour l’environnement. Pour aider à éviter les pires répercussions des changements climatiques, et selon les conclusions de la science du climat, plus de 100 gouvernements du monde, y compris le gouvernement du Canada, ainsi que ceux de bon nombre de provinces et de territoires du Canada, se sont engagés à atteindre la carboneutralité d’ici 2050.

Une économie carboneutre prospère exigera beaucoup plus d’électricité que nous en utilisons aujourd’hui : pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, les ménages et les entreprises devront de plus en plus passer des combustibles fossiles à l’utilisation d’énergie sous forme d’électricité. Par exemple, les véhicules électriques remplacent les véhicules équipés de moteurs à combustion interne; les bâtiments sont chauffés au moyen de thermopompes plutôt qu’au gaz naturel ou au mazout; et l’électricité fournit de l’énergie pour un nombre croissant d’applications de l’industrie lourde.

Contexte : Le rapport Perspectives énergétiques mondiales 2024 de l’Agence internationale de l’énergie mentionne que la demande mondiale en électricité fera plus que doubler d’ici 2050 dans tous les scénarios. Cela signifie que l’accès à une électricité abondante, surtout celle qui est propre, est un avantage concurrentiel de plus en plus important pour le Canada. En plus de répondre à la menace que les changements climatiques font peser sur l’environnement et la santé humaine, ce Règlement contribuera également, à faire du Canada un lieu d’investissement attrayant. L’accélération de l’adoption de l’électricité propre au Canada pourrait renforcer la capacité du Canada à fournir des technologies propres aux marchés mondiaux en pleine croissance.

En outre, les prix de l’électricité ont tendance à être plus stables que ceux du gaz naturel, du diesel et de l’essence. L’électricité propre peut protéger contre la volatilité des prix et les chocs de prix, par exemple ceux provoqués par les conflits internationaux. Une offre abondante et facilement disponible d’électricité propre favorise la compétitivité économique.

L’électrification offre beaucoup plus d’avantages sur le plan climatique si elle repose sur l’électricité propre (dans le présent document, on entend par « production d’électricité propre » les sources de production qui ne produisent pas d’émissions (par exemple éolienne, solaire, etc.), qui produisent peu d’émissions (par exemple nucléaire) ou qui utilisent des combustibles fossiles d’une manière qui satisfait aux exigences du présent Règlement). Le fait d’interdire les émissions excessives provenant de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles a l’avantage secondaire de favoriser l’électricité propre. L’électricité d’origine éolienne, solaire et produite à partir d’autres sources renouvelables est l’électricité la moins coûteuse disponible, et c’est pour cette raison que ces sources d’électricité sont déployées à un rythme record dans le monde entier. Un rapport de l’Agence internationale de l’énergie (en anglais seulement) indique que les sources d’énergie renouvelable comme l’éolien et le solaire sont passées de 2 % de la production d’électricité en 2010 à 13 % en 2023, et devraient représenter un quart de toute la production mondiale d’électricité en 2028. Le secteur des énergies propres connaît également une croissance significative de l’emploi, selon l’Agence internationale de l’énergie, qui a constaté en 2024 (rapport en anglais seulement que l’emploi dans le secteur des énergies propres avait augmenté de 1,5 million en 2023 et contribué à hauteur de 10 % à la croissance de l’emploi dans l’ensemble de l’économie sur les principaux marchés des technologies d’énergie propre. À lui seul, le secteur de l’énergie solaire photovoltaïque a créé plus d’un demi-million d’emplois, grâce à un nombre record de nouvelles installations. Au Canada, l’industrie nucléaire a récemment connu une forte activité avec la construction prévue de petits réacteurs nucléaires modulaires en Ontario et des projets nucléaires similaires prévus en Saskatchewan, au Nouveau-Brunswick et en Alberta.

Un certain nombre d’analyses récentes ont examiné les conséquences d’une consommation accrue d’électricité sur les coûts énergétiques globaux des Canadiens. Un rapport d’octobre 2024 d’Énergie propre Canada (en anglais seulement) quantifie les économies d’énergie mensuelles réalisées en passant aux thermopompes et aux véhicules électriques. Le rapport conclut que presque tous les ménages canadiens réalisent des économies grâce à l’électrification. Les tendances mondiales en matière de production d’électricité non polluante et de stockage par rapport aux combustibles fossiles offrent des possibilités d’économies supplémentaires sur les coûts énergétiques pour les Canadiens.

Justification : Dans les dernières années, le secteur de l’électricité au Canada a pris de très importantes mesures pour réduire ses émissions. Depuis 2005, les émissions du secteur ont diminué de 55 %, principalement en raison de l’élimination progressive de la production d’électricité au charbon en Ontario et en Alberta. Aujourd’hui, les émissions provenant du secteur de l’électricité représentent un peu moins de 8 % du total du Canada, la plupart de ces émissions provenant de l’Alberta, de la Saskatchewan, de la Nouvelle-Écosse, de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick. Malgré les progrès réalisés, les émissions du secteur de l’électricité devront encore diminuer pour que le Canada atteigne la carboneutralité. Dans ce contexte, le gouvernement du Canada instaure le Règlement sur l’électricité propre (le Règlement) afin d’éviter les émissions excessives provenant de la production d’électricité qui se produiraient autrement en son absence.

En plus de s’attaquer à la menace que représentent les changements climatiques pour l’environnement et la santé humaine, le Règlement contribuera, à titre d’avantage secondaire, à faire du Canada un endroit attrayant pour les investissements. En date de 2024, tous les pays du G7 se sont engagés à atteindre un réseau électrique carboneutre et plus de 140 pays se sont engagés à atteindre des objectifs de carboneutralité à l’échelle de l’économie d’ici 2050. L’électricité propre est de plus en plus reconnue comme un avantage concurrentiel pour les puissances économiques, notamment le Canada. Au Canada, l’électricité propre est un facteur de plus en plus important pour attirer des investissements dans des domaines comme la chaîne d’approvisionnement des véhicules électriques, les minéraux critiques et d’autres projets de ressources naturelles.

Conjuguée aux effets de la croissance démographique, la demande dans le secteur de l’électricité du Canada connaîtra une croissance très importante dans les prochaines années. Les provinces et les territoires — les administrations responsables des réseaux électriques au Canada — s’efforcent déjà de répondre à la demande croissante en élargissant leurs réseaux électriques et en faisant des choix quant aux sources d’électricité à construire et à exploiter dans les années à venir.

En l’absence du Règlement, des investissements continueront dans les sources d’électricité renouvelable pour de nombreux réseaux électriques appuyées de source d’énergie de pointe pour gérer l’intermittence. Cependant, la production au gaz naturel non dotée de dispositif de réduction des émissions est moins coûteuse par rapport à des options telles que la production au gaz naturel dotée de dispositif de réduction des émissions et l’énergie nucléaire. Les opérateurs de réseaux électriques sont également plus familiers avec la technologie de production au gaz naturel et apprécient sa capacité à s’intégrer facilement dans le réseau. Malgré des conditions favorables au déploiement de l’électricité renouvelable, le Canada a également déployé des niveaux comparativement plus faibles d’énergie éolienne et solaire à faible coût que de nombreux autres pays occidentaux, y compris tous les autres pays du G7 (par exemple au Canada, 7 % est éolien et solaire, contre 39 % en Allemagne, 34 % au Royaume-Uni et 15 % aux États-Unis). Pour ces raisons, sans le Règlement, on continuerait à construire et à déployer davantage de production au gaz naturel non dotée de dispositif de réduction des émissions pour répondre à la demande croissante d’électricité. Sans action supplémentaire, la modélisation montre que les émissions de la production d’électricité pourraient plus que doubler d’ici 2050 (par rapport aux niveaux de 2025) [voir figure 3].

Énoncé des coûts et des avantages : Les coûts et les avantages du Règlement sont mesurés comparativement à un scénario de référence (c’est-à-dire un scénario sans le Règlement en place) dans lequel la demande en électricité en estimée augmenter d’environ 50 % d’ici 2050 selon les politiques et les mesures en vigueur aujourd’hui et de la croissance démographique croissante attendue.

Ce scénario de référence provient d’une version modifiée du scénario de référence actuel 2023 du ministère (Réf23), qui est une projection des émissions de GES au Canada qui comprend toutes les politiques et mesures fédérales, provinciales et territoriales qui sont financées, légiférées et mises en œuvre jusqu’en août 2023 (y compris la série d’annonces du budget 2023). Afin de rendre la projection aussi à jour que possible lors de l’analyse des impacts du Règlement Réf 23 a été modifié pour cette analyse afin d’inclure la norme sur la disponibilité des véhicules électriques du Canada, ainsi que la série d’annonces du budget 2024 et les crédits d’impôt à l’investissement (CII) fédéraux qui se rapportent au secteur de l’électricité.

Selon les estimations, le Règlement réduira les émissions de GES du secteur de l’électricité de 181 millions de tonnes entre 2024 et 2050 en comparaison à un scénario qui n’inclut pas le Règlement; ces réductions aident à limiter les émissions excessives de CO₂ qui entraînent des dommages mondiaux en raison des changements climatiques. En accélérant l’adoption de l’électricité renouvelable, le Règlement réduit également la pollution atmosphérique, ce qui réduit l’exposition des Canadiens aux polluants comme les oxydes d’azote, les oxydes de soufre, les matières particulaires et le mercure. Il en résulte des avantages pour la qualité de l’air local et pour la santé des Canadiens. Finalement, le Règlement permettra au secteur de l’électricité de réaliser des économies en réduisant les coûts liés aux combustibles et à l’entretien grâce à l’utilisation accrue de l’électricité renouvelable. Au total, ces avantages sont évalués à 54,9 milliards de dollars, soit un bénéfice moyen annualisé de 2,7 milliards de dollars.

Dans le cadre d’un scénario de référence (c’est-à-dire sans le Règlement), les coûts de construction et d’entretien du réseau électrique du Canada nécessaire pour répondre à la demande croissante prévue sont estimés à environ 690 milliards de dollars entre 2024 et 2050 en valeur actuelle. Le Règlement entraînera quant à lui des coûts de 40,3 milliards de dollars au cours de la période 2024-2050, soit un coût moyen annualisé de 1,9 milliard de dollars. Ceci comprend les dépenses en immobilisations pour bâtir une capacité accrue en matière d’électricité propre, les coûts de remise à neuf et d’entretien, l’achat de crédits compensatoires et les frais administratifs. Certains de ces coûts seront transmis aux consommateurs par l’entremise des tarifs d’électricité. L’électricité propre peut toutefois générer de nouveaux revenus au sein du réseau électrique qui compensent d’autres coûts (par exemple les producteurs d’électricité renouvelable peuvent générer des crédits importants dans le marché du carbone de l’Alberta et les producteurs d’électricité peuvent réaliser des profits en exportant de l’électricité). Une analyse fédérale, corroborée par des études menées par des tiers, révèle que les répercussions du Règlement sur les tarifs d’électricité avant 2050 sont mineures, voire neutres, par rapport aux coûts d’un secteur de l’électricité en pleine croissance, qui se produira avec ou sans le Règlement. Il est à noter que les tarifs devraient augmenter avec le temps, avec ou sans le Règlement. L’ensemble des modélisations suggère que les impacts sur les tarifs d’électricité devraient être modestes en 2050. Cette analyse ne tient compte que de l’écart marginal entre l’augmentation des tarifs dans un scénario de référence, sans le Règlement, et un scénario stratégique où le Règlement est en place.

Dans l’ensemble, par rapport au scénario de référence, on estime que le Règlement apporte un bénéfice net de 14,6 milliards de dollars.

Afin d’envisager un scénario de croissance accrue de la demande en électricité, cette analyse comprend également un scénario d’électrification élevée dans lequel la demande en électricité est approximativement multipliée par deux. Dans ce scénario, les avantages des réductions de GES découlant du Règlement seront encore plus importants et, malgré l’augmentation des coûts du système électrique, on s’attend également à ce que les économies globales de coûts énergétiques réalisées par les ménages et les entreprises grâce à l’électrification augmentent.

Description : Le Règlement interdira les émissions excessives liées à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, tout en offrant la souplesse nécessaire pour permettre aux provinces et aux territoires de continuer à fournir de l’électricité fiable et abordable aux Canadiens. L’interdiction des émissions excessives dans le secteur de l’électricité au Canada est essentielle pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050 dans l’ensemble de l’économie.

Les exigences de réduction des émissions au titre du Règlement commenceront en 2035 et visent l’atteinte de la carboneutralité en 2050. Elles permettront de réduire les émissions en interdisant les émissions au-delà d’une limite annuelle pour tous les groupes de production d’électricité touchés, en fonction de la capacité de production de chaque groupe.

Le Règlement est neutre sur le plan technologique et comprend aussi des mécanismes limités d’assouplissement en matière de conformité qui permettent d’ajuster la portée de l’interdiction de façon à limiter les effets négatifs sur la stabilité du réseau ou l’augmentation disproportionnée des coûts de conformité et, par conséquent, les prix de l’électricité. Les opérateurs peuvent choisir la meilleure voie à suivre pour respecter leurs obligations. Ces mécanismes comprennent l’accès aux crédits compensatoires prescrits, l’adoption d’une couverture plus limitée des émissions provenant de la cogénération par rapport à l’approche proposée dans le projet de règlement, la possibilité pour les exploitants d’une juridiction de se voir délivrer, de mettre en banque et de transférer (le transfert a été discuté en tant que « mise en commun » au cours des consultations) des crédits de conformité jusqu’en 2050. Toujours dans un souci de flexibilité, les groupes de production au gaz naturel mis en service avant 2025 ou planifiés avant 2025 et mis en service avant 2028 disposent d’un maximum de 25 ans à compter de leur date de mise en service avant d’être soumis à l’interdiction.

Enjeux

Il est urgent d’agir à l’échelle mondiale contre les changements climatiques et de passer à une économie à faibles émissions de carbone. Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux contributeurs aux changements climatiques, et la diminution des émissions de GES dans tous les secteurs, y compris celui de l’électricité, est nécessaire pour contrer la menace des changements climatiques pour l’environnement (par exemple phénomènes météorologiques extrêmes, acidification des océans, élévation du niveau de la mer, inondations, feux de forêt) et atteindre la cible du gouvernement du Canada qui consiste à réduire les émissions de GES de 40 à 45 % par rapport au niveau de 2005 d’ici 2030 et à atteindre la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050.

Comme l’indique la partie 3 du Rapport d’inventaire national 1990-2022 : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada (RIN 2022), la « production d’électricité et de chaleur du secteur public^{référence 4}» représentait 56 mégatonnes (Mt)^{référence 5} d’émissions de GES en équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO₂) en 2022, soit près de 8 % du total du Canada, et la majorité des émissions provenaient de l’Alberta, de la Saskatchewan, de la Nouvelle-Écosse, de l’Ontario, et du Nouveau-Brunswick. Les émissions excessives de GES provenant de la production d’électricité à l’échelle du pays contribueront aux risques environnementaux associés aux changements climatiques à mesure que d’autres secteurs économiques clés, comme les transports et les bâtiments, font la transition vers l’électricité au cours des prochaines décennies et que les populations croissent. Pour empêcher l’augmentation des émissions de GES dans le secteur de l’électricité pendant la transition d’autres secteurs, il importe de plus en plus que l’électricité du Canada soit produite à partir de sources non émettrices ou à faibles émissions, tout en demeurant abordable et fiable pour les ménages et l’économie du pays. Le Règlement est nécessaire pour interdire les émissions excessives et veiller à ce que le réseau électrique du Canada soit sur la bonne voie d’ici 2035 pour contribuer à l’objectif de carboneutralité à l’échelle de l’économie d’ici 2050.

De plus, un grand nombre des immobilisations existantes dans l’ensemble du réseau électrique du Canada approchent de la fin de leur durée de vie technique utile et devront être remplacées ou remises à neuf au cours des prochaines années. Par conséquent, à mesure que des investissements et des mises à niveau de routine seront effectués dans les années à venir, il sera possible de veiller à ce que le réseau électrique du Canada accélère son élimination progressive des sources d’électricité qui produisent des émissions excessives pour contribuer à la lutte contre les changements climatiques et faire progresser les objectifs et les engagements du Canada en matière de climat.

Contexte

Dommages causés par les changements climatiques et efforts déployés au niveau mondial pour parvenir à une économie carboneutre

Comme le précise le rapport de synthèse du sixième cycle d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (le rapport AR6; en anglais seulement), les activités humaines (principalement par les émissions de GES) ont indéniablement contribué au réchauffement planétaire : la température à la surface du globe en 2011-2022 est 1,1 degré Celsius (°C) supérieure à celle de 1850-1900, et cette hausse est plus rapide depuis 1970 que celles observées au cours de toute autre période de 50 ans des deux derniers millénaires. Compte tenu des lacunes dans les politiques mises en œuvre et les flux financiers à l’échelle mondiale, le rapport AR6 conclut que le réchauffement dépassera probablement 1,5 °C avant la fin du siècle et qu’il sera difficile de le limiter à moins de 2 °C si l’on se fie aux projections de 2021 des pays participants de leurs contributions déterminées à l’échelle nationale (CDN) aux émissions de GES mondiales en 2030. Selon le rapport AR6, en l’absence d’efforts de réduction additionnels, les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) projetées provenant des infrastructures de combustibles fossiles existantes du monde entier dépasseraient à elles seules la marge restante pour limiter le réchauffement à 1,5 °C. Le rapport AR6 prévoit que les trajectoires modélisées qui limitent le réchauffement à 1,5 °C, tout comme celles limitant le réchauffement à 2 °C, nécessitent toutes des réductions considérables, rapides et, dans la plupart des cas, immédiates des émissions de GES dans tous les secteurs au cours de la présente décennie, y compris l’atteinte de zéro émission nette de CO₂ à l’échelle planétaire d’ici le début des années 2050 pour les trajectoires de 1,5 °C et d’ici le début des années 2070 pour les trajectoires de 2 °C.

À compter de 2023, plus de 140 pays qui composent la Coalition zéro émission nette des Nations Unies (dont le Canada fait partie) ont communiqué des objectifs de carboneutralité, qui couvrent environ 88 % des émissions mondiales^{référence 6}.

Le rapport AR6 présente également un résumé de l’état des connaissances sur les changements climatiques et leurs répercussions et risques à grande échelle. Par exemple, il décrit la façon dont les changements climatiques causés par l’humain ont et continuent d’avoir des répercussions néfastes à grande échelle sur la nature et les personnes, par exemple la disponibilité de l’eau et la production alimentaire (rendement des pêches, rendement des cultures, santé des animaux d’élevage), la santé et le bien-être (déplacement, maladies infectieuses, santé mentale), et la biodiversité et les écosystèmes (changements de la structure, des aires de répartition des espèces et de la phénologie dans les écosystèmes terrestres, d’eau douce et océaniques), et de causer des dommages aux secteurs économiques clés et aux infrastructures physiques, sous l’effet des phénomènes météorologiques extrêmes et des ondes de tempête. Selon le rapport AR6, les communautés vulnérables (qui ont toujours contribué le moins aux changements climatiques) sont touchées de façon disproportionnée; en effet, de 3,3 à 3,6 milliards de personnes environ vivent dans des contextes très vulnérables aux changements climatiques. À l’échelle régionale, cet impact est observé en Afrique, en Asie, en Amérique centrale et en Amérique du Sud, dans les PMA (pays les moins avancés), sur les petites îles et en Arctique. À l’échelle mondiale, cet impact touche les peuples autochtones, les petits producteurs d’aliments et les ménages à faible revenu. Selon le rapport AR6, la mortalité humaine découlant des inondations, des sécheresses et des tempêtes a été, entre 2010 et 2020, 15 fois plus élevée dans les régions très vulnérables que dans les régions très peu vulnérables.

Les changements climatiques entraînent également des répercussions directes sur la population canadienne. Le ministère de la Sécurité publique tient à jour la Base de données canadienne sur les catastrophes (BDC), qui fait le suivi des catastrophes importantes répondant à un ou à plusieurs critères précis (par exemple 10 personnes ou plus tuées, 100 personnes ou plus blessées ou évacuées, besoin d’aide extérieure, importance historique) et fournit des estimations normalisées des coûts, le cas échéant, en dollars canadiens de 2016 pour les événements survenus entre 1900 et 2016^{référence 7}. Un résumé de la fréquence et des coûts d’un sous-ensemble de ces catastrophes naturelles est présenté au tableau 1.

Tableau 1 : Sommaire des catastrophes naturelles de type « Météorologique – hydrologique » au Canada, telles qu’elles sont déclarées dans la BDC, de 1970 à 2016
	Nombre total (entre parenthèses : nombre d’événements avec coûts connus)	Nombre total (entre parenthèses : nombre d’événements avec coûts connus)	Nombre total (entre parenthèses : nombre d’événements avec coûts connus)	Coût total des événements avec coûts connus en millions de dollars de 2016	Coût total des événements avec coûts connus en millions de dollars de 2016	Coût total des événements avec coûts connus en millions de dollars de 2016
Période	1970-1985	1986-2000	2001-2016	1970-1985	1986-2000	2001-2016
Orages^{note a du tableau c1}	55 (17)	65 (45)	111 (94)	391 $	9 380 $^{note c du tableau c1}	2 646 $
Inondations	74 (30)	79 (59)	93 (87)	841 $	2 800 $	7 545 $
Feux de forêt	2 (0)	26 (8)	63 (61)	-	206 $	5 793 $
Phénomènes^{note b du tableau c1}	31 (9)	27 (18)	20 (16)	172 $	2 577 $	889 $
Total	162 (56)	197 (130)	287 (258)	1 404 $	14 964 $	16 874 $
Note(s) du tableau c1 Note a du tableau c1 Aux fins de ce tableau sommaire, " Orages " englobe les catégories suivantes de la BDCC : Orage géomagnétique, Ouragan/typhon/tempête tropicale, Tempête — non précisée/autre, Onde de tempête, Orages et orages graves, Tempête hivernale. Retour à la note a du tableau c1 Note b du tableau c1 Aux fins de ce tableau sommaire, " Phénomènes " englobe les catégories suivantes de la BDCC : Avalanche, Épisode de froid, Sécheresse, Épisode de chaleur, Tornade. Retour à la note b du tableau c1 Note c du tableau c1 De cette valeur, 74 % (6 921 millions de dollars) sont attribuables à la sous-catégorie " Tempête hivernale " pour les années 1998 et 1999. Retour à la note c du tableau c1

Selon les données du tableau 1, parmi les événements déclarés, la fréquence totale des tempêtes, des inondations et des feux de forêt au Canada a augmenté au fil du temps, avec un taux de croissance de 71, de 18 et de 142 %, respectivement, entre la période de 1986-2000 et la période de 2001-2016. Entre ces mêmes périodes, le coût total déclaré (pour les événements ayant des coûts connus) a augmenté de près de trois fois pour les inondations et de plus de 28 fois pour les feux de forêt. Au cours de la période de 2001-2016, le coût total déclaré associé à 258 événements distincts était de près de 17 milliards de dollars, soit un coût moyen de 65 millions de dollars par événement.

Le taux de hausse des coûts liés aux changements climatiques au Canada devrait continuer d’augmenter au fil du temps. En 2020, l’Institut climatique du Canada (ICC) a publié Les coûts des changements climatiques : une série de cinq rapports (rapports sur les changements climatiques de l’ICC) afin de mieux comprendre les répercussions potentielles sur les coûts pour le Canada et les ménages. Selon les rapports de l’ICC sur les changements climatiques, le coût des catastrophes et des événements catastrophiques dus aux conditions météorologiques entre 2010 et 2020 représentait de 5 à 6 % de la croissance annuelle du produit intérieur brut (PIB) du Canada, comparativement à environ 1 % au cours des décennies précédentes. Selon les prévisions, les dommages causés par le climat ralentiront la croissance du PIB de 50 % par rapport aux niveaux modélisés de 2025, ce qui représente 25 milliards de dollars par année. Toujours selon les rapports de l’ICC sur les changements climatiques, d’ici la fin du siècle, les dommages causés par les inondations aux maisons et aux autres bâtiments pourraient coûter près de 14 milliards de dollars par année, et l’ozone troposphérique pourrait faire augmenter le nombre d’hospitalisations et de décès prématurés, pour un coût annuel d’environ 250 milliards de dollars. Les rapports de l’ICC sur les changements climatiques concluent que les mesures d’adaptation proactives aux changements climatiques peuvent réduire considérablement les coûts projetés des changements climatiques pour le Canada et les ménages, surtout lorsqu’on les combine à la réduction mondiale des émissions.

Rendement et engagements du Canada en matière de réduction des émissions de GES

Comme il est indiqué dans la partie 1 du RIN de 2022, les émissions de GES du Canada s’élevaient à 708 Mt d’éq. CO₂ en 2022, ce qui représente une augmentation de 9,3 Mt (1,3 %) par rapport à 2021, mais une diminution de 54 Mt (7,1 %) par rapport aux niveaux de 2005. Selon certains, les émissions d’éq. CO₂ du Canada se classaient au 11^e rang des plus grandes quantités produites à l’échelle mondiale (après la Chine, les États-Unis, l’Inde, la Russie, le Brésil, l’Indonésie, le Japon, le Mexique, l’Iran et l’Arabie saoudite) et au 11^e rang des plus grandes quantités produites par habitant (après le Qatar, le Bahreïn, le Brunei, le Koweït, Trinité-et-Tobago, les Émirats arabes unis, Oman, la Mongolie, l’Arabie saoudite et l’Australie)^{référence 8}.

Le Canada est signataire de plusieurs accords et engagements internationaux en matière de réduction des émissions de GES, dont le plus important est l’Accord de Paris, un traité international juridiquement contraignant sur les changements climatiques adopté par 196 parties lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques de 2015. Cet accord multilatéral a fixé l’objectif commun de limiter l’augmentation de la température moyenne mondiale en dessous de 2 °C au-dessus des niveaux préindustriels et de poursuivre les efforts pour limiter cette hausse à 1,5 °C. Conformément à l’Accord de Paris, le Canada a mis en œuvre les initiatives suivantes en collaboration avec les provinces, les territoires, les collectivités autochtones et d’autres parties intéressées :

Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, en 2016, qui établit une cible de réduction des émissions dans toutes les provinces et tous les territoires de 30 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et qui comprend plus de 50 mesures pour réduire les émissions de GES, renforcer la résilience et favoriser l’innovation climatique en faveur d’une croissance économique propre.
Un environnement sain et une économie saine, en 2020, qui établit un plan climatique renforcé pour atteindre ou dépasser l’objectif de 30 % et qui comprend 64 politiques, programmes ou investissements, nouveaux ou améliorés, visant à réduire les émissions.
La Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, en 2021, qui fixe les cibles renforcées du Canada en matière de réduction des émissions, soit des réductions de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030 et la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050, et qui introduit de nouvelles exigences pour assurer la transparence, la responsabilité, et des garanties vers l’atteinte de la carboneutralité.
Le Plan de réduction des émissions pour 2030 : prochaines étapes du Canada pour un air pur et une économie forte (PRÉ), en 2022, qui comprend plus de 9 milliards de dollars en nouveaux investissements et qui fournit une feuille de route, secteur par secteur, pour atteindre les cibles renforcées de réduction des émissions du Canada. Le PRÉ est un plan évolutif qui sera adapté à mesure que des renseignements, des technologies et des partenariats émergeront dans le cadre des rapports d’étape, comme le prévoit la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité.

Initiatives visant à réduire les émissions de GES dans le secteur de la production d’électricité au Canada

Parmi les 708 Mt d’émissions d’éq. CO₂ déclarées dans le RIN de 2022, 8 % (56 Mt) étaient attribuables à la « production d’électricité et de chaleur du secteur public »^{référence 9}. Parmi les secteurs économiques représentés dans le RIN de 2022, la production d’électricité et de chaleur du secteur public est l’un des rares à avoir connu une baisse importante de ses émissions de GES depuis 2005 (réduction de 55 % par rapport aux émissions de 2005, qui étaient de 124 Mt). Une réduction aussi importante peut être en grande partie attribuable au développement technologique (par exemple la croissance de la production d’électricité renouvelable moins chère) et à un vaste éventail d’initiatives réglementaires et non réglementaires, y compris les initiatives fédérales, qui ont une incidence sur le secteur de la production d’électricité.

Les initiatives réglementaires fédérales comprennent les suivantes :

Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon, en 2012, qui impose une limite de 420 tonnes de dioxyde de carbone par gigawattheure (t CO₂/GWh) d’électricité produite par des groupes de production d’électricité à partir du charbon, de dérivés du charbon et du coke de pétrole. Les groupes nouveaux, dont la date de mise en service est au plus tôt le 1^er juillet 2015, ont été immédiatement assujettis à la norme d’émissions, tandis que les groupes existants devaient se conformer à la norme d’émissions après une période d’exploitation allant de 45 à 50 ans, selon la date de mise en service du groupe.
Le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon, en 2018, qui accroît la rigueur de la limite d’intensité des émissions pour la production d’électricité conventionnelle au charbon d’ici le 31 décembre 2029.
Le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, en 2018, qui impose une limite d’intensité des émissions de 420 tonnes de CO₂/GWh aux groupes nouveaux ou considérablement modifiés de production d’électricité à partir de gaz naturel. Les groupes nouveaux d’une certaine capacité et dont la mise en service est au plus tôt le 1^er janvier 2021 ont été immédiatement assujettis à la limite d’intensité des émissions, tandis que les groupes existants ne sont pas tenus de se conformer à la norme.
Le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (RSTFR) établit un système de tarification de la pollution causée par le carbone pour les secteurs industriels, y compris le secteur de l’électricité. Le RSTFR comprend des normes d’intensité des émissions fondées sur le rendement pour un vaste éventail d’activités industrielles. Les installations assujetties au système calculent leur limite d’émissions à l’aide des normes fondées sur les rendements applicables et de leur niveau de production. Les limites d’émissions pour le secteur de l’électricité sont déterminées à l’aide de normes fondées sur le rendement propre au combustible (tonne d’éq. CO₂/GWh) et de la production de l’installation. Si les émissions réelles d’une installation dépassent la limite, l’entité réglementée doit verser une compensation de la différence en payant une redevance pour émissions excédentaires (80 $/tonne d’éq. CO₂ en 2024, qui augmentera de 15 $ par année jusqu’à atteindre 170 $/tonne d’éq. CO₂ en 2030) et/ou en remettant des unités de conformité, notamment des crédits excédentaires et des crédits compensatoires reconnus. Une installation obtient des crédits excédentaires lorsque ses émissions sont inférieures à sa limite. Les crédits excédentaires peuvent être vendus ou conservés pour satisfaire aux obligations de conformité plus tard. Pour le secteur de l’électricité, les normes fondées sur le rendement applicables sont de 538 tonnes d’éq. CO₂/GWh pour les combustibles solides (par exemple le charbon) en 2024 (diminution linéaire jusqu’à atteindre 370 t d’éq. CO₂/GWh d’ici 2030), de 550 tonnes d’éq. CO₂/GWh pour les combustibles liquides (par exemple mazout léger ou lourd) et de 370 tonnes d’éq. CO₂/GWh pour les combustibles gazeux (par exemple le gaz naturel). Pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles gazeux satisfaisant à certains critères et dont la mise en service est le 1^er janvier 2021 ou après cette date, la norme est de 247 tonnes d’éq. CO₂/GWh en 2024, et diminue de façon linéaire jusqu’à 0 tonne d’éq CO₂/GWh en 2030. En général, dans les administrations où le RSTFR est en vigueur, celui-ci s’applique obligatoirement à toutes les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles dont les émissions annuelles sont égales ou supérieures à 50 kt d’éq. CO₂ par année. Les installations qui produisent au moins 10 kt d’éq. CO₂ par année peuvent participer de façon volontaire. En août 2024, le RSTFR s’applique à l’Île-du-Prince-Édouard, au Manitoba, au Yukon et au Nunavut. Les autres provinces et territoires utilisent leurs propres systèmes de tarification du carbone qui satisfait aux normes nationales minimales de rigueur en matière de tarification du carbone (« modèle fédéral »); certaines approches provinciales ou territoriales en matière de tarification du carbone pour le secteur de l’électricité sont différentes de l’approche fédérale.

Les initiatives fédérales non réglementaires incluent :

Le Fonds de croissance du Canada, un fonds d’investissement indépendant de 15 milliards de dollars conçu pour stimuler les investissements privés dans des projets, des technologies, des entreprises et des chaînes d’approvisionnement à faibles émissions de carbone. En juin 2024, le Fonds a investi 340 millions de dollars dans trois projets d’énergie propre et de technologies propres, et a accordé environ 1 milliard de dollars de son allocation de 7 milliards de dollars pour des « contrats sur différence pour le carbone » et des accords d’écoulement de crédits carbone. En décembre 2023, le Fonds a annoncé un investissement stratégique dans Entropy, un promoteur de projets de captage et de stockage du carbone (CSC) basé à Calgary, dont les projets pourraient réduire considérablement les émissions au Canada et dans le monde entier.
La Banque de l’infrastructure du Canada, qui investit dans des projets qui réduisent les émissions de GES et qui appuient la croissance économique, comme l’énergie propre. Au mois d’août 2024, la Banque comptait des investissements actuels d’environ 13 milliards de dollars, finançant ainsi des projets d’une valeur totale d’environ 36 milliards de dollars. Parmi les 71 projets présentés sur le site Web de la Banque, 12 concernent l’énergie propre, notamment Oneida Energy Storage LP, un partenariat entre NRStor, Six Nations of the Grand River Development Corporation, Northland Power et Aecon Concessions. Le projet fournira une capacité en énergie propre et fiable en puisant et en stockant de l’énergie renouvelable pendant les périodes creuses et en la libérant dans le réseau de l’Ontario lorsque la demande d’énergie est à son maximum. On s’attend à ce que l’installation offre des avantages importants aux contribuables de l’Ontario en réduisant les besoins et les coûts associés à l’utilisation des centrales électriques alimentées au gaz pendant les périodes de demande élevée. On estime que le projet aidera l’Ontario à réduire ses émissions de GES de 1,2 Mt au cours de la durée de vie du projet.
Le Fonds stratégique pour l’innovation, qui appuie des projets de grande envergure, transformatifs et collaboratifs dans une multitude de secteurs, y compris l’électricité. En août 2024, le Fonds a accordé 9,5 milliards de dollars à 129 projets, dont 189 millions de dollars à 7 projets d’énergie propre dont les coûts totaux représentent 677 millions de dollars. Par exemple, le Fonds a investi 30 millions de dollars dans Hitachi Energy Canada, un projet sur trois ans qui comprendra la construction d’un nouveau laboratoire d’essai de transformateurs à la fine pointe de la technologie à Varennes, au Québec, en plus d’accroître les capacités pour les technologies à courant continu à haute tension (CCHT).
Le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification, qui consacre 4,5 milliards de dollars jusqu’en 2036 au soutien de projets fournissant une énergie propre, abordable et fiable aux réseaux électriques du Canada. En novembre 2024, le Programme a accordé près de 890 millions de dollars à des projets annoncés dont le coût total atteint 3,8 milliards de dollars. L’un de ces projets est le Barlow Solar Park, une centrale solaire de 27 MW située à Calgary, en Alberta, qui appartient en partie à des Premières Nations. Ce projet déploie des technologies d’énergie renouvelable et de modernisation du réseau en vue de soutenir l’approvisionnement du réseau électrique de l’Alberta en énergie propre, réduisant ainsi les émissions de GES d’environ 22 000 tonnes d’éq. CO₂ par année.
Un ensemble d’importants crédits d’impôt à l’investissement dans l’économie (CII), y compris ceux qui ciblent le secteur de l’électricité, qui contribueront à l’atteinte d’une économie carboneutre :
- Le CII pour les technologies propres, un crédit d’impôt remboursable pour les investissements commerciaux visant certains équipements de production d’électricité à faible émission, le matériel de stockage d’électricité stationnaire, le matériel de chauffage à faibles émissions de carbone et les véhicules zéro émission non routiers et l’équipement de chargement et de ravitaillement connexe. Le taux du CII pour les technologies propres est de 30 % pour les biens admissibles qui sont acquis et qui deviennent disponibles aux fins d’utilisation du 28 mars 2023 au 31 décembre 2033, et de 15 % pour les biens qui sont acquis et qui deviennent disponibles aux fins d’utilisation en 2034; il ne sera pas disponible après 2034.
- Le CII proposé pour l’électricité propre, un crédit d’impôt remboursable de 15 % pour les investissements admissibles dans certains systèmes de production d’électricité à faibles émissions, les systèmes de stockage d’électricité stationnaires et le transport d’électricité entre les provinces et les territoires. Ce crédit d’impôt serait disponible pour les biens qui sont acquis et deviennent disponibles à compter du jour du budget de 2024 pour les projets dont la construction n’a pas commencé avant le 28 mars 2023. Le crédit ne serait plus en vigueur après 2034.
- Le CII pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, un crédit d’impôt remboursable sur les investissements admissibles dans des projets de CUSC, qui peut également soutenir les investissements dans des projets de production d’énergie avec dispositif de réduction des émissions. De 2022 à 2030, les taux du crédit à l’investissement sont les suivants : 60 % pour l’investissement dans du matériel servant à capter le CO₂ dans le cadre de projets d’extraction directe dans l’air; 50 % pour l’investissement dans du matériel servant à capter le CO₂ dans le cadre d’autres projets de CUSC; 37,5 % pour l’investissement dans du matériel servant au transport, au stockage et à l’utilisation. Les taux du crédit sont réduits de moitié à compter de 2031, et le crédit n’est plus disponible après 2040.

Initiatives provinciales et territoriales :

Les provinces ont pris un certain nombre de mesures importantes pour mettre en place un réseau d’électricité plus propre. L’Ontario a commencé à éliminer progressivement l’électricité produite à partir du charbon au début des années 2000 et a achevé cette élimination progressive en 2014. La province a aussi récemment achevé le processus de développement de la plus grande capacité de stockage d’énergie au Canada. L’Alberta a achevé l’élimination progressive du charbon en 2024, plusieurs années avant sa cible initiale de 2030. Au cours des dernières années, l’Alberta a également agi comme chef de file du déploiement de l’énergie éolienne et solaire. La Saskatchewan a quant à elle joué un rôle de premier plan dans le déploiement des technologies de CSC dans son secteur de l’électricité. En 2014, le groupe 3 de la centrale de Boundary Dam, un groupe d’électricité alimenté au charbon en Saskatchewan, est devenu le premier groupe à utiliser avec succès les technologies de CSC. La Nouvelle-Écosse a construit la ligne de transport sous-marine Maritime Link, qui permet à la province de réduire sa dépendance à l’électricité provenant des combustibles fossiles en important de l’hydroélectricité propre de Terre-Neuve-et-Labrador. En 2022, la Nouvelle-Écosse avait réduit son utilisation du charbon de plus de 50 % par rapport à 2008. Le Nouveau-Brunswick étudie quant à lui la conversion de sa centrale au charbon de Belledune en vue de l’utilisation de la biomasse. En octobre 2023, les gouvernements du Canada, du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse ont établi l’Énoncé de politique conjoint sur le développement et le transport d’une électricité propre, fiable et abordable en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick, qui comprend la promotion d’une nouvelle collaboration entre les provinces. Les provinces de l’Alberta, de la Saskatchewan, de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick ont signé un protocole d’entente (PE) en vue de collaborer à l’élaboration et au déploiement de petits réacteurs modulaires (PRM). En s’appuyant sur leur solide historique de construction et d’exploitation d’installations nucléaires conventionnelles, l’Ontario et le Nouveau-Brunswick devraient être les premières provinces au Canada à alimenter leurs réseaux au moyen de PRM.

Plusieurs provinces, dont la Colombie-Britannique, le Manitoba, le Québec et Terre-Neuve-et-Labrador, produisent déjà la plus grande partie de leur électricité à partir de ressources renouvelables, notamment grâce à l’abondance des ressources hydroélectriques. L’hydroélectricité constitue l’élément principal de leurs réseaux, et ces provinces ont fait progresser des projets clés qui tirent profit des capacités en électricité propre du Canada et favorisent d’autres énergies renouvelables. Le barrage du site C de la Colombie-Britannique a commencé à produire de l’énergie en 2024 et, une fois qu’il sera entièrement opérationnel en 2025, on s’attend à ce qu’il augmente la capacité de production d’énergie de la province d’environ 8 %. La centrale de production Keeyask de 695 MW, au Manitoba, a été achevée en 2022 et contribue à fournir de manière continue une électricité propre et abordable dans la province. Le projet hydroélectrique de Muskrat Falls, à Terre-Neuve-et-Labrador, a été achevé en novembre 2021 et comprend deux principales lignes de transport : la ligne Labrador-Island Link, qui relie le Labrador à Terre-Neuve (achevée en 2023), et la ligne Maritime Link, construite par la Nouvelle-Écosse, qui relie Terre-Neuve-et-Labrador à la Nouvelle-Écosse (achevée en 2017). Le Québec investit quant à lui dans l’énergie éolienne, avec l’objectif de développer une nouvelle production atteignant plus de 10 000 MW d’ici 2035. Pour sa part, l’Île-du-Prince-Édouard produit la majeure partie de son électricité à partir des énergies éolienne et solaire, et compte sur le Nouveau-Brunswick pour les importations d’électricité.

Les trois territoires sont confrontés à des circonstances uniques sur le plan du développement et de la progression de l’électricité propre, car ils ne sont pas actuellement reliés au réseau électrique nord-américain dans son ensemble. L’hydroélectricité fournit la majeure partie de l’énergie consommée par le Yukon et les Territoires du Nord-Ouest. Le Nunavut et la plupart des collectivités du Nord et éloignées des autres territoires dépendent de la production au diesel.

Une économie carboneutre et prospère exigera beaucoup plus d’électricité dans les années à venir que ce que nous utilisons aujourd’hui. Pour réduire leurs émissions de GES, les ménages et les entreprises délaisseront de plus en plus les combustibles fossiles pour utiliser de l’énergie sous forme d’électricité. Par exemple, les véhicules électriques remplaceront les véhicules à moteur à combustion interne, les bâtiments seront chauffés au moyen de thermopompes plutôt que par le gaz naturel ou le mazout, et l’électricité fournira de l’énergie pour un nombre croissant d’applications de l’industrie lourde. Par conséquent, les répercussions du Règlement se feront sentir bien au-delà du secteur de l’électricité, car il favorise la réduction des émissions dans l’ensemble de l’économie canadienne.

Réseau électrique du Canada : composition, génération, émissions et technologies

La partie 3 du RIN 2022 fournit une ventilation détaillée de la production d’électricité et des émissions de GES connexes par province, à l’aide des définitions des secteurs du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Au Canada, la production d’électricité et de chaleur dans le secteur public a généré 584 000 GWh d’électricité en 2022, émettant environ 56 Mt d’éq. CO₂. Environ 15 % de l’électricité produite cette année-là provenait de sources émettrices (charbon, gaz naturel, produits pétroliers raffinés, biomasse, etc.), tandis que les 85 % restants provenaient de sources non émettrices (énergie nucléaire, hydroélectrique, éolienne, solaire, marémotrice, etc.). Comme le montre le tableau 2, il existe des différences importantes dans la composition de la production et les profils d’émissions pour chaque province et territoire, les niveaux les plus élevés d’émissions de GES en 2022 provenant de l’Alberta (25 Mt), de la Saskatchewan (15 Mt), de la Nouvelle-Écosse (6 Mt), de l’Ontario (5 Mt) et du Nouveau-Brunswick (4 Mt).

Tableau 2 : Production d’électricité, composition de la production et émissions de GES pour la catégorie « production d’électricité et de chaleur du secteur public » par région en 2022 (tel qu’il a été déclaré dans la partie 3 du RIN de 2022)
Région	Production d’électricité (GWh)	Proportion de production non émettrice	Proportion de production émettrice	Émissions de GES provenant de la production émettrice (kt d’éq. CO₂)	Intensité des émissions (t d’éq. CO₂/GWh)
Terre-Neuve-et-Labrador (T.-N.-L.)	40 400	98 %	2 %	690	17
Île-du-Prince-Édouard (Î.-P.-É.)	490	100 %	0 %	1	2
Nouvelle-Écosse (N.-É.)	8 770	23 %	77 %	5 790	660
Nouveau-Brunswick (N.-B.)	11 900	64 %	36 %	3 990	330
Québec (Qc)	196 000	99 %	1 %	230	1
Ontario (Ont.)	145 000	92 %	8 %	5 140	35
Manitoba (Man.)	37 800	100 %	0 %	48	1
Saskatchewan (Sask.)	23 700	19 %	81 %	14 800	630
Alberta (Alb.)	52 200	17 %	83 %	24 600	470
Colombie-Britannique (C.-B.)	66 400	97 %	3 %	890	14
Yukon (Yn)	570	88 %	12 %	39	70
Territoires du Nord-Ouest (T.N.-O.)	320	75 %	25 %	59	180
Nunavut (Nt)	190	0 %	100 %	150	780
Canada ^{note a du tableau c2}	584 000	85 %	15 %	56 400	100
Note(s) du tableau c2 Note a du tableau c2 Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux indiqués. Le RIN 2022 rapporte toutes les données sur la production et les émissions par trois chiffres significatifs. Retour à la note a du tableau c2

Outre les services publics d’électricité, il existe d’autres types de producteurs d’électricité au Canada. Plus précisément, un sous-ensemble de secteurs industriels produit de l’électricité pour ses propres besoins opérationnels « à l’extérieur du réseau ». Comme cette production à l’extérieur du réseau génère de la chaleur pour les processus industriels, l’électricité étant un coproduit, on parle alors de groupe de « cogénération ». Alors que certains de ces producteurs utilisent toute l’électricité qu’ils produisent à l’extérieur du réseau, d’autres vendent une partie de cette électricité au réseau électrique du Canada. Par conséquent, les émissions totales attribuables au réseau électrique du Canada sont les émissions des services publics d’électricité, plus les émissions du sous-ensemble de la cogénération industrielle qui entre dans le réseau. La modélisation ministérielle estime que 82 GWh d’électricité ont été produits par des groupes de cogénération en 2022, ce qui représente l’émission d’un total de 14 Mt d’émissions de GES, dont 3 Mt étaient associées à l’électricité vendue au réseau électrique canadien. Dans le RIN, ces émissions sont attribuées au secteur auquel le groupe de cogénération appartient, comme « extraction de pétrole et de gaz » et « industries manufacturières », à moins que l’exploitation industrielle ne soit déclarée au Système de classification des industries de l’Amérique du Nord comme deux entités distinctes.

Le réseau électrique du Canada est composé de groupes de production d’électricité (par exemple les services publics d’électricité et les groupes de cogénération industrielle qui vendent une partie de l’électricité qu’ils produisent au réseau), de systèmes de stockage d’électricité, de systèmes de captage et de stockage du carbone (CSC), de connexions interprovinciales et de réseaux de transmission et de distribution régionaux. Un large éventail de technologies de réseau électrique sont largement disponibles au Canada ou sont en voie de le devenir. Ces technologies, ainsi que les estimations de coûts normalisées pour certaines spécifications, sont décrites dans le tableau 3.

Tableau 3 : Technologies de réseau électrique et spécifications sélectionnées pour 2022 (moyenne canadienne, en dollars constants de 2022)
Technologie	Description	Coût du capital ($/kW)^{note a du tableau c3}	Coût fixe de F et E ($/kW par année)^{note a du tableau c3}	Coût variable de F et E ($/MWh)^{note a du tableau c3}	Coût moyen du combustible ($/MWh)^{note a du tableau c3}	Durée de vie opérationnelle (entre parenthèses : durée de vie économique)^{note b du tableau c3}
TCPG	Turbine à combustion de pétrole/gaz (semblable au cycle de Brayton)	660	6	7	21	45 (30)
CCPG	Turbine à combustion pétrole/gaz équipée d’un système de récupération de la chaleur perdue et d’une turbine à vapeur semblable au cycle de Brayton + cycle de Rankine)	768	9	7	22	45 (30)
Petit CCPG	Similaire au CCPG, mais avec une capacité de production plus faible	782	10	3	42	45 (30)
GN CSC	Turbine à combustion au gaz naturel (généralement CCPG, mais TCPG possible), équipée d’une technologie de captage et de stockage du carbone	1 235	16	7	61	45 (30)
Vapeur PG	Production d’une turbine à vapeur (semblable au cycle de Rankine) à partir de la combustion de pétrole/gaz	2 243	33	1	36	45 (30)
Charbon	Production d’une turbine à vapeur à partir de la combustion du charbon	1 637	22	3	10	45 (30)
Charbon CSC	Production d’une turbine à vapeur à partir de la combustion du charbon, équipée d’une technologie de captage et de stockage du carbone	3 212	15	3	17	45 (30)
Biomasse	Production thermique utilisant la biomasse comme combustible	1 782	64	3	40	45 (30)
Biomasse CSC	Production thermique utilisant la biomasse comme combustible, équipée d’une technologie de captage et de stockage du carbone	4 157	82	8	177	45 (30)
Déchets	Production thermique utilisant des déchets comme combustible	892	263	6	170	45 (45)
Nucléaire^{note c du tableau c3}	Production de turbines à vapeur utilisant la fission nucléaire comme source de chaleur	3 908	72	2	0	60 (60)
Hydroélectricité de base	Projets hydroélectriques avec peu ou pas de stockage (au fil de l’eau)	3 548	29	1	0	100 (40)
Hydroélectricité en période de pointe	Projets hydroélectriques avec réservoirs associés, capables de produire de l’électricité pendant les périodes de pointe de la demande	3 424	21	1	0	100 (70)
Hydroélectricité par pompage	Projets hydroélectriques capables de stocker l’énergie en vue d’une utilisation ultérieure	1 413	10	0	0	100 (70)
Petites centrales hydroélectriques	Similaire à l’hydroélectricité de base, mais avec une capacité de production plus faible	3 424	32	1	0	100 (40)
Éolien terrestre	Éoliennes terrestres	775	28	0	0	30 (25)
Éolien en mer	Éoliennes en mer	1 887	35	0	0	30 (30)
Solaire PV	Panneaux solaires photovoltaïques	693	47	0	0	30 (25)
Géothermie	Production thermique utilisant l’énergie géothermique pour produire de la vapeur	2 760	69	1	0	30 (25)
Énergie houlomotrice (vagues)	Processus qui utilise le mouvement des vagues pour produire de l’énergie	3 812	188	0	0	20 (30)
Stockage	Technologies variables capables de consommer de l’énergie à un moment donné et de la restituer à un autre moment, avec une perte d’efficacité associée	854	257	0	0	15 (15)
Autres	Technologies émettrices non définies non couvertes ci-dessus	2 468	73	3	132	45 (30)
Note(s) du tableau c3 Note a du tableau c3 Les estimations de coûts normalisées ont été calculées à l’aide des résultats du modèle ministériel E3MC. Pour plus de renseignements sur ce modèle, voir la section Avantages et coûts. Retour à la note a du tableau c3 Note b du tableau c3 Les estimations de la durée de vie opérationnelle et de la durée de vie économique sont celles utilisées dans le modèle ministériel NextGrid. Pour plus de renseignements sur ce modèle, voir la section Avantages et coûts. La durée de vie opérationnelle désigne le nombre d’années pendant lesquelles une technologie devrait fonctionner sans remise à neuf, tandis que la durée de vie économique désigne le nombre d’années pendant lesquelles les coûts d’investissement d’une technologie donnée sont amortis. Retour à la note b du tableau c3 Note c du tableau c3 Dans le modèle, tous les nouveaux réacteurs nucléaires endogènes sont des petits réacteurs modulaires (PRM). Pour tenir compte des avancées technologiques nécessaires, la mise en service de ces technologies dans le modèle est limitée à 2035 ou plus tard. Les coûts du nucléaire dans ce tableau représentent donc les coûts des PRM en 2035, présentés en dollars de 2022. Retour à la note c du tableau c3

Les technologies de réseau électrique qui figurent dans le tableau 3 peuvent être classées dans trois catégories : production d’électricité sans dispositif de réduction des émissions, production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions, et stockage. Certaines technologies de production d’émissions sans dispositif de réduction des émissions sont capables d’atteindre des profils d’émissions plus faibles en utilisant des « combustibles propres » tels que le gaz naturel renouvelable ou l’hydrogène. Les technologies de production avec dispositif de réduction des émissions atteignent des profils d’émissions plus faibles en déployant des technologies de réduction telles que le captage et le stockage du carbone (CSC), qui peuvent être construites sur mesure ou installées dans certaines installations existantes.

Certaines technologies de réseau électrique émergentes pourraient devenir plus largement disponibles au Canada au fur et à mesure de leur développement. Par exemple, les piles à combustible pourraient offrir un stockage d’énergie à plus long terme que les batteries (des mois ou des années contre des jours ou des semaines), mais elles sont actuellement sous-utilisées, car la technologie des piles à combustible n’est pas encore suffisamment efficace par rapport aux batteries. Certaines technologies avancées de production d’énergie renouvelable variable, comme l’éolien en mer et la géothermie, devraient devenir davantage disponibles au cours de la prochaine décennie, bien que l’utilisation de ces technologies soit soumise à des contraintes géologiques. De plus en plus de petits réacteurs modulaires (PRM) devraient être déployés à l’avenir en raison de leur taille compacte et de la diminution prévue des coûts au fil du temps.

La production avec dispositif de réduction des émissions, la production sans émissions et le stockage devraient tous contribuer de manière significative au futur réseau électrique carboneutre du Canada, bien qu’un certain degré de développement technologique soit nécessaire pour y parvenir. La gestion des réseaux d’électricité relève de la compétence des provinces et des territoires; à ce titre, chaque administration peut décider quels types de production d’électricité elle souhaite déployer sur son territoire.

Compétitivité économique

L’électricité propre devient rapidement une nécessité concurrentielle pour attirer les investissements. Un nombre croissant d’entreprises s’efforcent d’atteindre un niveau d’exploitation carboneutre, non seulement pour lutter contre les changements climatiques, mais aussi pour stimuler l’innovation et garantir la durabilité à long terme et la conformité aux réglementations. Parallèlement, l’économie est un moteur important de l’électrification, car les technologies deviennent moins chères et plus compétitives.

Le World Energy Outlook 2024 de l’Agence internationale de l’énergie indique que la demande mondiale d’électricité fera plus que doubler d’ici 2050 dans tous les scénarios. Cela signifie que l’accès à une électricité abondante, en particulier celle qui est propre, constitue un avantage concurrentiel de plus en plus important pour le Canada. En plus de répondre à la menace que le changement climatique fait peser sur l’environnement et la santé humaine, ce Règlement contribuera également, en tant qu’avantage secondaire, à faire du Canada un lieu d’investissement attrayant.

Les marchés environnementaux, sociaux et de gouvernance d’entreprise (ESG) sont en plein essor à l’échelle mondiale et au Canada, la croissance de l’investissement responsable étant stimulée par le changement climatique et la demande des investisseurs en matière d’impact ESG. Les marchés mondiaux continuent de privilégier les produits à faible teneur en carbone en raison d’un risque climatique moindre, avec 30,3 billions de dollars investis dans le monde dans des actifs d’investissement durable. Les tendances en matière de finance durable indiquent qu’à mesure que les marchés en apprennent davantage sur l’impact financier du changement climatique, ils internalisent les risques et les opportunités, favorisant les investissements présentant des risques climatiques moindres. Les actifs d’investissement durable augmentent dans la plupart des régions, le Canada connaissant la plus forte croissance absolue, l’investissement responsable dans les actifs sous gestion ayant bondi, comme l’a constaté l’Association pour l’investissement responsable (PDF), de 94 %, passant de 1,5 billion de dollars en 2015 à 2,9 billions de dollars en 2022. L’élan des investisseurs mondiaux en faveur de l’intégration des rapports sur le développement durable dans les marchés financiers a de fortes répercussions au Canada. Les émissions de GES sont le facteur ESG le plus souvent pris en compte dans les décisions d’investissement.

En effet, Clean Energy Canada a recensé des chefs d’entreprise internationaux qui ont publiquement commenté l’importance de la disponibilité de l’énergie propre au Canada comme l’une des principales raisons pour lesquelles ils ont choisi le pays pour y établir de nouvelles usines de production. L’accélération de l’adoption de l’électricité propre au Canada pourrait renforcer la capacité du pays à fournir des technologies propres, comme le nucléaire, aux marchés mondiaux en pleine croissance.

Dans la plupart des juridictions canadiennes, les tarifs d’électricité sont fixés par des organismes de réglementation indépendants. Par conséquent, les prix de l’électricité ont tendance à être plus stables que les prix du gaz naturel, du diesel et de l’essence, qui reflètent les prix internationaux des matières premières. L’électricité propre peut réduire l’impact de la volatilité des prix sur les ménages et l’économie (Institut climatique du Canada, 2024). Le Roosevelt Institute et l’Institut international du développement durable ont tous deux mis en évidence le rôle joué par les énergies fossiles dans la volatilité des prix pour les entreprises et les ménages. Inversement, les mêmes recherches, notant la stabilité historique des prix du secteur de l’électricité par rapport au secteur des combustibles fossiles, ont conclu que le passage à l’électricité propre peut créer une stabilité des prix de l’énergie qui est bénéfique pour les entreprises et les ménages. Elle peut éviter les chocs de prix provoqués par certains événements géopolitiques mondiaux (par exemple, les conflits internationaux). Une offre abondante et facilement disponible d’électricité propre peut signifier une plus grande sécurité énergétique, ce qui est bon pour la compétitivité économique.

Objectif

Le Règlement sur l’électricité propre (le Règlement) vise à protéger la santé et l’environnement de la population canadienne contre la menace des changements climatiques, en interdisant les émissions excessives de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles. L’atteinte de la carboneutralité dans le secteur de l’électricité contribuera également à décarboner d’autres secteurs de l’économie, tels que les transports et les bâtiments, et aidera le Canada à respecter son engagement de parvenir à la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici à 2050.

Description

Le Règlement permettra de réduire les émissions en imposant une interdiction visant les émissions qui dépassent une limite d’émission annuelle (LÉA) pour les groupes de production d’électricité, en fonction de la capacité de production de chaque groupe (la capacité). Le Règlement prévoit des mécanismes de flexibilité en matière de conformité qui permettent l’ajustement de la portée de l’interdiction, afin de limiter les effets négatifs sur la stabilité du réseau ou l’augmentation disproportionnée des coûts de conformité et donc des prix de l’électricité.

Le Règlement s’applique aux groupes de production d’électricité qui répondent aux critères d’applicabilité. Un groupe est un ensemble d’équipements physiquement connectés et fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité. Il doit comprendre au moins une chaudière ou un moteur à combustion et peut inclure des systèmes de CSC.

De plus amples renseignements sur la justification des modifications apportées à la conception du Règlement par rapport au projet de règlement publié dans la Partie I de la Gazette du Canada sont disponibles dans la section sur l’élaboration du Règlement, ci-dessous.

Application

Le Règlement s’applique à tout groupe de production d’électricité qui répond aux trois critères suivants :

Utilise des combustibles fossiles pour produire de l’électricité, sans égard à la quantité utilisée;
A une capacité de production d’électricité égale ou supérieure à 25 MW (ou est un nouveau groupe situé dans une installation dont la somme des capacités de tous les nouveaux groupes de production d’électricité est égale ou supérieure à 25 MW);
Est relié, directement ou indirectement, à un réseau électrique soumis aux normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) (réseau électrique régi par la NERC).

Pour clarifier le deuxième critère, prenons l’exemple hypothétique d’une installation composée d’un seul groupe de 20 MW mis en service en 2024. Ce groupe ne serait pas assujetti au Règlement, car sa capacité est inférieure à 25 MW. Si un nouveau groupe de 20 MW est mis en service dans l’installation en 2026, ce groupe ne serait pas non plus assujetti au Règlement, car sa capacité est inférieure à 25 MW. Toutefois, si un deuxième nouveau groupe de 10 MW est mis en service dans l’installation en 2035, la capacité combinée des deux nouveaux groupes est supérieure à 25 MW, et les deux nouveaux groupes devront être enregistrés conformément au Règlement et satisfaire à ses exigences. Le groupe de 20 MW mis en service en 2024 continuerait à ne pas être assujetti au Règlement car il a été mis en service avant le 1^er janvier 2025, et sa capacité est inférieure à 25 MW.

Limite d’émission annuelle

Le Règlement interdira les émissions supérieures à une LÉA pour les groupes de production d’électricité, sur la base de la capacité de production d’électricité de chaque groupe, mesurée en tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) par année et par groupe. Chaque LÉA est calculée d’après une intensité d’émission applicable de 65 t/GWh pendant la période de 2035 à 2049 (inclusivement) ou de 0 t/GWh en 2050 et par la suite, selon la formule suivante :

$Limite d’émission
annuelle(t/année/ groupe) = Intensité d’émission
applicable(2035 à 2049 :
65 t/GWh
2050 et par la suite :
0 t/GWh) \times MW(Capacité du groupe) \times 8 760 heures(nombre total d’heures par an) \times 0,001(conversion)$

Il est possible de déterminer la capacité de production d’électricité d’un groupe au moyen d’un essai de rendement mesurant la puissance brute maximale du groupe; si aucun essai de rendement n’est réalisé, il faut utiliser la puissance maximale continue (c’est-à-dire la puissance nette maximale) déclarée pour le groupe à la société d’exploitation du réseau d’électricité. L’essai de rendement doit être effectué en présence d’un vérificateur d’essai de rendement et dans les conditions précisées dans le Règlement.

Si un groupe assujetti à une LÉA modifie sa capacité en cours d’année, sa LÉA sera calculée au prorata de sa capacité moyenne pondérée pour l’année. Toutefois, lorsqu’un groupe devient assujetti à une LÉA en milieu d’année (par exemple, en cas de mise en service d’un nouveau groupe) ou lorsqu’un groupe cesse d’être assujetti à une LÉA (par exemple, dans le cas d’un groupe qui cesse de produire de l’électricité), le groupe sera assujetti à une LÉA fondée sur sa pleine capacité.

Calendrier associé à l’interdiction prévue par le Règlement

La LÉA s’appliquera à compter du 1^er janvier 2035 à tous les groupes qui remplissent les critères d’application à partir de cette date, mais certains groupes ayant une fin de vie réglementaire y seront assujettis à une date ultérieure. La LÉA s’appliquera à compter :

du 1^er janvier 2035 pour les groupes qui brûlent du charbon;
du 1^er janvier 2035, pour les groupes qui ont augmenté leur capacité de production d’électricité (sur la base de la puissance maximale continue déclarée à la société d’exploitation du réseau d’électricité) de 15 % ou plus depuis l’enregistrement du groupe, ou du 1^er janvier de l’année qui suit l’augmentation de la capacité;
du 1^er janvier 2035 pour les groupes mis en service à partir du 1^er janvier 2025 et qui ne sont pas des groupes planifiés;
du 1^er janvier 2050 pour les groupes planifiés;
du 1^er janvier 2035 ou du 1^er janvier de l’année civile au cours de laquelle l’interdiction prévue au paragraphe 4(2) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel aurait commencé à s’appliquer aux chaudières converties du charbon au gaz visées au paragraphe 3(4) de ce Règlement, selon la plus tardive de ces deux dates.
du 1^er janvier 2035 ou du 1^er janvier de l’année civile qui suit l’année civile correspondant à la 25^e année suivant la date de mise en service, selon la plus tardive de ces dates, dans le cas d’un groupe mis en service au plus tard le 31 décembre 2024.

Un groupe est exempté de la LÉA au cours d’une année civile si, pour cette année civile, l’installation dans laquelle le groupe est situé ne fournit pas d’électricité (solde de fourniture annuel)^{référence 10}, directement ou indirectement, à un réseau électrique régi par la NERC. En outre, si une déclaration de fourniture nette est soumise pour un groupe, celui-ci ne sera pas soumis à l’interdiction tant qu’il n’y aura pas de fourniture nette au cours d’une année civile donnée. L’exemption prend fin le 31 décembre de l’année civile précédant celle au cours de laquelle la fourniture nette de l’installation est supérieure à zéro et où toutes les exigences en matière de quantification et de déclaration commencent à s’appliquer.

Groupes planifiés

Certains groupes planifiés avant l’entrée en vigueur du Règlement peuvent bénéficier d’une fin de vie réglementaire au 31 décembre 2049. Pour tout groupe mis en service entre le 1^er janvier 2025 et le 31 décembre 2034, la LÉA s’appliquera à partir du 1^er janvier 2035, sauf pour les groupes planifiés qui répondent aux critères suivants :

Au plus tard le 31 décembre 2025, en ce qui concerne le groupe :
- Tous les renseignements nécessaires à la réalisation d’une étude d’impact ou d’une évaluation environnementale ont été soumis aux autorités fédérales et/ou provinciales compétentes;
- le promoteur responsable de la création du groupe est propriétaire du terrain sur lequel le groupe est situé, ou est titulaire d’un bail pour ce terrain;
- tous les renseignements nécessaires pour entamer la procédure d’obtention de tout permis requis pour commencer la construction sur le site où se trouve le groupe ont été soumis à l’autorité compétente;
- le promoteur du projet a conclu des contrats d’une valeur totale d’au moins 10 millions de dollars pour l’équipement principal^{référence 11} du groupe;
Au plus tard le 31 décembre 2027 :
- la construction a commencé au site où se trouve le groupe.

Le ministre doit être convaincu que le groupe planifié répondait à tous les critères pertinents au moment de sa mise en service et que le groupe enregistré est essentiellement le même que le groupe planifié.

Acceptation anticipée

Pour les groupes qui n’ont pas encore atteint leur fin de vie réglementaire, il est possible de choisir de les assujettir à la LÉA avant la fin de vie réglementaire, mais au plus tôt le 1^er janvier 2035. Comme expliqué dans la section ci-dessous concernant les crédits de conformité, ces groupes — comme tous les groupes assujettis à une LÉA au cours d’une année donnée — pourraient bénéficier des crédits de conformité correspondants à partir de leur nouvelle date de fin de vie.

Respect de l’interdiction

Le Règlement définit la manière de déterminer le respect de la LÉA d’un groupe au cours d’une année civile. En général, l’exploitant doit déterminer les émissions totales pour chaque groupe, ce qui peut être réalisé au moyen d’une méthode fondée sur la quantité de carbone contenue dans le type de combustible fossile ou d’un système de mesure en continue des émissions (SMECE). Les émissions totales d’un groupe comprennent, selon le cas :

La quantité d’émissions produites par la combustion de combustibles fossiles pour la production d’électricité;
La quantité d’émissions associées à la production de tout vecteur énergétique prescrit utilisé par le groupe pour produire de l’électricité, quel que soit le lieu ou le fournisseur.

Les émissions totales du groupe peuvent exclure la quantité d’émissions captées par un système de CSC uniquement si ces émissions sont stockées de manière permanente dans le cadre d’un projet de stockage répondant aux critères définis dans le Règlement.

Pour simplifier la quantification, pour un groupe assujetti à une LÉA, il est possible de choisir d’attribuer une valeur de zéro aux émissions associées à l’électricité utilisée sur place, aux émissions provenant de la production d’énergie thermique utile, aux émissions captées par un système de CSC, ou aux émissions produites pendant une situation d’urgence.

Il existe un certain nombre de mécanismes de flexibilité en matière de conformité qui permettent d’ajuster le champ d’application de l’interdiction et qui sont décrits ci-dessous.

Crédits compensatoires canadiens

Entre 2035 et 2049, inclusivement, un groupe peut dépasser de jusqu’à 35 t/GWh l’intensité d’émission applicable de la limite d’émission annuelle (LÉA) s’il verse une quantité équivalente de crédits compensatoires admissibles (c.-à-d., crédits compensatoires canadiens). À compter de 2050, un groupe peut dépasser de jusqu’à 42 t/GWh l’intensité d’émission applicable, pourvu qu’il verse une quantité équivalente de crédits compensatoires canadiens. L’augmentation de la quantité de crédits compensatoires admissibles permet une plus grande souplesse pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050, sachant que l’intensité d’émission applicable de la LÉA passera de 65 t/GWh à 0 t/GWh au cours de cette année-là.

L’utilisation annuelle maximale de crédits compensatoires canadiens d’un groupe serait calculée selon la formule suivante :

$Utilisation annuelle
maximale de
crédits compensatoires
canadiens(t/année/groupe) = Intensité d’émission
applicable liée à la
remise de crédits
compensatoires(t/GWh)
2035-2049 :
35 t/GWh
2050 et après :
42 t/GWh \times MW(Capacité du groupe) \times 8 760 heures(Total dans l’année) \times 0,001(conversion d’unités)$

Seuls les crédits compensatoires émis en vertu du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre et les crédits compensatoires provinciaux reconnus pouvant être utilisés aux termes du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement seraient considérés comme des crédits compensatoires canadiens en vertu du Règlement. De plus, les réductions ou les éliminations de GES doivent avoir eu lieu au plus tard 8 années civiles avant l’année civile pour laquelle le crédit est remis.

Étant donné que d’autres règlements fédéraux permettent également l’utilisation de crédits compensatoires canadiens, le Règlement établit que les entités réglementées seraient autorisées à utiliser les crédits compensatoires canadiens pour satisfaire à des obligations concomitantes en vertu des systèmes éligibles et le Règlement si les conditions suivantes sont réunies :

Les crédits compensatoires sont utilisés pour assurer la conformité au régime de tarification du carbone pour la même année;
Les crédits compensatoires sont utilisés pour assurer la conformité au régime de tarification du carbone relativement au même groupe;
Les crédits compensatoires sont utilisés pour satisfaire à une exigence du régime de tarification du carbone autre qu’une exigence liée à une situation extraordinaire, comme le remplacement d’un crédit annulé ou en tant que compensation pour non-conformité à une exigence.

Le ministère établira une liste des systèmes provinciaux de tarification du carbone admissibles pour lesquels la reconnaissance croisée du présent Règlement est autorisée. Le système fédéral admissible est un système de tarification des émissions de GES établi en vertu de la section 1 de la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre. Bien que le Règlement permette la reconnaissance croisée de ces crédits pour des obligations de conformité multiples, cela dépend d’autres règlements fédéraux et provinciaux autorisant la reconnaissance croisée d’un crédit compensatoire pour représenter la même tonne d’équivalent CO₂ émise.

Dans le rapport de rapprochement, dû au plus tard le 15 décembre suivant l’année de conformité, la personne responsable d’un groupe peut remettre jusqu’à concurrence du nombre maximum de permis de crédits compensatoires canadiens afin de se conformer à ses obligations de conformité pour cette année de conformité. Cela peut inclure les crédits compensatoires canadiens qui répondent aux critères de reconnaissance croisée. Toutefois, si le ministre détermine plus tard qu’un crédit compensatoire remis ne répondait pas aux critères de reconnaissance croisée, la personne responsable devra remettre le nombre pertinent de crédits compensatoires de remplacement avant l’échéance prévue dans le Règlement. Si, dans les cinq ans suivant la remise d’un crédit compensatoire canadien au ministre, la province émettrice annule ce crédit, le ministre avise la personne responsable du nombre de crédits compensatoires canadiens annulés et du nombre de crédits canadiens de remplacement qu’elle doit lui remettre.

Unités de conformité : Émission, remise, mise en réserve et mise en commun

Un groupe peut émettre des émissions de GES supérieures à sa limite d’émission annuelle s’il remet des unités de conformité admissibles équivalant à la quantité d’émissions de CO₂ dépassant sa LÉA. Ces unités sont remises au moyen du rapport de rapprochement du groupe pour la période de conformité pertinente. Cet assouplissement n’est offert que jusqu’au 31 décembre 2049 et s’ajoute à l’allocation de crédits compensatoires canadiens applicables dont dispose le groupe de 2035 à 2050.

À compter de l’année de conformité 2050, tous les groupes visés par le Règlement seront assujettis à une LÉA dont l’intensité d’émission applicable sera 0 t/GWh. Plus aucune unité de conformité ne sera émise et il ne sera pas possible d’en remettre pour une année de conformité postérieure à 2049. Des exceptions limitées seront offertes en cas d’erreurs ou d’omissions. Toutefois, les crédits compensatoires canadiens seront toujours autorisés en 2050 et par la suite.

Émission et remise des unités de conformité

Tous les groupes visés par l’interdiction au cours d’une année civile peuvent être admissibles à recevoir des unités de conformité équivalant à la différence entre la LÉA et la quantité de CO₂ émise par ce groupe au cours de l’année donnée, lorsque la quantité d’émissions est inférieure à la LÉA. Il convient de noter qu’un groupe ne recevra pas d’unités de conformité pour l’année civile durant laquelle il devient assujetti à la LÉA s’il devient assujetti au 1^er juillet de l’année civile ou après.

L’émission et la remise des crédits de conformité se font selon un certain nombre de critères. Le ministre de l’Environnement émet des unités de conformité lorsque les conditions pertinentes sont respectées. Lorsque ces critères sont respectés, tout groupe assujetti à l’interdiction au cours d’une année donnée peut remettre des unités non transférables émises à son égard. Tous les groupes assujettis à l’interdiction au cours d’une année donnée sont admissibles à des unités non transférables; toutefois, certains groupes sont admissibles à recevoir des unités transférables (soit selon la « mise en commun » discutée précédemment pendant la période de consultations). Les unités transférables sont décrites dans la section suivante.

Les unités sont émises, le cas échéant, après la présentation du rapport sur les émissions d’un groupe, qui doit être présenté au plus tard le 1^er juin suivant l’année de conformité. Dans le rapport de rapprochement, dû au plus tard le 15 décembre suivant l’année de conformité, la personne responsable d’un groupe peut remettre des unités de conformité afin de se conformer à ses obligations de conformité pour cette année. Ces échéances donneront l’occasion d’émettre des unités de sorte qu’elles puissent être transférées à d’autres groupes admissibles ou transférées en provenance d’autres groupes avant qu’elles ne soient remises.

Les unités de conformité peuvent être remises jusqu’à cinq ans après l’année durant laquelle elles ont été émises. Par exemple, une unité de conformité émise en 2036 pour l’année de conformité 2035 ne peut être remise que pour les années de conformité 2035-2040 inclusivement.

Unités de conformité transférables : émission et remise (« mise en commun »)

Certains groupes sont admissibles à des unités transférables que le groupe peut soit mettre en réserve pour son propre usage, soit transférer à un autre groupe admissible à recevoir des unités transférables. Autrement dit, le concept de « mise en commun » décrit dans la Mise à jour publique de l’hiver 2024 (voir la section Consultation) a été mis en œuvre au moyen de ces unités de conformité transférables. La remise des unités de conformité transférables prend fin à l’année de conformité 2049.

En général, les unités de conformité transférables peuvent être émises à un groupe et remises par celui-ci, si :

le groupe est assujetti à une LÉA, et
le groupe a été mis en service avant le 1^er janvier 2030 (soit, un groupe existant ou un nouveau groupe mis en service entre 2025 et 2030) ou s’il s’agit d’un groupe prévu, et
le groupe ne brûle aucune quantité de charbon, et
le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile (p. ex., groupes de cogénération).

Les unités transférables peuvent être transférées à tout autre groupe assujetti au Règlement, mais ne peuvent être remises (utilisées) pour une année de conformité que par des groupes qui étaient admissibles à des unités transférables pour la même année de conformité, et seulement si l’unité transférable a été émise à un groupe qui fait ses déclarations au même exploitant de réseau d’électricité que le groupe qui a remis l’unité (ces groupes sont généralement situés dans la même province). Il n’y a pas de limite à la quantité d’unités transférables et non transférables qu’un groupe peut remettre au cours d’une année de conformité donnée.

Bien que le Règlement limite le transfert des unités transférables entre les groupes assujettis au Règlement, il n’y a aucune exigence relative aux détails du transfert, comme l’établissement des prix ou la facilitation des transferts. La personne responsable d’un groupe veille à ce que le rapport de rapprochement du groupe comprenne toutes les unités transférables transférées du groupe, ou reçues par le groupe, et fournisse le numéro d’enregistrement du groupe impliqué dans ce transfert. Toutes les unités transférables qui se trouvent dans la réserve pour un groupe doivent être incluses dans le rapport de rapprochement des deux groupes impliqués dans le transfert, ainsi que les documents relatifs au transfert. Les rapports de rapprochement entre les différents groupes assujettis au Règlement doivent correspondre quant aux détails relatifs aux unités transférables. Le Ministère prendra les mesures nécessaires pour corriger tout écart.

Les unités de conformité transférables ne peuvent être remises que dans les cinq ans suivant l’année de leur émission, et un groupe ne peut pas emprunter d’unités de conformité des années à venir. De plus, les nouveaux groupes peuvent aussi être admissibles à des unités transférables conformément aux dispositions relatives aux échanges décrites ci-dessous.

Échanger l’admissibilité pour émettre et remettre des unités transférables

Comme il est indiqué ci-dessus, seuls les groupes précisés sont admissibles à l’émission ou à la remise d’unités transférables. Cependant, d’autres groupes visés par une LÉA peuvent recevoir, puis transférer et remettre des unités transférables si un groupe existant admissible à l’émission d’unités transférables les désigne comme un groupe de substitution (c’est-à-dire les groupes s’échangent la capacité de recevoir des unités transférables). Le groupe de substitution doit respecter les critères suivants :

La capacité de production d’électricité du groupe « bénéficiant de l’échange » ne doit pas dépasser la capacité de production d’électricité du groupe « cédant l’unité de conformité »;
Les groupes visés par l’échange doivent relever du même exploitant de réseau électrique.

De plus, le groupe de substitution ne recevra pas d’unités de conformité transférables uniquement dans les cas suivants :

Le groupe de substitution ne brûle aucune quantité de charbon au cours de l’année de conformité;
Le groupe de substitution n’a pas de date de mise en service avant le 1^er janvier 2025, ou n’est pas un groupe prévu, s’il s’agit d’un groupe qui a produit de l’énergie thermique utile pendant l’année de conformité (p. ex., des groupes de cogénération existants ou prévus).

Lorsque les groupes ont procédé à l’échange, le groupe bénéficiant de l’échange (le groupe de substitution) ne cessera d’être un substitut que si un autre groupe admissible est désigné à sa place. Pour que les unités échangées soient mises en commun, un groupe doit effectuer les étapes pour échanger une unité mise en commun, sous réserve de toutes les exigences des dispositions relatives à l’échange. En outre, les groupes doivent procéder à un échange pour des années de conformité complètes (c’est-à-dire l’échange ne peut pas être réalisé à mi-année). La personne responsable des deux groupes doit informer le ministre de l’Environnement d’un échange avant le début de l’année de conformité pendant laquelle l’échange aura lieu.

Mise en réserve d’unités de conformité

Les groupes qui ont reçu des unités de conformité peuvent les mettre en réserve pour les utiliser dans les années suivantes jusqu’à l’année de conformité 2049 inclusivement, ou jusqu’à cinq ans après l’émission de l’unité de conformité, selon la première de ces éventualités. Cependant, les groupes ne peuvent pas emprunter des unités de conformité des années à venir.

Cogénération

Comme pour tous les groupes visés par le Règlement, les groupes qui produisent de l’énergie thermique utile (groupes de cogénération) sont seulement assujettis à l’interdiction au cours des années civiles pendant lesquelles l’installation où est situé le groupe a un solde de fourniture en électricité positif à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC. De plus, la LÉA d’un groupe de cogénération est fondée sur la capacité de production d’électricité du groupe, qu’elle soit démontrée à l’aide d’un essai de rendement de la puissance brute maximale ou déclarée par l’exploitant du réseau électrique.

Un élément qui demeure le même que dans le projet de règlement : pour tout groupe qui produit de l’énergie thermique utile (p. ex., de la vapeur qui n’est pas utilisée pour produire de l’électricité), il est possible de soustraire de ses émissions annuelles totales les émissions attribuées à la production de cette énergie thermique utile.

Pour les années de conformité de 2035 à 2049, aux fins de la détermination de la conformité à leur LÉA, les groupes de cogénération existants (mis en service avant le 1^er janvier 2025, ou ceux qui se qualifient comme des groupes prévus) pourront déduire les émissions attribuées à la production d’électricité qui est utilisée sur place des émissions totales du groupe. Cette déduction n’est pas possible pour les nouveaux groupes (mis en service à compter du 1^er janvier 2025 et qui ne sont pas des groupes prévus). À compter de 2050, la déduction ne sera plus possible pour les groupes existants et prévus.

Urgences

Les émissions du groupe lors de situations d’urgence peuvent être déduites des émissions totales pour le groupe pendant une année de conformité, si certaines conditions sont réunies. De plus, la production d’électricité lors de situations d’urgence peut être déduite du solde de fourniture d’une installation. Les déductions possibles pendant cette période ne sont pas prises en compte pour le calcul d’une LÉA d’un groupe (c’est-à-dire la LÉA sera toujours calculée pour 8 760 heures).

Pendant une situation d’urgence, l’exploitant du réseau électrique peut donner la directive de faire fonctionner un groupe s’il y a interruption, ou un risque important d’interruption, de l’approvisionnement en électricité de la province (ou une province ou un état contigu) où le groupe est situé. Cette interruption, ou ce risque important d’interruption doit avoir été déclenché par la situation d’urgence. La personne responsable doit aviser le ministre dans les sept jours après avoir reçu la directive de poursuivre les opérations. Il existe deux types de situations d’urgence :

un cas de force majeure, déterminé par l’exploitant du réseau électrique, qui est naturel ou découle d’activités humaines. Le cas de force majeure doit être indépendant de la volonté de l’exploitant du réseau électrique et de la personne responsable du groupe;
un risque pour la santé et la sécurité humaines, peu importe la durée, déterminé par le ministre de l’Environnement.

Les déductions d’émissions et de fourniture au réseau sont seulement permises si la production d’électricité du groupe atténue, ou aide de façon importante à atténuer l’interruption ou le risque d’interruption de l’approvisionnement en électricité. La déduction peut être faite pour une période maximale de 30 jours ou jusqu’à la fin de l’interruption ou du risque d’interruption. La personne responsable du groupe peut demander une prolongation au ministre de l’Environnement avant la fin du délai de 30 jours si les conditions découlant de la situation d’urgence persistent. Si une prolongation est accordée par le ministre, la période de déduction sera prolongée pour une période établie dans le Règlement. Si la demande est refusée, la déduction sera prolongée de 15 jours après le 30^e jour ou jusqu’à ce que la directive de l’exploitant du réseau électrique de poursuivre les opérations cesse de s’appliquer, selon la première de ces éventualités.

Les groupes pour lesquels une déclaration de fourniture nette au réseau a été soumise doivent également respecter les exigences d’une situation d’urgence pour bénéficier de la déduction de leur fourniture nette au réseau en raison d’une situation d’urgence.

Vecteurs énergétiques

Les émissions totales d’un groupe comprennent toutes les émissions associées à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, ce qui comprend les émissions de CO₂ provenant de la combustion directe de combustibles fossiles par le groupe ainsi que les émissions de CO₂ provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur achetée ou transférée qui sont utilisées par le groupe pour produire de l’électricité. Dans le Règlement, ces sources indirectes d’émissions de CO₂ sont appelées des « vecteurs énergétiques ». Les vecteurs énergétiques peuvent être convertis en d’autres formes d’énergie comme l’électricité. La production d’hydrogène à partir de gaz naturel serait un exemple de production d’un vecteur énergétique à partir de combustibles fossiles visés par le Règlement. Les émissions sont attribuables au groupe conformément au Règlement même si les vecteurs énergétiques sont produits en dehors du groupe.

Pour plus de clarté, les émissions associées aux vecteurs énergétiques ne comprennent pas les émissions en amont de la production du vecteur énergétique. Par exemple, les émissions associées à la production de gaz naturel/matières premières gazeuses servant à produire de l’hydrogène par l’entremise du reformage du méthane à la vapeur, ou les émissions associées à la production d’électricité utilisée pour produire de l’hydrogène au moyen de l’électrolyse, ne sont pas incluses.

Comptabilité indirecte pour le gaz naturel renouvelable

Les émissions totales du groupe excluent les émissions associées à la combustion de biomasse, y compris le gaz naturel renouvelable (GNR), produites directement par le groupe.

Les émissions totales du groupe excluront également les émissions de GNR qui est incorporé dans un réseau de gazoduc nord-américain physiquement relié au groupe qui utilise ce combustible, si le volume de GNR est précisé dans une entente contractuelle et que toutes les conditions applicables du Règlement sont respectées. Ce type de système de comptabilité indirecte reconnaît le caractère carboneutre des combustibles à faible émission achetés à des fins de conformité sans exiger que toutes les molécules du combustible soient brûlées directement par le groupe de production d’électricité.

Enregistrements et rapports

Le Règlement exige que tous les groupes qui répondent aux critères d’applicabilité soumettent un rapport d’enregistrement. Les critères d’applicabilité sont qu’un groupe i) a une capacité de 25 MW ou plus, ii) génère de l’électricité à l’aide de combustibles fossiles et iii) est connecté à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC. Le rapport d’enregistrement doit être présenté au plus tard le 31 décembre 2025 ou 60 jours suivant la date à laquelle le groupe a satisfait aux trois critères d’applicabilité, selon la plus tardive des deux dates. Le rapport d’enregistrement comprend des renseignements tels que l’identification de la personne responsable, l’emplacement et le nom du groupe et de l’installation, un diagramme de processus du groupe, y compris la date de mise en service de chaque chaudière ou moteur à combustion, la date de mise en service du groupe et la capacité de production d’électricité du groupe. Le cas échéant, les documents démontrant qu’un groupe est en fait un groupe planifié doivent être présentés avec le rapport d’enregistrement.

L’obligation de présenter des rapports sur les émissions et des rapports de rapprochement s’applique à compter de l’année civile durant laquelle l’interdiction commence à s’appliquer au groupe. La seule exception à ce délai (c’est-à-dire de l’année civile au cours de laquelle l’interdiction commence à s’appliquer) concerne un rapport de rapprochement abrégé dans le cas d’un groupe qui détient des unités de conformité transférables ou non transférables au cours d’une année civile avant que l’interdiction ne commence à s’appliquer à ce groupe.

Le Règlement exige que tous les groupes situés dans une installation qui a un solde de fourniture en électricité positif à un réseau électrique réglementé par la NERC et qui est assujettie à une LÉA au cours d’une année de conformité, soumettent un rapport annuel sur les émissions au plus tard le 1^er juin de l’année suivant l’année de conformité. Le rapport sur les émissions comprend tous les renseignements relatifs à la fourniture nette de l’installation, au total des émissions annuelles du groupe pendant l’année de conformité, ainsi que les renseignements requis pour l’octroi d’unités de conformité. Ces mêmes groupes doivent également présenter un rapport de rapprochement annuel au plus tard le 15 décembre de l’année suivant l’année de conformité, et ce rapport doit comprendre des renseignements sur les crédits compensatoires canadiens remis, des renseignements sur les unités de conformité qui sont remises ou mises en réserve, ainsi que des renseignements sur les unités de conformité échangeables qui ont été remises ou reçues. Pour plus de clarté, les émissions totales déclarées dans le rapport sur les émissions peuvent dépasser la LÉA du groupe, tant que les unités nécessaires sont indiquées comme étant remises dans le rapport de rapprochement pour tenir compte de la différence. La remise doit se faire conformément aux règles et aux limites relatives à l’utilisation de chacun des crédits compensatoires canadiens et des unités de conformité.

Dans le cas des groupes pour qui l’interdiction a commencé à s’appliquer, si le groupe se trouve dans une installation qui n’a pas un solde de fourniture en électricité positif et qui n’est pas assujettie à une LÉA au cours d’une année de conformité, alors un rapport abrégé sur les émissions est requis et doit comprendre tous les renseignements relatifs à la fourniture nette de l’installation. Ces groupes doivent quantifier leurs émissions et conserver tous les documents pertinents, mais ils ne sont pas tenus de déclarer ces émissions. Un rapport de rapprochement abrégé est également requis pour tout groupe qui détient des unités de conformité transférables ou non transférables au cours d’une année civile, comme il est mentionné plus haut. Le rapport abrégé sur les émissions et le rapport de rapprochement abrégé doivent être soumis au plus tard le 1^er juin et le 15 décembre, respectivement, de l’année suivant celle qui fait l’objet du rapport.

Si l’intention est de maintenir un solde de fourniture de zéro ou moins dans une installation où se trouve le groupe, alors la personne responsable de ce groupe peut choisir de présenter au ministre une déclaration de solde de fourniture pour le groupe. La déclaration doit être présentée dans les 12 mois avant que l’interdiction ne s’applique au groupe. Tant que l’installation n’a pas un solde de fourniture positif, le groupe est exempté de la quantification de ses émissions. Il est tout de même nécessaire de soumettre un rapport abrégé sur les émissions comprenant des renseignements sur le solde de fourniture net de l’installation, y compris toute déduction applicable en cas d’urgence. L’exemption prend fin le 31 décembre de l’année civile précédant celle au cours de laquelle le solde de fourniture net de l’installation est supérieur à zéro et à ce moment-là, toutes les exigences relatives à la quantification et à la déclaration commencent à s’appliquer.

Erreurs et omissions

Si, en raison d’une erreur ou d’une omission, un trop grand nombre d’unités de conformité ont été émises à un groupe, la personne responsable du groupe remet au ministre de l’Environnement un nombre de crédits de remplacement égal à la différence entre le nombre d’unités de conformité émis et le nombre qui aurait dû être émis. Les crédits de remplacement doivent être remis dans l’ordre de préséance suivant :

Les unités de conformité émises pour le même groupe et pendant la même année civile au cours de laquelle il y a eu erreur ou omission;
Si le nombre d’unités de conformité est insuffisant, toute autre unité de conformité détenue par ce groupe le jour où l’avis d’erreur ou d’omission a été présenté au ministre;
Si le groupe détient un nombre insuffisant d’unités de conformité, comme il est indiqué ci-dessus, la personne responsable peut remettre :
- tout crédit compensatoire canadien émis pour des réductions ou des suppressions d’émissions qui ont eu lieu au plus tard huit ans avant l’année civile au cours de laquelle le crédit compensatoire canadien est remis et ne doit pas dépasser la limite d’utilisation d’unités de conformité du groupe pour l’année civile en cause,
- toute unité de conformité transférable émise au plus tard cinq ans avant l’année civile au cours de laquelle elle est remise si cette unité a été émise à un groupe qui relève du même exploitant de réseau électrique.

Si la personne responsable n’est pas en mesure d’obtenir un nombre suffisant d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens pour s’acquitter de l’obligation de remise, elle doit remettre le nombre de crédits de remplacement qu’elle peut obtenir au cours des années subséquentes jusqu’à ce que le nombre de crédits de remplacement remis soit égal au nombre d’unités de conformité émis par erreur.

Modifications connexes

Le Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement est modifié pour ajouter certaines dispositions du Règlement dans l’annexe pertinente. Lorsqu’il y a contravention aux dispositions désignées et que le contrevenant est condamné, ce dernier s’expose aux amendes minimales et à des amendes maximales plus élevées. Les infractions choisies pour la désignation sont celles comportant un dommage direct ou un risque de dommage à l’environnement ou une entrave à l’exercice d’un pouvoir.

De plus, l’article 3 du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel est également modifié de façon à ce que la limite d’émissions prévue par ce règlement ne s’applique pas si le même groupe est assujetti à une limite d’émissions prévue par le Règlement.

Le Règlement contient des dispositions qui abrogeront à terme le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au du gaz naturel et le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le Règlement contribuera fortement à réduire les émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité fournie au réseau électrique réglementé par la NERC afin de protéger la santé et l’environnement des Canadiens. Par conséquent, le Règlement est essentiel aux engagements de carboneutralité du Canada. Depuis mars 2022, le Ministère s’est beaucoup investi pour comprendre les points de vue d’un large éventail de parties intéressées. Au nombre des parties intéressées figurent les sociétés de services d’électricité, les gouvernements provinciaux et territoriaux, les groupes autochtones, les associations de l’industrie, les organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE), les syndicats et les organisations syndicales, les chercheurs et les universitaires dans les domaines du changement climatique ou de l’énergie, ainsi que le grand public. Plus de 300 réunions et 7 webinaires ont été organisés avec plus de 300 parties intéressées. Au total, le Ministère a reçu plus de 850 soumissions uniques et plus de 18 000 courriels sur la proposition de règlement dans le cadre de plusieurs campagnes épistolaires.

Afin de solliciter de l’expertise, le Ministère a entamé des consultations avec des experts et de nombreux entrepreneurs en analyse technique. Après la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, le ministère a organisé des tournées régionales avec des réunions en personne. Au cours de ces consultations, les provinces et les parties intéressées ont présenté de nouvelles données probantes indiquant que le projet de règlement, dans sa forme actuelle, aurait eu une incidence importante sur la fiabilité du réseau. En réponse à ces données probantes, des changements importants ont été apportés à la conception du Règlement afin d’accorder plus de latitude, notamment par des modifications à l’interdiction qui introduisent une LÉA (en tonnes de CO₂) pour chaque groupe en fonction de la capacité de production d’électricité de chacun, en permettant une utilisation limitée des crédits compensatoires canadiens et par le ralliement des groupes pour l’utilisation des unités de conformité. Ces changements favorisent une transition vers une carboneutralité plus abordable et plus fiable tout en tenant compte des différents points de départ des différentes régions du Canada et en continuant de réduire considérablement les émissions.

Consultations préalables à la publication du projet de règlement

En mars 2022, le document de travail pour une norme sur l’électricité propre a été publié pour décrire les principes généraux et la portée d’une norme sur l’électricité propre. Les parties intéressées étaient invitées à soumettre leurs commentaires au plus tard le 15 avril 2022. En mars 2022, le Ministère a également tenu un webinaire Ouvrir la boucle pour passer en revue le document de travail et partager les plans de mobilisation du Ministère. Le Ministère a reçu un appui général aux principes clés qui ont guidé l’élaboration du Règlement, à savoir la réduction des émissions, tout en examinant attentivement les répercussions que les mesures de réduction des émissions pourraient avoir sur la fiabilité et l’abordabilité.

Une deuxième ronde de mobilisation et de consultation a commencé en juillet 2022, avec la publication du cadre réglementaire proposé pour le règlement sur l’électricité propre, qui donnait un aperçu de la conception de la réglementation proposée. Les parties intéressées étaient invitées à soumettre leurs commentaires au plus tard le 17 août 2022.

À la suite de ces consultations, plus de 330 soumissions sur la proposition ont été reçues et analysées pour éclairer l’élaboration du projet de règlement.

Un résumé de ces soumissions et une description de la façon dont les commentaires ont été pris en compte dans l’élaboration du projet de règlement se trouvent dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation pour le projet de règlement publié dans la Gazette du Canada, Partie I.

Consultations sur le projet de règlement publiées dans la Gazette du Canada, Partie I

Le 19 août 2023, le projet de règlement a été publié dans la Gazette du Canada, Partie I, suivi d’une période de consultation publique de 75 jours.

Au cours de cette période de commentaires, le Ministère a reçu plus de 600 soumissions uniques. Le Ministère a également tenu des webinaires à l’échelle nationale, auxquels ont assisté plus de 550 participants, des réunions avec plus de 75 organisations, y compris des producteurs d’électricité, des services publics, des représentants des gouvernements provinciaux, des organisations non gouvernementales, des universitaires et des groupes autochtones, ainsi que des rencontres en personne avec l’Alberta, la Saskatchewan, l’Ontario, la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick.

Tout au long de la période de consultation suivant la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada, les membres de l’industrie et certains gouvernements provinciaux étaient principalement préoccupés par la limite d’intensité des émissions de 30 t/GWh, appelée « norme de rendement annuelle » dans la Partie I de la Gazette du Canada. Il aurait été interdit aux groupes d’émettre du CO₂ au-delà de cette limite. Cette limite d’intensité d’émission était perçue comme trop stricte. Les gouvernements provinciaux et les services publics des régions ayant des centrales électriques émettrices ont soulevé des préoccupations quant au fait que les différences régionales et les divers bouquets énergétiques entre les provinces n’ont pas été adéquatement pris en compte dans la conception de la réglementation proposée. Ils ont également fait remarquer que certaines provinces auraient beaucoup de difficulté à se conformer au projet de règlement tel qu’il est proposé. Les parties intéressées ont soulevé des préoccupations à l’égard du calendrier, indiquant que le projet de règlement, dans sa forme actuelle, entraînerait une perte d’investissement pour les services publics dont les investissements sont en cours, car les groupes prévus (« en route ») n’étaient pas conçus pour se conformer au projet de règlement proposé.

Ces préoccupations, qui ont été soulignées par le Conseil consultatif canadien de l’électricité et appuyées par des preuves convaincantes soumises par les provinces et les parties intéressées, ont servi de base à la restructuration du projet de règlement en une interdiction fondée sur une LÉA, avec une gamme de flexibilités en matière de conformité.

À cette fin, le 16 février 2024, le Ministère a publié une mise à jour publique relative au Règlement sur l’électricité propre (PDF) (Mise à jour publique), décrivant « ce que nous avons entendu » pendant et après la période de commentaires de la Gazette du Canada, Partie I. La Mise à jour publique signalait également plusieurs changements clés que le Ministère envisageait pour la conception réglementaire finale, y compris un éventuel passage d’une interdiction fondée sur l’intensité des émissions d’un groupe (en tonnes de CO₂/GWh) à une interdiction fondée plutôt sur les émissions d’un groupe (une LÉA en tonnes de CO₂), en fonction de l’intensité des émissions applicable et adaptée à la capacité de production d’électricité de chaque groupe.

La publication de la mise à jour publique a été suivie d’une période de consultation publique de 30 jours afin de recueillir des commentaires sur les orientations et les changements potentiels à l’étude pour la conception finale de la réglementation. Au cours de cette période, le Ministère a reçu plus de 135 soumissions uniques communiquant dans l’ensemble un large appui aux changements à l’étude, mais bon nombre des parties voulaient plus de détails, comme les éventuelles valeurs des paramètres. À la suite de la publication de la Mise à jour publique, le Ministère a tenu des réunions avec les gouvernements provinciaux et territoriaux, les services publics, les ONGE, les universitaires et les parties intéressées de l’industrie du secteur de l’électricité. Ces réunions comprenaient de nombreux ateliers techniques entre avril et juillet 2024.

Le Ministère a en outre exposé ses hypothèses et présenté ses résultats de modélisation à des experts techniques des gouvernements provinciaux et territoriaux, du milieu universitaire, des services publics, des ONGE et des exploitants de réseaux d’électricité pour aider à valider et à améliorer sa modélisation. Le Ministère a également fourni de l’information pour permettre à ces parties externes d’effectuer leur propre modélisation relative aux répercussions de la conception réglementaire proposée. Outre la collaboration en matière de modélisation avec les parties intéressées, le Ministère a commandé une modélisation et une analyse technique de tierces parties en vue d’effectuer une vérification supplémentaire de l’exactitude de la modélisation du secteur de l’électricité. La modélisation par les tiers et la modélisation fédérale du Règlement (y compris les répercussions sur les émissions, les scénarios de charge, les coûts du système, les répercussions sur les tarifs, les changements prévus dans les bouquets énergétiques au fil du temps) ont été communiquées aux parties intéressées, y compris celles du secteur de l’électricité, ainsi que les gouvernements provinciaux et territoriaux.

Ensemble, l’étendue et la nature approfondie de ces activités de consultation ont contribué à éclairer l’élaboration et la conception finale du Règlement.

Analyse et réponses aux commentaires des parties intéressées à la suite de la publication du projet de règlement dans la Gazette du Canada, Partie I

À la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, le Ministère a obtenu les commentaires d’un large éventail de parties intéressées du secteur de l’électricité, ainsi que des provinces et des territoires, de groupes autochtones, d’ONGE, d’universitaires et de citoyens. La plupart des parties intéressées ont exprimé leur appui envers l’objectif global du gouvernement du Canada d’interdire les émissions excessives provenant de la production d’électricité fournie au réseau électrique réglementé par la NERC et d’établir un réseau électrique carboneutre comme élément fondamental de la transition vers une économie carboneutre d’ici 2050. Dans l’ensemble, elles ont aussi reconnu la nécessité d’avoir une réglementation qui appuie la décarbonisation du réseau électrique du Canada, et ce, de manière à minimaliser les répercussions sur l’abordabilité et la fiabilité de l’électricité. Un soutien a également été exprimé en faveur des engagements réglementaires de base du projet de règlement, notamment une interdiction neutre du point de vue technologique des émissions excessives avec assouplissements, afin que les exploitants de réseaux et les services publics puissent continuer de recourir, dans une certaine mesure, à une production à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions pour soutenir l’abordabilité et la fiabilité pendant la transition vers une production peu ou non émettrice.

De nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité ainsi que certaines provinces ont soulevé des inquiétudes quant à la rigueur de l’interdiction prévue dans le projet de règlement et à d’éventuelles répercussions sur l’abordabilité et la fiabilité de l’électricité. Le thème principal recensé auprès des parties intéressées était la nécessité de disposer d’une plus grande marge de manœuvre pour répondre aux exigences réglementaires. Parallèlement, de nombreuses ONGE et des Canadiens intéressés ont exprimé leur inquiétude quant au recours continu à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions et ont demandé la mise en place de limites réglementaires plus strictes sur les émissions de dioxyde de carbone afin d’accélérer la transition vers un réseau électrique carboneutre à l’appui des objectifs climatiques du Canada.

Une vaste consultation et une modélisation à jour ont permis de démontrer que le projet de règlement, tel qu’il avait été rédigé, aurait vraisemblablement eu une incidence négative sur la fiabilité et l’abordabilité de l’électricité dans certaines provinces au Canada. Compte tenu de l’importance d’un réseau électrique fiable et abordable pour l’économie, la santé et la sécurité des Canadiens et de la décarbonation d’autres secteurs de l’économie canadienne pour l’atteinte de leurs objectifs de carboneutralité, le Ministère a proposé d’autres modifications au projet de règlement afin d’offrir des assouplissements, tout en maintenant l’objectif principal de parvenir à d’importantes réductions des émissions. Cela a également l’avantage secondaire de soutenir une transition plus fiable et plus abordable vers un réseau électrique carboneutre.

Un résumé des préoccupations soulevées par les parties intéressées ainsi que de la façon dont le Ministère a répondu à ces préoccupations est présenté dans les sous-sections ci-dessous.

Ajuster la conception réglementaire pour plus de flexibilité

De nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité ainsi que certaines provinces ont affirmé que la limite d’intensité des émissions de 30 t/GWh du projet de règlement était trop stricte et que la conception réglementaire globale devait prévoir des assouplissements pour les exploitants de groupes. De plus, on s’est inquiété du fait que, pour respecter la limite exprimée en moyenne annuelle, un groupe devrait fonctionner en deçà de cette limite de manière assez constante, ce qui laisserait peu de marge de manœuvre pour les écarts d’exploitation. Il s’agissait d’une préoccupation particulière pour les groupes dotés de systèmes de CSC, pour lesquels la constance d’un niveau de rendement élevé n’a pas encore été prouvée.

Pour tenir compte des préoccupations relatives à la rigueur d’une interdiction applicable aux émissions de CO₂ fondée sur une limite d’intensité des émissions et pour assurer plus de flexibilité, l’interdiction prévue au Règlement est maintenant une interdiction applicable aux émissions de CO₂ fondée sur une approche ciblant les émissions absolues (c’est-à-dire par tonnes d’émissions de CO₂ par année), qui est devenue la LÉA. La LÉA remplace la limite d’intensité des émissions (tonnes d’émissions de CO₂ par GWh d’électricité). Tous les groupes visés par l’interdiction devront se conformer à une LÉA pour chaque groupe, calculée en fonction de la capacité de production d’électricité du groupe et de l’intensité des émissions prescrite. Effectivement, cette LÉA représente la quantité totale des émissions que le groupe produirait au cours d’une année s’il fonctionnait en tout temps à l’intensité d’émissions prévue.

Cette approche offre beaucoup plus de flexibilité que ce qui était permis en vertu du projet de règlement, puisque les groupes n’auront pas à respecter une limite d’intensité annuelle précise, mais devront plutôt éviter d’émettre du CO₂ au-delà de leur LÉA qui est ajustée à la capacité de chaque groupe. Cette approche fournit aux personnes responsables davantage d’assouplissements, comme la possibilité de réduire les heures d’exploitation au cours d’une année si l’intensité des émissions d’un groupe est beaucoup plus élevée que l’intensité d’émissions applicable. Les personnes responsables peuvent également choisir des améliorations en efficacité ou des technologies d’atténuation (comme le captage de carbone ou les mélanges avec des carburants à faible teneur en carbone) pour se conformer aux exigences réglementaires qui leur sont propres, car toute amélioration de l’intensité d’émissions d’un groupe signifie que celui-ci peut être exploité pendant un plus grand nombre d’heures par année. Une approche ciblée pour les groupes de cogénération a également été ajoutée.

Le fait de modifier la conception réglementaire de l’interdiction permet au Règlement d’inclure une gamme de nouveaux assouplissements qui ne faisaient pas partie du projet de règlement. Les assouplissements supplémentaires permettent à un groupe de se conformer à sa LÉA. Parmi ces assouplissements supplémentaires figurent les suivants : crédits compensatoires canadiens, constitution de réserves et unités de conformité transférables (« mise en commun »). En transférant et en remettant des unités de conformité, les émissions des groupes dont les émissions sont supérieures à leur LÉA peuvent être équilibrées par des groupes dont les émissions sont inférieures à leur LÉA.

La rétroaction relative à la nouvelle approche fondée sur une LÉA a été en grande partie positive, et la plupart des parties intéressées la considèrent comme une amélioration par rapport à la norme de rendement du projet de règlement fondée sur l’intensité des émissions.

Modifier l’intensité des émissions applicable

Les parties intéressées de l’industrie et de certains gouvernements provinciaux craignaient que l’interdiction relative à la norme d’intensité des émissions de 30 t/GWh soit trop difficile à respecter d’ici 2035 pour les groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles, malgré les technologies d’atténuation comme le CSC, compte tenu du rendement actuel de ces technologies. Malgré le projet de règlement autorisant une exemption temporaire allant jusqu’à 40 t/GWh pour les groupes munis d’un système de CSC, les parties intéressées ont indiqué que l’incertitude relative à la capacité des technologies de CSC de se conformer à l’interdiction proposée pourrait involontairement décourager les investissements dans cette technologie. Par conséquent, de nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité et certaines provinces ont souligné la nécessité de réduire le risque pour les exploitants qui mettent en œuvre des systèmes de CSC, étant donné que les exigences opérationnelles visant à maintenir un réseau électrique fiable pourraient nuire à leur capacité de se conformer au projet de règlement. Bon nombre de ces parties intéressées ont plaidé en faveur d’une interdiction moins stricte et ont suggéré que le fait de permettre le recours aux crédits compensatoires, dans une certaine mesure, pourrait aider à réduire le risque pour les entreprises qui envisagent d’investir dans le CSC.

Pour donner suite à ces préoccupations concernant la rigueur du Règlement et les répercussions possibles sur l’abordabilité et la fiabilité du réseau, en plus de la transition d’une limite d’intensité des émissions vers une limite d’émission annuelle, l’intensité des émissions applicable a été assouplie. Alors que le projet de règlement comportait une interdiction relative à la norme d’intensité des émissions de 30 t/GWh pour un groupe, la limite d’émission annuelle dans le Règlement est fondée sur une intensité des émissions applicable de 65 t/GWh jusqu’en 2050. De plus, la souplesse offerte par l’utilisation des crédits compensatoires canadiens permet à un groupe de dépasser sa limite d’émission annuelle en fonction d’une quantité limitée de crédits compensatoires déterminée d’après une intensité des émissions applicable de 35 t/GWh et propre à chaque groupe selon sa capacité de production d’électricité jusqu’en 2050. À compter de 2050, la limite d’émission annuelle reposera sur une intensité des émissions de 0 t/GWh, et sera assortie d’une allocation de crédits compensatoires fondée sur une intensité des émissions applicable de 42 t/GWh.

La modélisation ministérielle a montré que l’utilisation d’une intensité des émissions applicable de 65 t/GWh, de concert avec les diverses autres mesures d’assouplissement incluses dans le Règlement, permettrait d’atténuer les répercussions possibles sur la fiabilité du réseau et l’abordabilité de l’électricité, tout en réduisant considérablement les émissions dans le secteur. Certaines parties intéressées ont plaidé en faveur d’une intensité des émissions encore moins stricte, soit 100 t/GWh ou plus. Bien que cette option ait été envisagée, la modélisation ministérielle a indiqué que le fait d’augmenter à 100 t/GWh l’intensité des émissions applicable utilisée pour établir la limite d’émission annuelle, au lieu de recourir dès le départ à l’approche prévue par le Règlement visant une intensité des émissions applicable inférieure, soit 65 t/GWh, assortie d’assouplissements en matière de conformité, pourrait entraîner une baisse de la réduction des émissions d’environ 20 à 25 % tout en réduisant de moins de 10 % les coûts totaux associés au réseau, ce qui générerait des avantages minimaux pour les tarifs d’électricité et des effets négligeables sur la fiabilité du réseau.

Permettre une utilisation limitée des crédits compensatoires

Pour donner suite aux préoccupations concernant les difficultés à se conformer à l’interdiction prévue par le Règlement, les groupes réglementés peuvent remettre les crédits compensatoires admissibles (c’est-à-dire les « crédits compensatoires canadiens » dans le Règlement, qui comprennent les crédits compensatoires fédéraux reconnus aux fins d’utilisation dans le système de tarification fondé sur le rendement du gouvernement fédéral). Les crédits compensatoires canadiens admissibles à la remise représentent des réductions ou des suppressions vérifiables des émissions. Afin de se conformer à l’interdiction, un groupe peut remettre une quantité limitée de crédits compensatoires canadiens en fonction de l’intensité des émissions applicable (35 t/GWh jusqu’à 2050 et 42 t/GWh par la suite) et d’après la capacité de production d’électricité d’un groupe. Avant 2050, la combinaison de la limite d’émission annuelle, fondée sur une intensité des émissions de 65 t/GWh, et de l’assouplissement au moyen de crédits compensatoires canadiens, fondés sur une norme de rendement de 35 t/GWh en matière d’intensité des émissions, donne suite aux demandes de nombreuses parties intéressées à l’égard d’une interdiction relative à la norme de 100 t/GWh pour l’intensité des émissions d’un groupe.

Les crédits compensatoires peuvent soutenir la fiabilité des réseaux électriques en offrant aux groupes davantage de souplesse en vue de se conformer aux normes réglementaires, sans augmenter les émissions nettes au Canada ou engager des coûts d’investissement liés à la construction de nouvelles capacités de production. L’accès aux crédits compensatoires peut également favoriser la confiance de l’industrie et des investisseurs à l’égard d’investissements dans des technologies en croissance, comme le CSC, puisque l’utilisation des crédits compensatoires constitue une option supplémentaire en matière de conformité et permet de poursuivre l’exploitation si une technologie n’offre pas le rendement attendu. En général, les parties intéressées appuient l’inclusion des crédits compensatoires, mais ont exprimé des préoccupations quant à la disponibilité des crédits compensatoires admissibles dans l’avenir.

Le Ministère s’attend à ce que des crédits compensatoires soient à la disposition des parties réglementées. D’après la modélisation ministérielle, le nombre de crédits compensatoires utilisés comme option d’assouplissement en matière de conformité en vertu du Règlement serait relativement faible compte tenu de la flexibilité considérable prévue par les autres dispositions du Règlement et étant donné que les autres options en matière de conformité devraient coûter moins cher que l’achat de crédits compensatoires admissibles. Cette même modélisation indique que la demande de crédits compensatoires canadiens ne commencera à augmenter que pour satisfaire à l’exigence de carboneutralité en 2050, ce qui donne 25 ans aux marchés de crédits compensatoires canadiens pour évoluer. Il convient de noter que l’enregistrement des projets dans le système fédéral est à la hausse (le Régime de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre du Canada a été lancé en 2022, et 30 projets y sont enregistrés), et les premiers crédits devraient être émis au début de 2025. De plus, plusieurs politiques créent déjà une demande de crédits compensatoires, et on peut s’attendre à ce que cette demande augmente au fil de la transition des gouvernements vers un réseau électrique carboneutre. Dans ce contexte, le Ministère demeure convaincu que l’offre de crédits compensatoires suffira à répondre à la demande créée par le Règlement.

Concernant l’utilisation de crédits compensatoires, les parties intéressées ont demandé si plusieurs crédits compensatoires seraient nécessaires pour compenser la même tonne d’émissions et respecter ainsi les exigences prévues par d’autres régimes juridiques. Les parties intéressées de l’industrie ont soutenu que la même tonne d’émissions ne devrait pas être compensée plusieurs fois pour se conformer aux obligations légales qui se chevauchent. Par conséquent, le Règlement permet l’utilisation des crédits compensatoires admissibles pour respecter les obligations qui se chevauchent aux termes des régimes de tarification du carbone et du Règlement, sous réserve du respect des conditions énoncées dans le Règlement (voir aussi la section « Coopération et harmonisation en matière de réglementation »).

Soutenir la transition vers un réseau électrique carboneutre

Certains services publics d’électricité et gouvernements provinciaux ont exprimé des préoccupations quant au fait que l’atteinte de la carboneutralité d’un réseau électrique d’ici 2035 était irréaliste sur leur territoire et pourrait nuire à la fiabilité et à l’abordabilité du réseau, et que l’atteinte de la carboneutralité d’un réseau d’ici 2050 serait plus réaliste et conforme aux objectifs des gouvernements provinciaux.

Alors que le projet de règlement ne prescrivait pas l’atteinte de la carboneutralité d’un réseau électrique dans un délai particulier, le Règlement contribue à mettre le Canada sur la bonne voie d’ici 2035 pour atteindre ses objectifs de réseau électrique carboneutre et d’économie carboneutre d’ici 2050. Le Règlement fait ceci en faisant passer l’intensité des émissions applicable sur laquelle la limite d’émission annuelle est fondée de 65 t/GWh entre 2035 et 2050 à 0 t/GWh en 2050, permettant ainsi d’attendre un réseau électrique carboneutre.

En 2050, on prévoit une augmentation de l’allocation de crédits compensatoires canadiens en fonction d’une intensité des émissions applicable de 42 t/GWh, ce qui soutient la transition du secteur de l’électricité vers la carboneutralité d’ici 2050 en appuyant la fiabilité du réseau. La réduction des émissions du réseau électrique s’inscrit dans l’atteinte de la carboneutralité à l’échelle de l’économie d’ici 2050 et s’aligne sur les objectifs énoncés par presque toutes les parties intéressées. Bien que l’exigence relative à la limite d’émission annuelle en 2050 accroisse la rigueur globale par rapport au projet de règlement, elle est compensée par l’augmentation de l’intensité des émissions applicable (c’est-à-dire une diminution de la rigueur) pour la période allant de 2035 à 2049 par rapport au projet de règlement et par des assouplissements supplémentaires en matière de conformité.

Recours continu à la capacité existante de production d’électricité à partir de combustibles fossiles et fiabilité de la production

De nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité et certaines provinces ont exprimé leur besoin de continuer à utiliser des groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions pour assurer une transition fiable et abordable vers un réseau électrique carboneutre. Ces parties intéressées ont également exprimé des préoccupations quant au fait que les dispositions relatives à la durée de vie réglementaire de 20 ans pour les groupes existants dans le projet de règlement étaient trop courtes et entraîneraient le retrait du service de certains groupes avant que d’autres groupes à faibles émissions et sans émission puissent être construits pour les remplacer. À l’inverse, les ONGE et de nombreuses parties intéressés au sein de la population canadienne ont demandé que les dispositions relatives à la fin de vie réglementaire maintiennent une période de 20 ans ou raccourcissent cette période afin d’accélérer la réduction des émissions dans le secteur.

La transition de l’interdiction relative à l’intensité des émissions d’un groupe vers l’interdiction relative aux émissions d’un groupe, soit la limite d’émission annuelle, atténue en grande partie les préoccupations concernant les mises hors services anticipées forcées puisque les groupes sans dispositif de réduction des émissions qui ont atteint leur fin de vie réglementaire peuvent continuer d’être exploités dans une certaine mesure. Les dispositions d’assouplissement visant les groupes d’alimentation de pointe dans le projet de règlement auraient permis un facteur de capacité d’au plus 5 %. Maintenant, toutefois, la limite d’émission annuelle et l’utilisation des crédits compensatoires admissibles aux termes du Règlement permettent un facteur de capacité d’au plus 20 % pour un groupe d’alimentation de pointe. Le Ministère a également donné suite à ces préoccupations en prolongeant les dispositions relatives à la durée de vie réglementaire, qui passent de 20 à 25 ans.

Certaines parties intéressées ont continué de défendre une durée de vie réglementaire plus longue, soit 30 ans. Bien que cette option ait été envisagée, une durée de vie réglementaire de 30 ans ferait en sorte que les groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles mis en service entre 2020 et 2025 pourraient continuer d’être exploités sans dispositif de réduction des émissions en 2050 ou plus tard. Cela ne correspondrait pas à l’objectif de carboneutralité d’ici 2050 à l’égard duquel le Canada et de nombreux gouvernements provinciaux se sont engagés aux termes de l’Accord de Paris. La modélisation ministérielle a également montré que la durée de vie réglementaire de 30 ans aurait entraîné une baisse considérable des réductions d’émissions (de 17 à 21 %) et n’aurait que très peu réduit les coûts associés au réseau électrique (de l’ordre de 1 %). En revanche, une durée de vie réglementaire de 25 ans demeure souple, favorise une transition fiable et abordable vers un réseau électrique carboneutre en donnant aux groupes existants de production d’électricité à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions plus de temps pour se conformer à l’interdiction prévue par le Règlement, et appuie l’objectif commun d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050.

Offrir des assouplissements aux groupes déjà en développement (groupes planifiés)

Des parties intéressées du secteur de l’électricité et de certaines provinces ont également informé le Ministère que la mise en service de plusieurs groupes planifiés, qui devaient être mis en service avant 2025, avait été retardée en raison de pénuries de matériel et de main-d’œuvre hors de leur contrôle direct. Ces parties intéressées ont fait valoir que la date de démarcation proposée établie au 1^er janvier 2025 (qui permet de déterminer si un groupe est considéré comme un groupe « existant » assujetti aux dispositions pertinentes relatives à la fin de vie réglementaire) ou s’il s’agit d’un groupe « nouveau » (qui doit respecter l’interdiction prévue par le Règlement à compter de 2035), désavantagerait et pourrait entraîner la retraite anticipée de ces groupes qui accusent un retard et qui ont déjà entrepris des investissements financiers considérables. Ces groupes pourraient être désavantagés, car ils ne pourraient pas bénéficier des dispositions relatives à la fin de la durée de vie prescrite.

Pour répondre aux préoccupations concernant ces groupes planifiés, le Règlement comprend des dispositions qui permettent de prévoir une fin de vie réglementaire pour un groupe mis en service entre 2025 et 2035, à l’instar d’un groupe existant, si ce groupe a atteint certains jalons de son développement avant sa mise en service. Cette approche offre aux groupes qui sont déjà en développement une certaine souplesse jusqu’en 2050, avant que l’interdiction prévue par le Règlement ne s’applique à eux. En maintenant au 1^er janvier 2025 la date de démarcation entre les groupes « existants » et « nouveaux », ce compromis aide à atténuer le risque d’une « ruée vers le gaz » élargie, ce qui constituait une préoccupation soulevée par plusieurs parties intéressées, y compris au sein des ONGE et de la population canadienne.

Permettre l’utilisation des groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles les plus efficaces

De nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité et de certaines provinces ont soulevé des inquiétudes quant au fait que le projet de règlement n’offre pas de souplesse ni d’incitatifs pour les services publics à allouer plus d’heures de fonctionnement à leurs groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles les plus efficaces (c’est-à-dire l’intensité d’émission la plus faible) ainsi qu’à allouer moins d’heures de fonctionnement à leurs groupes les moins efficaces (c’est-à-dire l’intensité d’émission la plus élevée). Dans le contexte du projet de règlement, ces parties intéressées ont suggéré de permettre la « moyenne pour l’ensemble du parc » afin que les exploitants ayant plusieurs groupes puissent établir la moyenne de l’intensité des émissions dans l’ensemble de leur parc, pour accroître la souplesse en matière de conformité et permettre aux groupes les plus efficaces de fonctionner davantage.

Le Ministère reconnaît l’importance de permettre l’exploitation de groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles efficaces alors que le réseau électrique transitionne vers la carboneutralité. L’interdiction relative à la limite d’émission annuelle (LÉA) et les souplesses en matière de conformité qui modifient la portée de l’interdiction prévue dans le Règlement permettent aux groupes plus efficaces de fonctionner davantage chaque année que les groupes moins efficaces. De plus, le règlement permet aux groupes réglementés admissibles de recevoir des unités de conformité transférables qui peuvent être transférées à un autre groupe qui est alors en mesure de remettre des unités transférables qui permettent au groupe de produire plus d’émissions tout en restant en conformité avec sa LÉA pour l’année en question. En ce qui concerne la remise des unités transférables, des conditions s’appliquent, y compris, entre autres conditions dans le Règlement, que les deux groupes impliqués dans le transfert doivent faire rapport au même exploitant de réseau électrique, qui est généralement aligné sur les frontières provinciales ou territoriales.

Cette disposition offre une souplesse supplémentaire aux personnes responsables qui seront en mesure de transférer les unités de conformité des groupes moins efficaces à des groupes plus efficaces permettant au groupe de produire davantage d’émissions tout en restant en conformité avec sa LÉA pour l’année en question. En général, la plupart des parties intéressées étaient en faveur de l’inclusion de ces dispositions (qui, lors des consultations, ont été décrites comme une « mise en commun »).

Ajuster le traitement de la cogénération industrielle d’électricité pour assurer la fiabilité

Les parties intéressées de plusieurs industries ainsi que des représentants de l’Alberta et de la Saskatchewan ont indiqué qu’il serait difficile pour la plupart des installations de cogénération existantes de respecter une interdiction relative à l’intensité d’émission d’un groupe prévue dans le projet de règlement. Les groupes de cogénération, comme tous les groupes réglementés, ne seraient soumis à l’interdiction que s’ils ont un solde de fourniture en électricité positif, directement ou indirectement, destiné à un réseau électrique soumis aux normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) au cours d’une année donnée. Par conséquent, ces parties intéressées se sont dites préoccupées par le fait que les installations de cogénération pourraient décider de cesser d’exporter de l’électricité vers le réseau électrique afin d’éviter d’être soumises aux exigences du projet de règlement. Cela pourrait avoir une incidence négative sur la fiabilité et l’abordabilité de l’électricité en Alberta et en Saskatchewan, où les groupes de cogénération fournissent des quantités importantes d’électricité au réseau. Parallèlement, plusieurs parties intéressées du secteur de l’électricité ont dit au Ministère que les groupes de cogénération devaient être traités de la même façon que les groupes appartenant aux services publics afin d’éviter une incitation à la construction de davantage de groupes de cogénération sans dispositif de réduction des émissions.

Le Ministère reconnaît le rôle important de la cogénération dans l’approvisionnement en électricité, en particulier en Alberta et en Saskatchewan, mais aussi dans d’autres provinces. Pour répondre aux préoccupations concernant le risque que les groupes de cogénération réduisent ou arrêtent l’exportation d’électricité vers le réseau électrique, le Règlement inclut une approche révisée pour les groupes de cogénération existants qui est nettement moins stricte que les dispositions du projet de règlement publié dans la Partie I de la Gazette du Canada. Le projet de règlement offre moins de souplesse pour que les groupes de cogénération se conforment à l’interdiction d’une norme d’intensité d’émission de 30 t/GWh. Toutes les émissions associées à l’électricité produite par un groupe de cogénération auraient été pertinentes pour la conformité à l’interdiction. L’approche révisée du Règlement permettra aux groupes de cogénération existants de calculer leur LÉA en fonction de leur capacité totale de production d’électricité, mais ils ne devront tenir compte que des émissions associées à la génération d’électricité fournie au réseau (mesurée en termes d’approvisionnement net, au cas où leur installation hôte achète également de l’électricité au réseau) pour se conformer à l’interdiction. Il n’est pas nécessaire d’inclure les émissions associées à l’électricité consommée sur place pour qu’un groupe de cogénération existant se conforme à sa LÉA, ce qui offrira une plus grande souplesse pour se conformer à celle-ci. L’exclusion des émissions de l’électricité utilisée sur place permet d’éviter le chevauchement réglementaire, car ces émissions sont associées à des procédés industriels en dehors du secteur de l’électricité. Ces émissions industrielles peuvent être visées par d’autres règlements portant notamment sur la tarification fédérale et provinciale du carbone. Cela signifie également qu’un groupe de cogénération existant qui génère un approvisionnement net destiné à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC n’aurait pas besoin de prendre d’autres mesures pour se conformer au Règlement si les émissions associées à son approvisionnement net destiné au réseau demeurent en dessous de sa LÉA.

Cette approche établit un équilibre raisonnable par rapport aux autres options, comme la comptabilisation de toutes les émissions d’électricité provenant des groupes de cogénération ou l’exemption totale des groupes de cogénération. On a dit au Ministère que la comptabilisation de toutes les émissions d’électricité entraînerait un risque que les groupes de cogénération existants décident de cesser d’exporter de l’électricité vers le réseau électrique en 2035, surtout parce que les ventes d’électricité sont généralement une activité secondaire pour ces groupes. Par ailleurs, on a dit au Ministère que le fait d’exempter totalement la cogénération du Règlement serait injuste pour les services publics et créerait un incitatif imprévu pour la construction de davantage de groupes de cogénération « à l’extérieur du réseau » plutôt que le renforcement des capacités de production d’électricité dans le secteur des services publics de production d’électricité.

Pour assurer davantage l’équité entre les groupes de cogénération et les groupes appartenant aux services publics, le Règlement exige que, à compter de 2050, toutes les émissions provenant de la production d’électricité des groupes de cogénération existants soient pertinentes pour la conformité à la LÉA, y compris l’électricité utilisée à l’extérieur du réseau. Le Règlement exige aussi que les nouveaux groupes de cogénération (c’est-à-dire ceux dont la date de mise en service correspond ou est ultérieure à la date de démarcation du 1^er janvier 2025 et qui ne sont pas des groupes planifiés) rendent des comptes pour toutes les émissions provenant de la production d’électricité, y compris l’électricité utilisée à l’extérieur du réseau, en vue de se conformer à leur LÉA à compter du 1^er janvier 2035.

Permettre la mise en réserve pour tenir compte de la variabilité d’une année à l’autre

Les parties intéressées des régions qui dépendent fortement de l’hydroélectricité ont soulevé des inquiétudes quant au fait que les périodes prolongées de sécheresse peuvent avoir des répercussions importantes sur la capacité de production d’hydroélectricité, ces régions devant alors dépendre davantage de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles au cours de certaines années. Ces parties intéressées ont demandé que le Règlement permette une forme de moyenne pluriannuelle, où les années nécessitant plus de production d’électricité à partir de combustibles fossiles peuvent être compensées par des années qui en nécessitent moins.

Pour donner suite à ces préoccupations, le Ministère a inclus dans le Règlement des dispositions permettant la « mise en réserve » d’unités de conformité. Les groupes assujettis à une LÉA au cours d’une année donnée ont le droit de recevoir des unités de conformité lorsque leurs émissions calculées sont inférieures à leur LÉA. Ainsi, un groupe peut reporter ces unités de conformité et dépasser sa limite d’une quantité équivalente au cours d’une autre année de conformité. Cela offre une certaine souplesse pour aider à composer avec la variabilité d’une année à l’autre, due à des circonstances indépendantes de la volonté des opérateurs, du besoin en production d’électricité à partir de combustibles fossiles. En plus des dispositions relatives à la mise en réserve, il est aussi important de tenir compte des dispositions relatives aux situations d’urgence qui peuvent être disponibles si les critères requis dans le Règlement devaient être respectés. Il convient de noter que si les exigences relatives aux situations d’urgence sont respectées, il est inutile d’utiliser les unités mises en réserve.

Utilisation de combustibles à faible teneur en carbone

Certaines parties intéressées ont indiqué que le projet de règlement ne prévoyait aucun système de comptabilisation indirecte pour les combustibles à faible teneur en carbone. Elles ont précisé que sans un système de comptabilisation indirecte, il n’y aurait pas d’incitatif à acheter du gaz naturel renouvelable (GNR) et d’autres combustibles à faible intensité en carbone par l’entremise du réseau de distribution de gaz naturel, car seul le combustible à faibles émissions reçu directement à la centrale par ce réseau (c’est-à-dire une petite fraction de la quantité achetée) pourrait être comptabilisé pour la conformité, plutôt que la quantité totale. D’autres solutions de rechange, comme la construction d’un gazoduc dédié pour la distribution de GNR à chaque groupe ou la distribution de GNR par camion, seraient probablement financièrement non viables. Par conséquent, ces parties ont suggéré que le projet de règlement prévoit un système de comptabilisation indirecte pour reconnaître les caractéristiques carboneutres des combustibles à faibles émissions achetés à des fins de conformité, même si ces combustibles doivent être incorporés au réseau de distribution de gaz naturel.

Pour donner suite à ces préoccupations, le Règlement comprend un système de comptabilisation indirecte afin que les caractéristiques carboneutres du GNR y soient prises en compte. Les groupes admissibles pourront exclure de leurs émissions totales les émissions de GNR qui ont été incorporées dans un réseau de gazoduc nord-américain physiquement relié au groupe, si le volume de GNR est précisé dans une entente contractuelle et que toutes les conditions du Règlement sont respectées.

Répondre à la demande en électricité pendant les périodes de pointe

Les parties intéressées du secteur de l’électricité et certaines provinces ont exprimé leur inquiétude quant au fait que les dispositions relatives aux groupes capables de fournir une capacité de pointe dans le projet de règlement étaient trop strictes et pourraient nuire à la fiabilité, car la limite de 450 heures par année aurait réduit la capacité de certaines administrations à fournir des services de pointe suffisants. À des fins de précision, les groupes capables de fournir une capacité de pointe sont ceux qui fonctionnent en période de forte demande en électricité et qui servent à compléter d’autres types de centrales électriques, comme les centrales de base, qui fournissent une puissance plus uniforme tout au long de la journée.

Pour donner suite à ces préoccupations, le Règlement ne comprend pas de limite horaire fixe pour les groupes capables de fournir une capacité de pointe. On s’attend à ce que l’interdiction relative aux émissions pour les groupes dans le cadre de l’approche de la LÉA, combinée à une intensité plus élevée des émissions applicables et à d’autres souplesses en matière de conformité, permette des facteurs de capacité suffisants pour les groupes capables de fournir une capacité de pointe, permettant ainsi d’éliminer les dispositions relatives aux groupes capables de fournir une capacité de pointe qui sont désignés. L’approche de la LÉA du Règlement, combinée à la souplesse supplémentaire, permet effectivement à un groupe capable de fournir une capacité de pointe pour le gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions de fonctionner jusqu’à un facteur de capacité d’environ 20 % (avec l’utilisation de crédits compensatoires). En comparaison, l’approche prévue dans le projet de règlement aurait permis un maximum de 5 %.

Révision de l’approche relative aux situations d’urgence

De nombreuses parties intéressées ont également exprimé leur inquiétude quant à l’impossibilité d’appliquer les dispositions relatives aux situations d’urgence du projet de règlement, car elles exigent que le ministre de l’Environnement approuve les exemptions a posteriori. Ces parties considéraient l’approbation comme étant rétroactive et risquant d’empêcher les exploitants de groupes de décider de fournir de l’énergie lors des urgences, car ceux-ci ne pourraient jamais savoir avec certitude si les émissions qu’ils produisent pendant une urgence seraient prises en compte dans la détermination de leur conformité.

Pour atténuer les préoccupations concernant les situations d’urgence, il est prévu dans le Règlement que les émissions produites pendant une période liée à une situation d’urgence soient déduites des émissions totales d’un groupe lorsque les conditions nécessaires sont remplies. Lors d’une situation d’urgence, les exploitants de réseau électrique peuvent bénéficier d’une exemption temporaire d’au plus 30 jours de la comptabilisation, dans les émissions totales annuelles du groupe, des émissions produites par un groupe qu’ils font fonctionner pour réduire la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité qui découle de la situation d’urgence. Ainsi, les exploitants de réseau électrique peuvent faire fonctionner leurs groupes utilisant des combustibles fossiles pendant une période temporaire afin d’aider à atténuer la situation d’urgence. Le Règlement établit deux types de situations d’urgence, et la définition d’une situation d’urgence est modifiée par rapport à son intégration dans le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. De plus, le terme ne figure plus comme étant défini, car les considérations pertinentes sont toutes contenues dans les dispositions relatives aux situations d’urgence. Cette approche élimine l’obligation pour les exploitants d’obtenir l’approbation du ministre de l’Environnement avant d’intervenir en cas d’urgence, et ne devrait donc pas entraver une intervention rapide. Pour prolonger la période d’exemption en cas d’urgence au-delà de la période temporaire, les exploitants de groupes peuvent présenter une demande de prolongation au ministre de l’Environnement. Afin d’accroître la confiance du public à l’égard de ces dispositions, le ministre de l’Environnement publiera tous les cas dans lesquels les dispositions d’urgence ont été appliquées ainsi que les renseignements pertinents connexes, notamment une justification de la partie qui a déclaré l’état d’urgence expliquant en quoi la situation répondait à la définition d’une urgence.

Une définition mise à jour, sur laquelle reposent les nouvelles dispositions, a été communiquée aux provinces et aux territoires, aux services publics et aux exploitants de réseau électrique pendant le processus de mobilisation du Ministère, et la plupart des parties intéressées ont accueilli ce changement.

Modification de la portée du Règlement – Seuil de capacité de 25 MW

La plupart des parties intéressées appuyaient la portée du projet de règlement, laquelle indiquait une application aux groupes qui ont une capacité supérieure à 25 MW, sont connectés directement ou indirectement à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC et utilisent des combustibles fossiles. Cette portée excluait les petits groupes, ce qui était vu comme adéquat puisque de nombreuses communautés autochtones, éloignées et nordiques utilisent de petits groupes au diesel et n’ont pas actuellement accès à des solutions de rechange viables.

Cependant, les parties intéressées ont fait remarquer que le seuil de capacité minimale proposé de 25 MW pourrait créer un incitatif indésirable à construire plusieurs nouveaux petits groupes d’une capacité inférieure à 25 MW dans le but d’éviter l’assujettissement au Règlement. D’un autre côté, de nombreux groupes autochtones ont souligné que toute modification de ce seuil devrait permettre de continuer à exempter la production d’électricité dans les communautés éloignées.

En réponse à ces préoccupations, le critère d’applicabilité du Règlement a été élargi pour qu’il couvre également les nouveaux groupes situés dans une même installation, lorsque leur capacité collective est de 25 MW ou plus. Cette modification évite la création de l’incitatif indésirable repéré durant les consultations qui pourrait encourager les installations à regrouper plusieurs petits groupes pour éviter l’assujettissement à une limite d’émissions.

Amélioration de la modélisation ministérielle du secteur de l’électricité

De nombreuses parties intéressées du secteur de l’électricité et des gouvernements provinciaux ont soulevé des préoccupations quant à la façon dont le Ministère avait modélisé le secteur de l’électricité.

Depuis la publication du projet de règlement en août 2023, le Ministère a apporté de nombreuses améliorations à sa modélisation du secteur de l’électricité, en bénéficiant d’un grand nombre de commentaires provenant directement des gouvernements provinciaux, des services publics et d’experts du secteur de l’électricité. Quelques parties intéressées clés ont signalé qu’en utilisant un modèle qui restreint l’analyse à l’état optimal canadien et ne tient compte que de 12 jours représentatifs au lieu de toutes les heures de l’année, on pourrait négliger certaines particularités régionales ou temporelles. À la lumière de ces commentaires, le Ministère a conçu deux nouvelles versions de son modèle du secteur de l’électricité, NextGrid : l’une s’axe sur l’état optimal de provinces particulières et l’autre tient compte de toutes les heures de l’année. Ces versions servent à vérifier la validité des résultats du modèle national.

Le Ministère a également apporté diverses modifications propres aux provinces dans les intrants du modèle afin de mieux représenter les circonstances opérationnelles réelles, les politiques et les plans provinciaux.

Par exemple, les modifications faites en réponse à l’information ou à des demandes des provinces comprennent ce qui suit :

Application d’une approche plus détaillée de la politique Technology Innovation and Emissions Reduction Regulation (TIER) de l’Alberta.
Modification des hypothèses relatives au captage et au stockage du carbone pour des groupes particuliers, selon les commentaires des parties intéressées du secteur de l’électricité, en particulier celles qui envisagent des projets de captage et de stockage du carbone.
Application d’un facteur de capacité minimal à certains groupes utilisant des combustibles fossiles.
Restriction du nouveau développement d’interconnexions entre les provinces dans le modèle.
Limitation du développement hydroélectrique et du développement de nouvelle capacité de production au gaz naturel dans certaines provinces, à leur demande.
Limitation des nouvelles installations de capacité éolienne dans certaines provinces entre 2025 et 2029, d’après les commentaires de gouvernements provinciaux et de services publics d’État qui exploitent l’énergie éolienne ou prévoient de le faire.
Intégration d’une contrainte de production éolienne maximale et intégration de coûts supplémentaires associés aux compensateurs synchrones et au stockage dans des batteries, d’après les commentaires fournis par des régions sélectionnées visant une meilleure prise en compte de la fiabilité opérationnelle, lorsque les ajouts de capacité éolienne dépassent une certaine limite.

Les nombreuses améliorations que le Ministère a apportées à sa modélisation du secteur de l’électricité pour effectuer l’analyse coûts-avantage du Règlement sont expliquées plus en détail dans la section « Avantages et coûts ».

Réponse aux demandes de nouvelle publication dans la Partie I de la Gazette du Canada

Après la mobilisation des parties intéressées concernant les modifications du projet de règlement, certaines parties ont recommandé de republier le projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, en raison de changements dans la conception du Règlement. Toutefois, ces changements ne constituent pas de nouveaux concepts pour les parties intéressées, car ils représentent une évolution naturelle du projet de règlement visant à répondre aux préoccupations exprimées par les parties intéressées pendant la période précédant la publication. Dans certains cas (par exemple la mise en commun, la mise en réserve et la limite d’émission annuelle), les changements reposent sur des suggestions faites par des parties intéressées durant le processus de consultation. Ils représentent donc une progression attendue de la conception du Règlement et ne nécessitent pas de deuxième ronde de mobilisation formelle par l’intermédiaire de la Partie I de la Gazette du Canada.

Il importe de noter que le Ministère a utilisé les commentaires reçus des parties intéressées tout au long du processus de conception réglementaire pour orienter l’analyse itérative par cycles visant à évaluer les répercussions de divers paramètres, dans le but de comprendre comment augmenter au maximum les réductions d’émissions sans sacrifier la fiabilité et l’abordabilité. Il a également mené une vaste mobilisation des parties intéressées afin de recevoir des commentaires sur ces changements au-delà de la période de consultation dans la Partie I de la Gazette du Canada qui a suivi la publication du projet de règlement. Cela comprend la publication de la Mise à jour publique en février 2024 et par l’organisation d’une série de webinaires en septembre 2024. Ces webinaires ciblés étaient destinés à des groupes de parties intéressées et visaient à leur présenter d’autres mises à jour stratégiques qui expliquaient efficacement les modifications prévues de la conception réglementaire. Après leur tenue, le Ministère a organisé des réunions bilatérales avec les parties qui souhaitaient mieux comprendre l’information fournie dans les webinaires ou présenter d’autres commentaires à son sujet. Ces étapes supplémentaires ont offert une période de consultation additionnelle de 30 jours sur les améliorations proposées du projet de règlement décrites dans la Mise à jour publique ainsi qu’une période de consultation informelle pouvant atteindre trois semaines. Au total, la période de consultation et de mobilisation du gouvernement du Canada a duré près de deux ans et demi.

L’interdiction prévue par le Règlement n’entrera en vigueur qu’en 2035 et le restera au-delà de 2050. Comme c’est le cas pour tous les règlements, il sera possible, le cas échéant, de réexaminer et de modifier les dispositions réglementaires afin de s’assurer qu’elles auront l’effet escompté.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Le Ministère a adopté une approche fondée sur les distinctions^{référence 12} en ce qui concerne la consultation des Premières Nations, des Métis et des Inuits (ci-après les peuples autochtones, à moins d’indication contraire), notamment :

Une invitation aux représentants des organisations autochtones nationales (OAN) et des détenteurs de droits à des webinaires d’information et à des webinaires s’adressant aux Premières Nations afin de favoriser la discussion sur le projet de règlement et les préoccupations connexes;
Une aide aux représentants autochtones à communiquer avec les partenaires fédéraux qui dirigent la transition élargie vers l’énergie propre et les investissements (par exemple Ressources naturelles Canada et la Banque de l’infrastructure du Canada);
Une présentation du projet de règlement en juin 2022 aux représentants autochtones, comme l’Inuit Tapiriit Kanatami et l’Assemblée des Premières Nations, au Comité mixte sur l’action climatique;
Une organisation de façon proactive de plus d’une vingtaine de réunions bilatérales avec les OAN et les détenteurs de droits et une offre ouverte de continuer les discussions tout au long de l’élaboration du Règlement;
Une aide aux groupes autochtones, notamment les OAN et les détenteurs de droits, avec plus de 85 000 $ en financement des capacités, à participer au processus d’élaboration de réglementation en formulant des commentaires sur le Règlement;
Un appel à des experts sur les opportunités et défis énergétiques pour les peuples autochtones pour étudier les répercussions possibles du projet de règlement, dans le contexte de la transition élargie vers l’énergie propre pour les peuples autochtones.

Commentaires reçus de la part des représentants des Premières Nations, des Métis et des Inuits

Le Ministère a reçu huit commentaires écrits ainsi que plusieurs questions durant les webinaires et les réunions portant sur le Règlement de la part d’organismes dirigés par des Autochtones et de détenteurs de droits tout au long du processus d’élaboration de la réglementation. Le Ministère a reçu des commentaires oraux et écrits sur le document de discussion (mars 2022), le document sur le cadre réglementaire du Règlement (juillet 2022), ainsi que sur le projet de règlement dans la Gazette du Canada, Partie I (GCI), publiée le 11 août 2023, et sur le document à jour (février 2024). La plupart des organisations ont exprimé leur soutien quant à l’ambition générale des objectifs du Règlement d’atteindre la carboneutralité pour le secteur de l’électricité et d’atténuer les effets néfastes du changement climatique pour les générations futures. De plus, de nombreuses recommandations ont été proposées au gouvernement fédéral sur la transition élargie vers l’énergie propre au-delà du Règlement, comme, par exemple :

La nécessité de fournir un financement et un soutien des capacités accrus pour l’investissement autochtone dans l’énergie propre, afin d’atténuer les préoccupations concernant l’accessibilité de l’énergie;
Favoriser l’inclusion des leaders autochtones dans la prise de décision quant à la transition vers l’énergie propre;
Fournir du soutien pour l’efficacité énergétique liée au logement à laquelle sont confrontés les peuples autochtones et leurs communautés;
Élaborer un mécanisme fédéral coordonné permettant de reconnaître les droits des peuples autochtones et mettre en œuvre la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (Déclaration des Nations Unies). Ce mécanisme pourrait comprendre une approche à guichet unique pour la mobilisation et la prise de décisions quant aux projets sur les terres et territoires autochtones, et quant aux politiques, règlements ou autres initiatives qui pourraient avoir des répercussions sur les communautés autochtones respectives. Cela aiderait les efforts de décolonisation en donnant aux peuples autochtones les moyens de jouer un rôle proactif dans l’économie carboneutre, veillant ainsi à ce qu’ils participent à part entière et ne soient pas laissés pour compte.

Le Ministère souligne que :

En 2023, le gouvernement du Canada a publié sa vision Propulser le Canada dans l’avenir : Construire un réseau électrique propre, abordable et fiable pour toutes les régions du Canada, qui comprenait des considérations sur la participation des peuples autochtones et l’inclusion dans la transition vers l’énergie propre. Grâce à Un environnement sain et une économie saine, le gouvernement du Canada a créé une initiative interministérielle visant à améliorer l’accès au financement et à fournir du soutien aux initiatives d’énergie propre dans les communautés autochtones et les communautés rurales et éloignées dans l’ensemble du Canada.
À l’appui de la transition élargie vers l’électricité propre, en plus du Règlement, le gouvernement du Canada a élaboré et mis en œuvre des mesures complémentaires, par exemple le montant de 5 milliards de dollars auquel les communautés autochtones ont accès grâce au Programme de garantie de prêts pour les Autochtones est une mesure spécifique de ce type qui est administré par d’autres ministères et agences fédéraux et vise à soutenir l’accès des peuples autochtones à des capitaux leur permettant d’acquérir la propriété de projets de ressources. Ce financement, annoncé dans le budget de 2024, est un complément aux initiatives comme l’Initiative autochtone visant à réduire la dépendance au diesel de Ressources naturelles Canada, le Programme Énergie propre pour les communautés rurales et éloignées, et le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification. Le Ministère a limité le financement accessible dans le cadre de projets soutenus par d’autres programmes qui ne sont pas directement liés au Règlement, comme le Fonds de leadership autochtone du Ministère, qui offre un soutien ciblé aux projets d’énergie renouvelable appartenant à des peuples autochtones et menés par des peuples autochtones.
Le Règlement exclut les groupes de production d’électricité situés dans des communautés éloignées au Canada qui dépendent en grande partie de génératrices au diesel. Cette exemption est obtenue en excluant les unités de production d’électricité :
- ayant une capacité de moins de 25 MW, tant que la somme de toutes les nouvelles capacités d’une installation est également de moins de 25 MW;
- n’étant pas connectés directement ou indirectement à un réseau électrique assujetti aux normes de la North American Reliability Corporation (NERC). Cela exempte effectivement tous les groupes de production d’électricité situés dans des communautés éloignées au Canada qui dépendent en grande partie de génératrices au diesel.
Le gouvernement du Canada continue à soutenir les communautés autochtones et éloignées, grâce aux programmes et aux initiatives mentionnées précédemment, alors qu’elles sont à la recherche d’options pour réduire la dépendance au diesel au profit de technologies non émettrices ou à faibles émissions.

Outre les considérations susmentionnées, le Ministère a examiné toutes les questions et tous les commentaires verbaux et écrits reçus de la part de parties autochtones concernées et y a répondu dans la mesure du possible. La mobilisation se poursuivra dans le cadre de la mise en œuvre du Règlement.

Résultats d’une évaluation des répercussions des traités modernes

Tel qu’il est exigé par la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, le Ministère a réalisé une évaluation des répercussions des traités modernes (ERTM) sur le Règlement. L’évaluation a examiné la portée géographique et l’objet du Règlement par rapport aux 26 traités modernes en vigueur au moment de l’évaluation.

Le Ministère souligne que :

Le Ministère a reçu des commentaires indiquant que le Règlement pourrait occasionner un accroissement du développement de sources de production d’électricité à faibles émissions ou sans émissions sur les terres autochtones. Selon la façon dont les exploitants de groupes décident de respecter le Règlement et la manière dont les réseaux électriques provinciaux sont élargis après que l’interdiction commence à produire ses effets en 2035, il pourrait y avoir des opportunités indirectes de développement socio-économique pour les détenteurs de droits grâce à la participation économique à des projets d’électricité propre. Ces avantages pourraient se manifester de différentes façons, y compris, mais sans s’y limiter : des groupes autochtones qui développent ou investissent dans des projets d’énergie propre et qui reçoivent directement les revenus qu’ils génèrent et qui profitent de l’accès à des sources d’électricité propre; des sociétés dirigées par des Autochtones qui participent au développement de projets d’infrastructure d’électricité propre comme la construction, l’exploitation ou la surveillance environnementale. Les projets qui peuvent être entrepris afin de développer la production d’électricité à faibles émissions et sans émissions peuvent avoir des répercussions sur les droits et les intérêts des signataires de traités modernes au regard de la propriété, de l’utilisation ou de la gestion des terres et des ressources.
L’ERTM a conclu que la mise en œuvre du Règlement n’aurait pas d’incidences directes sur les traités modernes ni n’entraînerait d’obligations fédérales. À mesure que le Règlement sera mis en œuvre, le Ministère continuera d’évaluer les répercussions des traités modernes et s’efforcera de régler les problèmes qui sont relevés.

Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones

L’élaboration du Règlement a commencé en 2022. Le Ministère s’est efforcé d’harmoniser le Règlement avec l’objet de la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (Loi sur la Déclaration des Nations Unies) par la consultation et la coopération avec les représentants autochtones, lesquelles se poursuivront après la publication du Règlement. Les répercussions que le Règlement pourra avoir sur les droits énoncés dans la Déclaration des Nations Unies devraient être indirectes et positives.

Le Règlement pourrait favoriser l’égalité réelle et la lutte contre la discrimination ainsi que le respect et la protection de l’environnement en accord avec les points de vue des peuples autochtones grâce à :

La réduction des émissions : Le Règlement permettra de réduire les émissions de GES du Canada et contribuera aux mesures de lutte contre les changements climatiques à l’échelle internationale. Étant donné que les peuples autochtones font partie des populations les plus vulnérables en ce qui concerne les effets néfastes des changements climatiques et ont une relation intrinsèque avec la nature et une dépendance envers elle, le Ministère s’attend à ce que des groupes démographiques plus vulnérables puissent bénéficier davantage des répercussions positives d’une atténuation efficace des changements climatiques mondiaux (articles 21.1 et 29 de la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (Déclaration des Nations Unies).
Égalité entre les générations : Les peuples autochtones font partie des populations les plus jeunes et qui connaissent la plus forte croissance au Canada, et les générations futures sont les plus susceptibles de profiter des réductions des émissions et de la mise en place d’infrastructures d’électricité propre (article 22 de la Déclaration des Nations Unies).

Le Ministère souligne que :

L’obtention des points de vue des peuples autochtones sur le Règlement a été un processus important et continu visant à orienter l’élaboration des règlements, qui comprenait le maintien de voies de communication ouverte avec les représentants autochtones concernés, les producteurs d’électricité autochtones et les peuples autochtones.
Néanmoins, certains représentants autochtones ont affirmé que la proposition pourrait être incompatible avec la Déclaration des Nations Unies parce que la transition vers l’énergie propre, globalement, pourrait créer ou accroître les inégalités ou la discrimination et/ou pourrait ne pas apporter un soutien adéquat à la participation aux décisions du gouvernement fédéral qui touchent les peuples autochtones. Ces préoccupations en matière d’inégalité portaient principalement sur l’accessibilité de l’énergie, alors que le défaut de soutenir adéquatement la participation aux décisions du gouvernement fédéral a été mentionné par des appels à une meilleure inclusion dans la transition vers l’énergie propre. Étant donné que le Règlement ne réglemente que les émissions de CO₂ provenant de la production d’électricité à partir de combustible fossile, le dialogue élargi sur l’inclusion est plus susceptible d’être traité par la Stratégie en matière d’électricité propre de RNCan.
Le gouvernement fédéral est toujours déterminé à procéder à une mobilisation significative, notamment grâce au Mécanisme bilatéral permanent, au Programme de leadership climatique autochtone et grâce à des éléments de la Stratégie en matière d’électricité propre de Ressources naturelles Canada, y compris le suivi des recommandations du Conseil consultatif autochtone pour Wah-ila-toos.
- Le Conseil a influencé l’examen par le gouvernement fédéral des questions liées aux droits et aux opportunités des autochtones et aux circonstances uniques des communautés nordiques et éloignées. Le Conseil a élaboré des recommandations consensuelles à l’intention du gouvernement dans son rapport de novembre 2024, intitulé Fraternité et Prospérité : Des solutions éprouvées pour un paysage énergétique propre. Dans ce rapport, le Conseil autochtone a formulé plus de 30 recommandations dans des domaines tels que la facilité d’accès au financement, l’élaboration de critères d’éligibilité cohérents pour les projets qui donnent la priorité aux avantages pour les communautés autochtones et le financement durable de la participation autochtone.
Afin de répondre aux préoccupations des peuples autochtones sur le Règlement, le gouvernement a pris les mesures suivantes depuis mars 2022 :
- travail avec les parties concernées pour répondre à leurs commentaires sur le Règlement;
- garantie d’accès au financement, comme les CII, pour les services publics afin de permettre de gérer les répercussions possibles des tarifs sur les consommateurs;
- intégration des flexibilités supplémentaires dans la conception des règlements afin d’atténuer les répercussions possibles sur l’accessibilité;
- coordination avec les services fédéraux compétents afin de répondre aux préoccupations plus générales ayant trait à la transition vers l’énergie propre;
- planification en vue d’une participation continue avec les représentants autochtones après la publication du Règlement.

Choix de l’instrument

Compte tenu de l’augmentation de la demande d’électricité attribuable à l’électrification et à la croissance démographique attendue au cours des prochaines décennies, il est important que les émissions excessives de CO₂ dans le secteur de l’électricité soient réduites dès que possible afin de positionner le pays sur la voie de la carboneutralité à l’échelle de l’économie d’ici 2050. Ainsi, à mesure que d’autres secteurs économiques clés tels que les transports et les bâtiments s’électrifient, l’électricité utilisée pour alimenter la transition sera produite à partir de sources à faibles émissions ou non émettrices. Le gouvernement du Canada et les gouvernements provinciaux et territoriaux mettent en œuvre divers instruments réglementaires et non réglementaires pour atteindre des objectifs de décarbonisation en dehors du secteur de l’électricité. Le Ministère a examiné et évalué deux principales avenues, soit d’apporter des modifications à la tarification du carbone dans la production d’électricité et de mettre en place une nouvelle réglementation fondée sur des normes en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE). Un résumé de l’évaluation réalisée est présenté ci-dessous.

Option 1 : Apporter des modifications à la tarification du carbone dans le secteur de la production d’électricité

Comme il a été noté dans la section Contexte, les émissions provenant de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles sont déjà assujetties à la tarification du carbone conformément au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (RSTFR) ou aux systèmes provinciaux et territoriaux de tarification du carbone applicables répondant aux exigences du modèle fédéral. En vertu du RSTFR, la plupart des groupes de production d’électricité qui brûlent du combustible gazeux et dont la date de mise en service est le 1^er janvier 2021 ou une date postérieure seront assujettis à une norme fondée sur le rendement qui diminue linéairement, passant de 247 t/GWh en 2024 à 0 t/GWh d’ici 2030.

Les systèmes de tarification du carbone au Canada pourraient être modifiés afin d’accroître la rigueur des normes imposées aux installations de production d’électricité, de sorte que la tarification du carbone ait une incidence plus grande sur elles. Une telle approche augmenterait le coût moyen du carbone (par unité de production) de la production d’électricité à partir de combustibles sans dispositif de réduction des émissions et pourrait, si elle a assez de poids, renforcer l’attrait économique relatif de la production à faibles émissions ou à émissions nulles.

Bien que l’augmentation du coût moyen découlant de la tarification du carbone pour les installations de production d’électricité encouragerait la réduction des émissions, elle ne garantirait pas un résultat précis pour l’environnement au sein du secteur de la production d’électricité en raison de l’accès à diverses mesures de souplesse en matière de conformité, notamment la possibilité de payer le tarif du carbone, l’utilisation de crédits compensatoires admissibles et l’échange de quotas et de crédits d’autres secteurs. Cela signifie que la modification du RSTFR par le gouvernement fédéral ne garantirait pas que les émissions de GES dans le secteur de la production d’électricité diminuent à un certain rythme ou à un certain niveau. En d’autres termes, la tarification du carbone est conçue pour envoyer un signal de prix à l’ensemble de l’économie. L’approche du Canada donne aux provinces et aux territoires la possibilité de concevoir leurs propres systèmes de tarification, y compris de fixer des normes de performance spécifiques pour des secteurs particuliers, à condition que leur système dans son ensemble s’aligne sur les exigences fédérales minimales en matière de rigueur (le modèle fédéral). D’après une modélisation supplémentaire réalisée par le Ministère, si un tarif du carbone de 170 $/tonne était appliqué à toutes les émissions du secteur de la production d’électricité à compter de 2030 (y compris celles provenant de groupes de production d’électricité brûlant des combustibles gazeux et dont la date de mise en service est antérieure à 2021), les taux de non-investissement dans la production d’électricité sans dispositif de réduction des émissions et, à l’inverse, d’investissement dans la production d’électricité à faibles émissions ou à émissions nulles seraient insuffisants pour que, d’ici 2035, le secteur soit en bonne voie d’aider à atteindre la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050. Par conséquent, cette option n’a pas été retenue.

Option 2 : Concevoir une nouvelle réglementation en vertu de la LCPE

Une autre avenue pour réduire les émissions de GES dans le secteur de la production d’électricité consiste à introduire une nouvelle réglementation en vertu de la LCPE. En général, les règlements sur les émissions en vertu de l’article 93 de la LCPE peuvent établir une interdiction qui fixe une quantité maximale d’émissions autorisées sur une période donnée et peuvent accorder certaines flexibilités quant à la manière dont les entités réglementées s’y conforment en fin de compte. L’inconvénient de produire une quantité déterminée d’émissions admissibles suivant une interdiction est l’« inefficacité économique » que cela engendre pour les entreprises, car les entreprises ne pourront pas réduire leurs émissions à des coûts marginaux de réduction équivalents. En d’autres termes, alors que certaines entreprises seraient en mesure de réduire leurs émissions à un coût marginal de réduction relativement faible, d’autres ne pourraient réduire d’autant leurs émissions qu’en engendrant un coût marginal de réduction relativement élevé. De tels inconvénients liés à une interdiction peuvent être atténués en ajustant la portée de l’interdiction à l’aide de mesures de souplesses en matière de conformité, telles que le regroupement, la mise en banque et l’utilisation de crédits compensatoires.

La prise d’un nouveau règlement en vertu de la LCPE permettrait de se concentrer sur le secteur de la production d’électricité, ce qui placerait à compter de 2035 le secteur sur la voie de la réduction des émissions excessives de CO₂ d’ici 2050 et contribuerait à l’atteinte d’une économie carboneutre d’ici 2050. De plus, étant donné que le secteur est déjà assujetti au Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et au Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel — un nouveau règlement en vertu de la LCPE s’appuierait sur le cadre réglementaire existant qui régit le secteur de la production d’électricité, marquant ainsi la poursuite des progrès réalisés dans la transition vers l’abandon de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions pour se tourner vers des types de production à faibles émissions ou à émissions nulles.

Après avoir examiné les avantages et les inconvénients de chaque option, le Ministère a déterminé qu’un nouveau règlement en vertu de la LCPE qui i) interdit les émissions excessives de CO₂ et ii) inclut certaines flexibilités de conformité qui ajustent la portée de l’interdiction, est l’instrument le plus efficace pour atteindre l’objectif de réduction des émissions de GES du secteur de l’électricité, c’est-à-dire l’option 2.

Analyse de la réglementation

Avantages et coûts

Dans le contexte de l’élaboration de la réglementation fédérale, l’analyse coûts-avantages (ACA) est un outil fournissant une approche structurée pour identifier et, dans la mesure du possible, quantifier et monétiser l’ensemble des répercussions économiques, environnementales et sociales positives et négatives pertinentes d’une initiative afin d’éclairer la prise de décisions. Pour ce faire, on compare la valeur globale des répercussions dans le cadre d’un scénario dans lequel une initiative réglementaire particulière est entreprise (scénario réglementaire) et la valeur globale des répercussions dans le cadre d’un scénario hypothétique dans lequel l’initiative réglementaire n’est pas entreprise (scénario de référence). En soustrayant la valeur des répercussions calculée dans le scénario de référence de la valeur des répercussions estimées dans le scénario réglementaire, les coûts et les avantages supplémentaires liés à l’initiative réglementaire peuvent être isolés et examinés.

Le Règlement aura été enregistré en 2024. Étant donné que les efforts de conformité associés au Règlement devraient être entrepris avant l’entrée en vigueur de l’interdiction et des dispositions connexes en 2035, la période d’analyse de l’ACA s’étend de 2024 à 2050 (sur 27 ans). Sauf indication contraire, toutes les valeurs monétaires présentées dans les sous-sections qui suivent sont exprimées en dollars canadiens constants de 2022, actualisées à l’année de référence 2024 selon un taux d’actualisation de 2 %, conformément à l’Estimation du coût social des gaz à effet de serre – Orientation provisoire actualisée pour le gouvernement du Canada. Dans l’ensemble, on estime que la réglementation entraînera des avantages totaux de 54,9 milliards de dollars et des coûts totaux de 40,34 milliards de dollars, ce qui donne un bénéfice net pour la société de 14,6 milliards de dollars. On estime que les émissions de GES du secteur de la production d’électricité diminueront de 17 % par rapport au scénario de référence, tandis que les coûts du secteur de la production d’électricité, lorsque les déductions des économies de coûts prises en compte dans l’ACA sont faites, devraient augmenter de 4 %.

Comme il a été noté dans la section Contexte, le réseau électrique du Canada s’approvisionne en électricité auprès des services d’électricité et d’un sous-ensemble de cogénération industrielle. Dans toute l’ACA, les chiffres se rapportant au réseau électrique tiennent compte des services d’électricité et de la proportion provenant de la cogénération industrielle vendue au réseau, à moins d’indication contraire. Dans tous les tableaux des sous-sections qui suivent, comme les chiffres ont été arrondis, il se pourrait que leur somme ne corresponde pas au total indiqué.

Modèles ministériels pour le secteur de l’électricité

Le ministère élabore, gère et met à jour continuellement deux modèles qui sont utilisés pour projeter les scénarios de référence et les scénarios réglementaires qui modélisent le réseau électrique au Canada d’ici 2050 : le modèle Énergie-émissions-économie du Canada (E3MC) et NextGrid.

Le modèle E3MC est un modèle macroéconomique évalué par les pairs et reconnu à l’échelle mondiale qui est utilisé depuis longtemps par le gouvernement du Canada pour prévoir les émissions nationales (c’est-à-dire scénario annuel de référence et scénario annuel prévoyant des mesures supplémentaires) qui sont signalées aux forums, y compris à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques, afin de suivre les progrès du Canada dans le cadre de l’accord de Paris. Le modèle E3MC comprend deux sous-modèles. Le premier des sous-modèles, est Énergie 2020 qui modèle simule le marché de l’énergie nord-américain pour obtenir des extrants comme la consommation d’énergie, les prix de l’énergie et les émissions de divers polluants atmosphériques par type de carburant, régions et secteurs. Le deuxième sous-modèle est le modèle Informetrica (TIM) qui utilise les données sur les coûts, les économies et les investissements générés par Énergie 2020 pour examiner et simuler certains facteurs comme la consommation, les investissements, la production et les décisions commerciales dans l’ensemble de l’économie. Le modèle TIM permet de recueillir les effets des interactions et de la rétroaction entre les différents secteurs économiques en faisant le suivi des changements de prix des producteurs, des prix finaux et des revenus relatifs, ainsi que des soldes financiers du gouvernement, des flux financiers, des taux d’intérêt et des taux de change pour estimer la répercussion sur l’ensemble cumulatif de la demande, de la production, de l’emploi, de l’établissement des prix et des revenus sectoriels au Canada. Le modèle E3MC donne les résultats des deux sous-modèles, projetant des extrants du marché de l’énergie qui tiennent compte des effets macroéconomiques croisés.

Le modèle NextGrid est un modèle d’expansion de la capacité conçu pour déterminer quelles sont les décisions optimales en matière d’investissement et d’exploitation dans l’ensemble du réseau électrique canadien en minimisant, à l’échelle du système (c’est-à-dire à l’échelle nationale), les coûts associés à l’atteinte de la demande en électricité qui sont soumis à des contraintes telles que la fiabilité du système et la disponibilité des ressources (par exemple contraintes géologiques et technologiques). NextGrid est basé sur une plateforme de modélisation de source ouverte (c’est-à-dire GridPath) et a fait l’objet de plusieurs rondes de consultation auprès des provinces, des services publics et des autres parties intéressées depuis sa création en 2021. Il a été largement utilisé pour élaborer et peaufiner la conception définitive de la réglementation. Contrairement au modèle E3MC qui modélise l’offre et la demande de tous les types d’énergie (dont l’électricité) dans tous les secteurs de l’économie canadienne, NextGrid se concentre exclusivement sur le secteur de l’électricité. Par conséquent, la représentation des travaux et des opérations internes du secteur de l’électricité du modèle NextGrid peut être beaucoup plus détaillée et nuancée que celle du modèle E3MC. Une sélection des différences clés entre l’architecture des modèles E3MC et NextGrid est présentée au tableau 4.

Tableau 4 : Sélection des différences clés entre l’architecture des modèles E3MC et NextGrid
Aspect de la comparaison	E3MC (Énergie 2020 + TIM)	NextGrid
Portée du modèle	Tous les principaux secteurs économiques nord-américains qui produisent ou demandent de l’énergie, y compris le secteur de l’électricité.	Secteur de l’électricité au Canada
Type de modèle	Déterministe	Déterministe
Temps de résolution de la modélisation de l’électricité	Douze périodes au cours d’une année, soit six périodes l’été et six périodes l’hiver	Douze jours représentatifs de 24 heures chacun, testés avec la version 8 760 heures par année du modèle^{note a du tableau d1}
Résolution de sortie	Annuel	Périodes de cinq ans
Horizon de planification futur	Le modèle peut se projeter dans les deux années à venir	Le modèle peut se projeter à n’importe quel moment dans l’avenir
Croissance de la demande et de la charge	Endogène	Exogène
Logique d’optimisation	Prend des décisions qui équilibrent l’offre et la demande dans chaque région et tenant compte des contraintes.	Prend des décisions qui minimisent les coûts totaux (nationaux) du réseau électrique, sous réserve de contraintes. Testé dans une version modèle qui optimise une province à la fois.
Importation/exportation	Endogène (se produit si l’offre et la demande régionales sont équilibrées et que le commerce est rentable pour la région exportatrice) et exogène (les contrats d’électricité entre les régions peuvent être spécifiés de manière exogène).	Endogène (se produit si le commerce minimise les coûts du réseau national) et exogène (les contrats d’électricité entre les régions peuvent être spécifiés de manière exogène). Rondes d’essai effectuées avec les coûts du système optimisé à partir du modèle de base provincial à l’échelle provinciale.
Groupe de fonctionnement à énergie renouvelable variable	Facteur de capacité constante	Profil horaire
Groupes de coproduction d’électricité	Modélisées en tant que groupes uniques	Modélisées en deux groupes (un qui génère de l’électricité pour le réseau et un qui génère de l’électricité pour ses propres fins industrielles)
Développement de groupes de coproduction d’électricité	Nouveau développement endogène déterminé par la croissance économique projetée du secteur auquel le groupe appartient	Pas de nouveau développement endogène
Tarifs d’électricité résidentielle	Endogène	Calculé ex post
En mesure de prendre des décisions groupe par groupe sur la façon de se conformer à un règlement	Non	Oui
Les coûts du système tiennent compte de la dette sur les infrastructures construites avant 2022	Oui	Non (le modèle ne comprend pas de données historiques)
Les coûts du système tiennent compte du coût en capital des nouvelles constructions exogènes	Oui	Non (ces coûts sont considérés comme des " coûts irrécupérables " [sunk costs])
Permet la construction de lignes de transmission et de distribution endogènes intraprovinciales	Non	Non
Permet la construction de connexions interprovinciales endogènes	Non	Oui
Tarification du carbone – Prix	La tarification du carbone reflète le prix national du carbone jusqu’en 2030, comme annoncé dans le cadre du modèle fédéral de tarification de la pollution par le carbone.	La tarification du carbone reflète le prix national du carbone jusqu’en 2030, comme annoncé dans le cadre du modèle fédéral de tarification de la pollution par le carbone.
Tarification du carbone – Allocations	Les allocations sont basées sur le système fédéral de tarification fondé sur le rendement (STFR) ou sur les systèmes provinciaux mis en œuvre selon les critères du modèle fédéral. Au Québec, il n’y a pas d’allocations accordées dans le secteur de l’électricité, afin de reproduire le système de plafonnement et d’échange de la province.	Les allocations sont basées sur le système fédéral de tarification fondé sur le rendement (STFR) ou sur les systèmes provinciaux mis en œuvre selon les critères du modèle fédéral. Au Québec, il n’y a pas d’allocations accordées dans le secteur de l’électricité, afin de reproduire le système de plafonnement et d’échange de la province.
Tarification du carbone – Crédits	Les marchés de tarification du carbone du gouvernement fédéral et du Technology Innovation and Emissions Reduction (TIER) de l’Alberta sont équilibrés et le secteur de l’électricité peut échanger ses permis/crédits de carbone avec d’autres secteurs.	L’échange de crédits est autorisé dans le cadre du système TIER uniquement en Alberta et les échanges se limitent au secteur de l’électricité.
Note(s) du tableau d1 Note a du tableau d1 Une autre version du modèle NextGrid existe dans laquelle sont modélisées toutes les heures d’une année civile (soit 8 760 heures). Cette version du modèle a été utilisée de concert avec le modèle principal pour confirmer que le réseau électrique construit avec le modèle principal est en mesure de répondre à la demande chaque heure d’une année d’essai donnée. Retour à la note a du tableau d1

Comme démontré dans le tableau 4, les modèles E3MC et NextGrid comportent deux architectures distinctes qui pourraient raisonnablement faire en sorte qu’ils obtiennent tous deux différents résultats. Au cours de la période de consultation publique pour la réglementation proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada, les parties intéressées ont exprimé des inquiétudes concernant cette différence entre les résultats. Par conséquent, les modélisateurs du ministère ont pris des mesures concrètes pour que les principales sources de données et les contraintes (par exemple charges annuelles et pics de charge, spécification du parc, marge de réserve de planification, coûts marginaux d’immobilisation et de fonctionnement, prix du carburant, taux de chaleur, facteurs de disponibilité, capacité de charge effective, limites de mise en chantier d’éléments endogènes et contrats de sous-traitance) des deux modèles soient alignées dans la mesure du possible. Ils ont également peaufiné certains éléments logiques du modèle des deux côtés pour atteindre la concordance lorsque nécessaire. En se basant sur les entrées de données alignées, les modélisateurs du modèle E3MC et de NextGrid ont travaillé ensemble pour produire les résultats qui ont été utilisés pour calculer les impacts dans l’analyse coûts-avantages. Un schéma des relations du modèle est présenté à la figure 1.

Figure 1. Schéma des relations du modèle

Figure 1. Schéma des relations du modèle – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 1. Schéma des relations du modèle - Version textuelle

La figure 1 est un organigramme montrant comment Energy2020 et le modèle Informetrica (collectivement connus sous le nom de E3MC) et le modèle NextGrid ont interagi pour créer les résultats de modélisation utilisés comme données entrée dans l'analyse coûts-avantages (ACA) et l'analyse de sensibilité. En suivant les flèches de haut en bas, des données harmonisées ont été incorporées dans Energy2020 et NextGrid. Energy2020 a généré son scénario de référence, qui a alimenté le modèle Informetrica pour générer le scénario de référence final E3MC utilisé dans l'ACA, et dont la liste de groupes exogènes a également alimenté NextGrid. NextGrid a utilisé cette liste de groupes exogènes pour générer son scénario de référence et son scénario réglementaire, pour lequel il a généré des décisions de conformité pour tous les groupes. Ces décisions de conformité ont alimenté Energy2020 pour générer son scénario réglementaire, qui a alimenté le modèle Informetrica pour générer le scénario réglementaire E3MC final utilisé dans l'ACA. L'ACA s'est appuyé sur le scénario de référence et le scénario réglementaire d'E3MC, tandis que l'analyse de sensibilité s'est appuyée sur ces scénarios ainsi que sur le scénario de référence et le scénario réglementaire de NextGrid.

Comme présenté dans le tableau 4, NextGrid modélise des décisions en matière de conformité groupe par groupe en optimisant l’ensemble des stratégies disponibles pour les groupes de production d’électricité alimentés par des combustibles fossiles à chaque étape de la période d’analyse. En ce qui concerne les services d’électricité, les stratégies disponibles sont les suivantes :

Retrait hâtif du service;
Mise à niveau pour l’installation d’un système de captage et de stockage du carbone;
Mélange de carburant avec gaz naturel renouvelable ou hydrogène;
Réduction des heures de fonctionnement annuelles;
Achat de crédits de carbone jusqu’à l’atteinte de la limite réglementaire; et/ou
Intégration à un fond commun (pool) avec d’autres groupes générateurs d’électricité qui répondent aux critères de mise en commun.

En ce qui concerne les groupes industriels (par exemple groupes de cogénération) qui vendent une partie de l’électricité qu’elles produisent au réseau électrique du Canada, les stratégies disponibles sont les suivantes :

Les cinq premiers points énumérés ci-dessus (soit tout sauf la mise en commun);
La réduction de la vente d’électricité pour le réseau;
L’arrêt de la vente d’électricité pour le réseau (essentiellement retirer le groupe de la portée de la réglementation).

Comme le montre la figure 1, les décisions relatives à la conformité prises par tous les groupes exogènes sont modélisées avec NextGrid et sont ensuite codées en dur dans le modèle Énergie 2020 avant d’être exécutées avec TIM pour permettre au modèle E3MC de produire le scénario réglementaire utilisé dans l’analyse coûts-avantages. L’analyse de la sensibilité emploie une approche de modélisation hybride qui est expliquée en détail dans la section Analyse de sensibilité.

Paramètres pour la modélisation de la Partie II de la Gazette du Canada et mises à jour de la Partie I de la Gazette du Canada

Il existe plusieurs différences majeures entre la modélisation effectuée pour la Partie I de la Gazette du Canada et celle effectuée pour la Partie II de la Gazette du Canada. Il est important de noter que si l’approche réglementaire proposée dans la Partie I de la Gazette du Canada devait être révisée à l’aide des modèles actuels, les résultats de l’ACA connexe seraient différents de ceux présentés dans le REIR de la Partie I de la Gazette du Canada, en raison des améliorations continues apportées à Énergie 2020 et NextGrid (par exemple harmonisation des données entrées, commentaires techniques des parties intéressées clés) et des changements apportés aux principaux paramètres de modélisation. Par conséquent, les différences entre l’ACA de la Partie I de la Gazette du Canada et l’ACA de la Partie II de la Gazette du Canada ne relèvent pas uniquement des changements de politique apportés entre le projet de règlement et sa version définitive du règlement. Le tableau 5 résume les différences entre principaux paramètres de modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada et de la Partie II de la Gazette du Canada.

Tableau 5 : Tableau comparatif des différences entre les principaux paramètres de modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada et la Partie II de la Gazette du Canada
Principaux paramètres de modélisation	Scénario de base (CGI)	Scénario de réglementation (CGI)	Scénario de base (CGI)	Scénario de réglementation (CGII)
Projection fondée sur	Réf22	Réf22 + CGI Règlement sur l’électricité propre	Réf23	Réf23 + CGII Règlement sur l’électricité propre
Norme sur la disponibilité des véhicules électriques^{note a du tableau d2}	Version proposée	Version proposée	Version définitive	Version définitive
Prix du carbone et prix minimal national du carbone établis par le STFR^{note b du tableau d2} et taux de resserrement prévus par le RSTFR^{note c du tableau d2}	Version proposée	Version proposée	Version définitive	Version définitive
Règlement sur l’électricité thermique au gaz naturel^{note d du tableau d2}	Version définitive	Abrogé lorsque tous les groupes seront parvenus à la fin de leur durée de vie réglementaire, conformément au projet de Règlement sur l’électricité propre en 2045.	Version définitive	Abrogé lorsque tous les groupes seront parvenus à la fin de leur durée de vie réglementaire, conformément à la version définitive du Règlement sur l’électricité propre en 2050
Règlement sur l’électricité thermique au charbon^{note e du tableau d2}	Version définitive	Abrogé lorsque le niveau d’exposition acceptable (NEA) proposé par le Règlement sur l’électricité propre entrera en vigueur en 2035	Version définitive	Abrogé lorsque le NEA établi dans la version définitive du Règlement sur l’électricité propre entrera en vigueur en 2035
Diverses annonces dans le budget de 2023	Non	Non	Oui	Oui
Diverses annonces dans le budget de 2024	Non	Non	Oui	Oui
CII dans les technologies propres	Oui	Oui	Oui	Oui
CII dans les technologies de captage, d’utilisation et de stockage du carbone	Non	Non	Oui	Oui
CII proposé dans les technologies d’électricité propre	Non	Non	Oui	Oui
Connexions interprovinciales — boucle de l’Atlantique	Oui (en ligne en 2030)	Oui (en ligne en 2030)	Non	Non
Nouvelles connexions interprovinciales endogènes permises	Non (exogène seulement)	Oui	Non (exogène seulement)	Non (exogène seulement)
Traitement des groupes de cogénération	Scénario de référence	Tous les groupes de cogénération ayant des exportations nettes vers le réseau électrique intègrent le CSC et réduisent les émissions de l’électricité produite hors réseau.	Scénario de référence	Les groupes de cogénération ayant des exportations nettes vers le réseau électrique choisissent parmi différentes stratégies de conformité; les émissions couvertes désignent exclusivement les émissions associées à l’électricité vendue au réseau par les groupes existants jusqu’en 2049.
Note(s) du tableau d2 Note a du tableau d2 Règlement modifiant le Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers. Le 15 décembre 2023 Retour à la note a du tableau d2 Note b du tableau d2 Gazette du Canada, Partie I, volume 156, numéro 22. Décret modifiant l’annexe 4 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre et mise à jour de L’approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone 2023-2030 – Canada.ca Retour à la note b du tableau d2 Note c du tableau d2 Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement. Le 9 novembre 2023 Retour à la note c du tableau d2 Note d du tableau d2 Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. Le 29 novembre 2018 Retour à la note d du tableau d2 Note e du tableau d2 Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon. Le 30 novembre 2018 Retour à la note e du tableau d2

Comme le montre le tableau 5, la modélisation de la Gazette du Canada, Partie II, se fonde sur une version modifiée du Scénario de référence de 2023 (Réf23) du ministère, qui est une projection des émissions de GES au Canada et qui comprend toutes les politiques et les mesures financées, prévues par la loi et mises en œuvre par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux jusqu’en août 2023 (y compris les diverses annonces dans le budget de 2023). Plus de renseignements sur Réf23 sont présentés dans la prochaine sous-section. Pour que les projections soient aussi à jour que possible au moment d’analyser les répercussions du Règlement, la Réf23 a été modifiée afin d’y ajouter la norme sur la disponibilité des véhicules électriques, ainsi que les diverses annonces dans le budget de 2024 et les CII fédéraux pour le secteur de l’électricité, ce qui ne comprend toutefois pas l’Énoncé économique de l’automne 2024. En revanche, la modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada qui se fondait sur une version modifiée de la Réf22 contenait les mesures budgétaires annoncées dans l’Énoncé économique de l’automne 2022.

La boucle de l’Atlantique a été ajoutée au scénario de référence de la modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada, ce qui n’est pas le cas dans le cadre de la modélisation pour la Partie II de la Gazette du Canada. De plus, la modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada a été conçue de manière à ce que NextGrid puisse modéliser à la construction de nouvelles connexions interprovinciales visant à réduire les coûts du réseau national. Compte tenu des commentaires recueillis pendant la période de consultation publique, au cours de laquelle les provinces ont dit ne pas avoir l’intention d’établir d’autres connexions interprovinciales que celles déjà prévues, la modélisation pour la Partie II de la Gazette du Canada ne comporte aucune nouvelle connexion interprovinciale (à part celles déjà annoncées par les provinces) à construire au cours de la période d’analyse.

La modélisation pour la Partie I de la Gazette du Canada présupposait également que tous les groupes de cogénération ayant des exportations nettes vers le réseau électrique engageraient les coûts de conformité nécessaires pour continuer à vendre cette électricité au réseau et, par conséquent, que les émissions associées à l’électricité produite hors réseau diminueraient. Compte tenu des commentaires recueillis pendant la période de consultation publique qui remettaient en question la validité des mesures générales de CSC hors réseau mises en œuvre (comparativement au simple retrait de l’électricité vendue au réseau), la modélisation pour la Partie II de la Gazette du Canada est conçue de manière à ce que NextGrid puisse choisir parmi une série de stratégies de conformité pour les groupes de cogénération, dont seulement une porte sur la mise en œuvre des mesures de CSC. De plus, en raison d’une modification dans l’approche réglementaire de la Partie II de la Gazette du Canada, il est prévu que les émissions de cogénération pour la partie de l’électricité vendue au réseau diminuent jusqu’en 2049, après quoi, les émissions de la partie de l’électricité qui demeure hors réseau seront également comptabilisées dans la limite d’émissions d’un groupe.

Le Règlement établit qu’un groupe de production d’électricité de 25 MW ou plus qui est connecté à un réseau d’électricité régi par les normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et qui a un solde exportateur d’électricité supérieur à zéro gigawatt-heure à partir de 2035 (ou de l’année de conformité pertinente) ne doit pas dépasser sa LÉA, à moins de remplir toutes les conditions liées à l’une des dispositions sur la souplesse en matière de conformité. Le Règlement maintient une « neutralité technologique » et ne prescrit aucune voie de conformité particulière. Tous les résultats figurant dans l’ACA représentent un scénario modélisé indiquant ce qui pourrait se produire en réponse au projet de règlement sur la base de contraintes et d’hypothèses raisonnables (c’est-à-dire la modélisation du cas central). Ce cas central ne représente pas la seule voie que le secteur de la production d’électricité pourrait emprunter pour se conformer aux exigences réglementaires et ne doit pas être interprété comme étant plus probable que d’autres voies potentielles. De même, il est important de reconnaître le vaste degré d’incertitude lors de la modélisation des changements structurels associés à la décarbonisation de l’économie sur une longue période. Un large éventail de résultats est possible, qui pourrait être déterminé par des développements technologiques nouveaux ou imprévus, ainsi que par des facteurs macroéconomiques, des changements démographiques et des paysages politiques à tous les niveaux de gouvernement, qui pourraient modifier fondamentalement la modélisation de base sur laquelle la détermination des impacts différentiels dépend. Bon nombre de ces facteurs sont abordés dans l’analyse de sensibilité.

Le scénario de référence 2023 du Ministère (Réf23) et son rôle dans cette analyse

Chaque année, le Ministère élabore des mises à jour et publie les projections des émissions de GES et de polluants atmosphériques du Canada à l’aide du modèle macroéconomique E3MC. Ces projections sont utilisées pour rendre compte des progrès du Canada à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques au moyen de rapports biennaux, et pour aider à suivre les progrès accomplis en vue des objectifs climatiques du Canada énoncés dans La contribution déterminée à l’échelle nationale du Canada. Durant son élaboration du scénario de référence publié chaque année, le Ministère entreprend de vastes processus de consultation auprès des provinces, des territoires et d’autres ministères gouvernementaux sur les projections de tous les secteurs modélisés (y compris le secteur de l’électricité). Ces processus de consultation offrent aux provinces et aux territoires la possibilité de faire part de leurs commentaires et de partager des renseignements pertinents, y compris des données, qui sont prises en compte dans le scénario de référence final.

Le scénario de référence 2023 du Ministère (Réf23) a été publié dans les Projections des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques – 2023 (Rapport de projection des émissions 2023, ou RPE 2023). Comme décrit dans le REP 2023, le Réf23 comprend toutes les politiques et mesures fédérales, provinciales et territoriales qui sont financées, légiférées et mises en œuvre jusqu’en août 2023, tel que le système de tarification fondé sur le rendement et les crédits d’impôt à l’investissement pour l’énergie propre. Une liste complète des politiques et mesures incluses dans Réf23 se trouve dans le tableau A.31 et le tableau A.33 du rapport de projection des émissions. Pour créer le Réf23, E3MC modélise toutes ces politiques et mesures à travers tous les secteurs de l’économie afin de prédire leur impact combiné sur une variété de facteurs microéconomiques (par exemple les prix) et macroéconomiques (par exemple le commerce), ainsi que pour prédire leur impact combiné sur les émissions au fil du temps.

Pour déterminer les répercussions différentielles du règlement dans l’ACA, un scénario avec le règlement en place (c’est-à-dire le scénario réglementaire) est comparé à un scénario sans le règlement en place (c’est-à-dire le scénario de référence). Le Ministère a modifié le Réf23 pour créer le scénario de référence aux fins de l’ACA, sur lequel les effets discrets du règlement sont superposés pour créer le scénario réglementaire utilisé dans l’ACA. Les modifications apportées au Réf23 (telles que résumées dans le tableau 5) servent à mettre à jour le Réf23 pour y inclure les politiques et mesures qui ont été financées, légiférées et mises en œuvre après la date limite d’août 2023, conformément au processus de mise à jour annuelle. Dans le cadre des politiques et des mesures intégrées dans le Réf23 modifié, parallèlement à la croissance démographique, une croissance significative de la demande d’électricité est prévue d’ici 2050 dans le scénario de référence, à environ 1,5 fois la demande observée en 2020. Pour répondre à cette croissance de la demande dans le scénario de référence, des investissements importants en capital seront requis pour développer davantage le réseau électrique du Canada. Cet investissement requis dans le scénario de référence augmentera les coûts de construction et d’entretien du réseau électrique du Canada d’ici 2050; des coûts qui sont susceptibles d’être répercutés sur les consommateurs sous la forme d’une augmentation des tarifs d’électricité aux niveaux résidentiel, commercial et industriel. Dans le scénario de référence (c’est-à-dire sans le règlement), les coûts de construction et d’entretien du réseau électrique prévus pour le Canada entre 2024 et 2050 sont estimés à 690 milliards de dollars en valeur actuelle^{référence 13}, tandis que les tarifs d’électricité résidentiels sont prévus d’augmenter selon une moyenne nationale pondérée de 9 % entre 2024 et 2050 en dollars constants de 2022. Les répercussions présentées tout au long de l’ACA illustrent le changement différentiel dans les résultats qui se produit lorsque le règlement est superposé à ce point de référence.

Comme indiqué dans la section Contexte, le Canada s’est engagé à atteindre un objectif de zéro émission nette d’ici 2050 et a commencé à annoncer et à mettre en œuvre des politiques et des mesures importantes pour y parvenir. Cependant, l’ensemble des politiques et mesures qui ont été annoncées et mises en œuvre jusqu’en 2024 (c’est-à-dire celles prises en compte dans le Réf23 modifié) ne suffit pas à engager l’économie sur la voie de zéro émission nette. Atteindre la carboneutralité nécessitera davantage de mesures dans tous les secteurs de l’économie au cours des prochaines décennies. En effet, le scénario de référence ne prévoit pas que l’économie canadienne atteindra zéro émission nette en 2050, car un tel objectif n’est pas conforme à l’ensemble actuel de politiques et de mesures qui ont été annoncées et mises en œuvre. Un scénario dans lequel zéro émission nette serait atteinte dans l’économie à l’échelle nationale d’ici 2050 nécessiterait un développement beaucoup plus important du réseau électrique du Canada pour répondre à la demande croissante d’électricité nécessaire pour effectuer cette transition. Ainsi, la croissance de la demande d’électricité attendue en raison des politiques et mesures en vigueur aujourd’hui ne reflète pas nécessairement l’ampleur de la croissance de la demande d’électricité dans un scénario où de nouvelles politiques et mesures soutenant cette transition vers la carboneutralité entreraient en vigueur dans les décennies à venir.

Pour illustrer l’importance que pourrait être la transition vers la carboneutralité, l’Institut climatique du Canada a publié en 2022 une série de rapports intitulés Volte-face : Comment alimenter un Canada carboneutre (Rapports sur le système électrique de l’ICC) pour explorer les implications qu’une économie à émissions nettes nulles à l’échelle du pays d’ici 2050 pourraient avoir sur le système électrique du Canada. Selon les rapports sur le système électrique de la CCI, la demande nationale d’électricité en 2050 pourrait augmenter de 1,6 à 2,1 fois par rapport aux niveaux de 2020 dans une économie carboneutre. Le rapport sur le système électrique de la CCI imagine un avenir hypothétique dans lequel des mesures inconnues et indéfinies ont été prises dans tous les secteurs de l’économie pour atteindre zéro émission nette en 2050. De cette manière, la modélisation de la CCI peut être comprise comme une analyse rétrospective (à partir d’un point final et déterminer comment y arriver) au lieu d’une prévision (en suivant les tendances actuelles jusqu’à un point final indéfini). Une évaluation de la manière dont les impacts différentiels du règlement pourraient changer dans un monde caractérisé par une croissance plus forte de la demande d’électricité compatible avec une économie à émissions nettes nulles est présentée dans la section Analyse de sensibilité. Contrairement au cas central (qui est basé sur le Réf23 modifié), l’analyse de sensibilité à la croissance de la demande élevée est basée sur une version modifiée du Cas de mesures supplémentaires 2023 du Ministère (MS23), dans lequel la demande de référence est estimée à augmenter de 1,97 fois entre 2024 et 2050. De plus amples informations sur le MS23, ainsi que les répercussions différentielles du règlement dans le cadre de cette analyse de sensibilité, sont présentées dans la section sur l’analyse de sensibilité.

Composition du réseau électrique dans la modélisation du cas central et analyse de fiabilité connexe

Pour les besoins de l’ACA, la « composition du réseau électrique » fait référence à l’ensemble des infrastructures qui composent le réseau électrique (par exemple groupes de production d’électricité, stockage d’électricité, systèmes de CSC, connexions interprovinciales et systèmes de transmission et de distribution régionaux), ainsi qu’aux spécifications techniques de ces infrastructures (par exemple capacité de production d’électricité, production, consommation de combustibles, intensité des émissions, facteurs liés à l’exploitation et à l’entretien), au type (par exemple services d’électricité, cogénération industrielle) et à l’utilisation (par exemple charge de base, charge de pointe, alimentation de secours ou alimentation d’urgence). L’analyse du réseau électrique du Canada repose sur deux bases : la capacité et la production. La capacité de production d’électricité désigne essentiellement à la taille d’un groupe, qui indique la quantité maximale d’électricité qu’un groupe est capable de produire (généralement exprimée en kW, en MW ou en GW), tandis que la production correspond à l’utilisation de cette capacité, indiquant la quantité réelle d’électricité produite par ce groupe au cours d’une période donnée (généralement exprimée en kWh, en MWh ou en GWh). Il importe de noter que les groupes de production d’électricité ne fonctionnent pas toujours à plein rendement. Par exemple, un groupe d’éolienne produirait en dessous de sa capacité lorsque la vitesse du vent est faible et un groupe d’appoint alimenté au gaz naturel ne produirait à plein rendement que lorsque cela est nécessaire pour la fiabilité.

Le principal facteur des répercussions différentielles dans l’ACA est la capacité de production d’électricité et la production prévues pour le réseau électrique du Canada dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence. Selon le cadre décrit à la figure 1, la modélisation du Ministère prévoit que le réseau électrique du Canada adopterait la capacité de production d’électricité indiquée dans le tableau 6 dans le scénario de référence en comparaison à la capacité de production d’électricité indiquée dans le tableau 7 dans le scénario réglementaire, ainsi que la production décrite dans le tableau 8 du scénario de référence en comparaison à la production décrite dans le tableau 9 du scénario réglementaire.

Tableau 6 : Scénario de référence : Composition de la capacité de production du réseau électrique à l’échelle du Canada par type de technologie, en MW (entre parenthèses : proportion de la capacité totale de production d’électricité)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice sans dispositif de réduction des émissions^{note a du tableau e1}	31 633 (22 %)	30 353 (15 %)	30 518 (13 %)	28 675 (12 %)	31 094 (12 %)	34 775 (13 %)
Émettrice avec dispositif de réduction des émissions^{note b du tableau e1}	110 (0 %)	110 (0 %)	516 (0 %)	822 (0 %)	1 139 (0 %)	1 436 (1 %)
Nucléaire	13 783 (10 %)	11 112 (5 %)	12 019 (5 %)	12 334 (5 %)	12 431 (5 %)	11 856 (4 %)
Hydroélectricité	77 738 (54 %)	79 997 (39 %)	88 628 (38 %)	95 318 (39 %)	99 123 (38 %)	101 117 (36 %)
Éolienne (terrestre)	16 279 (11 %)	57 744 (28 %)	70 791 (30 %)	74 512 (30 %)	81 858 (31 %)	88 984 (32 %)
Solaire	3 906 (3 %)	14 323 (7 %)	16 049 (7 %)	19 897 (8 %)	21 314 (8 %)	20 905 (8 %)
Autres non émettrices^{note c du tableau e1}	10 (0 %)	431 (0 %)	431 (0 %)	675 (0 %)	1 435 (1 %)	1 436 (1 %)
Stockage	225 (0 %)	10 398 (5 %)	14 650 (6 %)	14 634 (6 %)	15 573 (6 %)	16 899 (6 %)
Capacité totale	143 684 (100 %)	204 468 (100 %)	233 602 (100 %)	246 868 (100 %)	263 967 (100 %)	277 408 (100 %)
Note(s) du tableau e1 Note a du tableau e1 Pour les tableaux 6 à 9, les technologies émettrices sans dispositif de réduction des émissions » font référence aux technologies suivantes : TCPG, CCPG, petit CCPG, PG à la vapeur, charbon, biomasse, biogaz, déchets et autres. Retour à la note a du tableau e1 Note b du tableau e1 Pour les tableaux 6 à 9, les technologies « émettrices avec dispositif de réduction des émissions » font référence aux technologies suivantes : GN CSC, charbon CSC et biomasse CSC. Retour à la note b du tableau e1 Note c du tableau e1 Pour les tableaux 6 à 9, « autres non émettrices » désignent les technologies suivantes : énergie éolienne en mer, géothermie, énergie marémotrice et énergie tirée des vagues. Retour à la note c du tableau e1

Tableau 7 : Scénario réglementaire : Composition de la capacité de production du réseau électrique à l’échelle du Canada par type de technologie, en MW (entre parenthèses : proportion de la capacité totale de production d’électricité)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice sans dispositif de réduction des émissions	31 633 (22 %)	29 231 (14 %)	28 448 (12 %)	25 100 (10 %)	23 866 (9 %)	23 501 (8 %)
Émettrice avec dispositif de réduction des émissions	110 (0 %)	110 (0 %)	559 (0 %)	880 (0 %)	1 256 (0 %)	2 255 (1 %)
Nucléaire	13 783 (10 %)	11 114 (5 %)	12 222 (5 %)	12 532 (5 %)	12 654 (5 %)	12 075 (4 %)
Hydroélectricité	77 738 (54 %)	80 276 (39 %)	88 956 (38 %)	96 567 (38 %)	101 469 (38 %)	104 205 (36 %)
Éolienne (terrestre)	16 279 (11 %)	58 096 (28 %)	73 540 (31 %)	79 975 (32 %)	87 904 (33 %)	98 357 (34 %)
Solaire	3 906 (3 %)	14 349 (7 %)	16 036 (7 %)	19 997 (8 %)	21 705 (8 %)	21 892 (8 %)
Autres non émettrices	10 (0 %)	431 (0 %)	602 (0 %)	935 (0 %)	1 668 (1 %)	1 670 (1 %)
Stockage	225 (0 %)	11 350 (6 %)	15 910 (7 %)	16 655 (7 %)	19 833 (7 %)	24 412 (8 %)
Capacité totale	143 684 (100 %)	204 958 (100 %)	236 273 (100 %)	252 642 (100 %)	270 355 (100 %)	288 366 (100 %)

Tableau 8 : Scénario de référence : Production à l’échelle du Canada par type de technologie, en GWh (entre parenthèses : proportion de la production totale)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice sans dispositif de réduction des émissions	80 393 (14 %)	80 980 (11 %)	63 738 (8 %)	68 765 (8 %)	64 164 (7 %)	59 168 (6 %)
Émettrice avec dispositif de réduction des émissions	934 (0 %)	743 (0 %)	986 (0 %)	1 534 (0 %)	1 967 (0 %)	2 581 (0 %)
Nucléaire	92 865 (16 %)	80 921 (11 %)	95 601 (12 %)	97 011 (12 %)	96 472 (11 %)	95 582 (10 %)
Hydroélectricité	358 643 (63 %)	364 851 (50 %)	394 829 (49 %)	399 855 (48 %)	411 427 (47 %)	437 345 (48 %)
Éolienne (terrestre)	37 209 (6 %)	181 293 (25 %)	223 448 (28 %)	230 748 (28 %)	255 722 (29 %)	279 924 (31 %)
Solaire	2 885 (1 %)	23 620 (3 %)	26 238 (3 %)	29 170 (4 %)	33 463 (4 %)	32 479 (4 %)
Autres non émettrices	0 (0 %)	923 (0 %)	1 924 (0 %)	2 712 (0 %)	5 806 (1 %)	5 899 (1 %)
Production totale	572 929 (100 %)	734 331 (100 %)	806 763 (100 %)	829 795 (100 %)	869 020 (100 %)	912 979 (100 %)

Tableau 9 : Scénario réglementaire : Production à l’échelle du Canada par type de technologie, en GWh (entre parenthèses : proportion de la production totale)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Émettrice sans dispositif de réduction des émissions	80 393 (14 %)	77 676 (11 %)	50 383 (6 %)	45 351 (5 %)	38 966 (4 %)	17 921 (2 %)
Émettrice avec dispositif de réduction des émissions	934 (0 %)	743 (0 %)	997 (0 %)	1 467 (0 %)	4 693 (1 %)	7 457 (1 %)
Nucléaire	92 865 (16 %)	80 931 (11 %)	97 251 (12 %)	98 792 (12 %)	99 081 (11 %)	97 474 (10 %)
Hydroélectricité	358 643 (63 %)	365 861 (50 %)	394 666 (49 %)	403 912 (48 %)	420 063 (48 %)	451 959 (49 %)
Éolienne (terrestre)	37 209 (6 %)	182 517 (25 %)	233 852 (29 %)	250 492 (30 %)	277 584 (32 %)	314 550 (34 %)
Solaire	2 885 (1 %)	23 661 (3 %)	26 230 (3 %)	29 255 (4 %)	33 909 (4 %)	33 740 (4 %)
Autres non émettrices	0 (0 %)	1 923 (0 %)	2 973 (0 %)	3 775 (0 %)	6 825 (1 %)	7 050 (1 %)
Production totale	572 929 (100 %)	733 312 (100 %)	806 351 (100 %)	833 044 (100 %)	881 121 (100 %)	930 152 (100 %)

À titre de remarque concernant l’interprétation générale des tableaux 6 à 9, ces conclusions sont fondées sur une gamme de politiques actuellement en place et n’incluent pas les résultats des politiques envisagées. Pour cette raison, ces conclusions présentent un futur éventuel parmi une panoplie de futurs possibles, dont certains pourraient être préférables pour les provinces et les territoires. Comme il est montré dans les tableaux 6 à 9, on prévoit que la capacité de production d’électricité et la production réelle du Canada passeront à des sources de production d’électricité peu ou non émettrices plus rapidement et dans une plus grande mesure dans le scénario réglementaire que ce qui était prévu dans le scénario de référence. Plus précisément, en l’absence du Règlement, on prévoit que le réseau électrique du Canada réduira sa proportion d’électricité produite à partir de technologies émettrices sans dispositif de réduction des émissions, qui était de 14 % (80 TWh) en 2022, pour la faire passer à 6 % (59 TWh) en 2050, et augmentera sa proportion d’électricité produite à partir de sources non émettrices, qui était de 86 % (492 TWh) en 2022, pour la faire passer à 94 % (851 TWh) en 2050. Ce résultat est attribuable à divers facteurs, comme les règlements mentionnés dans le tableau 5 (c’est-à-dire, le Règlement sur l’électricité thermique au charbon, le Règlement sur l’électricité thermique au gaz naturel, l’augmentation de la tarification au titre de la LTPGES, et les taux de resserrement du Règlement sur le STFR, ainsi que la diminution des coûts pour construire une nouvelle capacité renouvelable variable au fil du temps qui rend plus attrayantes les énergies renouvelables pour l’infrastructure vieillissante au fur et à mesure de la mise hors service des vieux groupes émetteurs.

Avec le Règlement en place, on prévoit que le réseau électrique du Canada réduira sa production à partir de technologies émettrices sans dispositif de réduction des émissions davantage qu’en l’absence du Règlement. Plus précisément, selon le scénario réglementaire, on prévoit que le réseau électrique du Canada réduira sa production à partir de technologies émettrices sans dispositif de réduction des émissions pour atteindre une proportion de 2 % (18 TWh) en 2050 et augmentera sa production non émettrice pour passer à une proportion de 97 % (905 TWh) en 2050, permettant ainsi de réduire de manière importante les émissions de GES (réductions estimées à 181 Mt au cours de la période d’analyse de 27 ans). Les résultats du cas central représentent une croissance de la demande conservatrice. La réduction des émissions serait plus importante dans un scénario où la demande est plus élevée (voir l’analyse de sensibilité du scénario à croissance de la demande élevée). L’ACA considère uniquement les impacts directs attribuables à la réglementation, elle n’inclut pas les réductions différentielles des GES par d’autres secteurs de l’économie qui tirerait profit des nouvelles occasions liées aux énergies propres, qui pourraient contribuer à améliorer la concurrence économique. Du point de la vue de la décarbonisation, un réseau électrique carboneutre en 2050 pourrait avoir des effets d’entraînement positifs importants sur les autres secteurs de l’économie (par exemple industrie lourde), bien que de tels effets soient hors du champ de l’analyse.

Comme il est montré dans le tableau 10, on s’attend également à une transition des flux commerciaux du Canada avec les États-Unis. Dans le scénario de référence, on prévoit que les importations des États-Unis diminueront au cours de la période de 2035 à 2039, pour ensuite connaître une hausse jusqu’en 2050, ce qui donne une augmentation totale des importations de 42 % entre 2022 et 2050. À l’inverse, on s’attend à ce que les exportations dans le scénario de référence soient à leur plus haut au cours de la période de 2035 à 2039, pour ensuite chuter légèrement d’ici 2050, pour une augmentation totale des exportations de 13 % entre 2022 et 2050. Si le Règlement est instauré, on prévoit que les courants d’importation chuteront de manière importante après 2040 par rapport au scénario de référence, et les courants d’exportations devraient quant à eux se maintenir.

Tableau 10 : Scénario de référence et scénario réglementaire : Balances commerciales internationales du réseau électrique à l’échelle du Canada, GWh
Élément	2022	de 2023 à 2029 (moyenne)	de 2030 à 2034 (moyenne)	de 2035 à 2039 (moyenne)	de 2040 à 2044 (moyenne)	de 2045 à 2049 (moyenne)	2050
Importations (scénario de référence)	6 120	5 520	4 804	4 347	4 733	6 195	8 663
Exportations (scénario de référence)	110 959	116 776	124 327	131 084	124 637	123 019	125 449
Exportations nettes (scénario de référence)	104 839	111 257	119 522	126 738	119 904	116 823	116 786
Importations (scénario réglementaire)	6 120	5 483	4 496	4 975	4 197	3 898	5 631
Exportations (scénario réglementaire)	110 959	116 497	122 585	127 247	125 026	128 129	124 291
Exportations nettes (scénario réglementaire)	104 839	111 014	118 089	122 272	120 829	124 231	118 660

Le Règlement est essentiel pour garantir que les progrès importants que le Canada a réalisés à ce jour dans le déploiement de l’électricité propre ne soient pas mis en péril. Le Canada bénéficie actuellement d’un avantage en matière d’électricité propre, puisque plus de 80 % de sa production provient de sources non émettrices. Toutefois, la modélisation prévoit qu’en l’absence du Règlement, il existe un risque important d’augmentation des émissions dans le secteur de l’électricité. Le gaz naturel non doté de dispositif de réduction des émissions peut être compétitif en termes de coûts par rapport à des options telles que le gaz naturel doté de dispositif de réduction des émissions et l’énergie nucléaire. Les opérateurs du secteur de l’électricité sont également familiers avec la technologie de production au gaz naturel et apprécient sa capacité à s’intégrer facilement dans le réseau. Malgré des conditions favorables au déploiement de l’électricité renouvelable, le Canada a des niveaux comparativement plus faibles d’énergie éolienne et solaire moins coûteuse que beaucoup d’autres pays occidentaux, y compris tous les autres pays du G7 (par exemple 7 % du mix électrique du Canada est éolien et solaire, contre 39 % en Allemagne, 34 % au Royaume-Uni et 15 % aux États-Unis). Pour ces raisons, en l’absence du Règlement, on continuerait à construire et à déployer davantage de générateurs au gaz naturel non doté de dispositif de réduction des émissions pour répondre à la demande croissante d’électricité. En l’absence de mesures supplémentaires, certaines modélisations montrent que, dans un scénario de croissance plus forte de la demande, les émissions liées à l’électricité pourraient plus que doubler d’ici 2050 par rapport aux niveaux de 2025 (voir la figure 3). Le Règlement veille à ce que les émissions d’électricité n’augmentent pas au fur et à mesure que le réseau électrique du Canada se développe. Ce Règlement, qui interdit les émissions excessives provenant de l’électricité, est un élément clé pour aider le Canada à atteindre son objectif d’une économie carboneutre d’ici 2050.

La demande nationale d’électricité en 2050 dans le scénario de référence devrait être 1,49 fois plus élevée que les niveaux de 2020, tandis que la demande nationale d’électricité en 2050 dans le scénario réglementaire devrait être 1,50 fois plus élevée que les niveaux de 2020. Le scénario réglementaire se traduit donc par une augmentation des ventes d’électricité de 80 969 GWh, soit 0,5 % de plus que dans le scénario de référence. Bien que ces résultats de modélisation suggèrent que le Règlement ne devrait pas avoir un impact important sur la demande totale d’électricité à l’échelle nationale, il existe des variations régionales à ce résultat, explorées plus en détail dans l’analyse de distribution.

Comme il est montré dans le tableau 2 de la section Contexte, les provinces ne commencent pas toutes au même point de départ. L’Alberta, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse plus particulièrement, ainsi que le Nouveau-Brunswick et l’Ontario, dans une certaine mesure, produisent plus d’électricité à partir de technologies émettrices sans dispositif de réduction des émissions que la moyenne nationale. Par conséquent, on s’attend à ce que ces provinces connaissent la plus grande transformation quant à la capacité de production et la production réelle en raison du Règlement. La capacité de production et la production réelle modélisées dans ces cinq provinces sont présentées dans le tableau 11.

Tableau 11 : Capacité de production du réseau électrique par type de technologie en 2022 et 2050, provinces sélectionnées, scénario de référence et scénario réglementaire
	Scénario	Année	Émettrice sans dispositif de réduction des émissions	Émettrice avec dispositif de réduction des émissions	Nucléaire	Hydroélectricité	Éolienne (terrestre)	Solaire	Autres non émettrices	Production totale (GWh)
N.-É.	Deux scénarios	2022	71 %	0 %	0 %	10 %	18 %	0 %	0 %	10 351
	Scénario de référence	2050	11 %	0 %	0 %	2 %	65 %	11 %	11 %	16 498
	Scénario réglementaire	2050	3 %	0 %	0 %	3 %	67 %	10 %	17 %	17 347
N.-B.	Deux scénarios	2022	29 %	0 %	40 %	22 %	8 %	0 %	0 %	13 404
	Scénario de référence	2050	6 %	0 %	5 %	4 %	75 %	0 %	9 %	24 706
	Scénario réglementaire	2050	0 %	0 %	6 %	5 %	74 %	5 %	9 %	24 983
ON	Deux scénarios	2022	10 %	0 %	54 %	23 %	10 %	2 %	0 %	161 464
	Scénario de référence	2050	6 %	0 %	44 %	18 %	32 %	0 %	0 %	214 864
	Scénario réglementaire	2050	0 %	0 %	44 %	23 %	33 %	0 %	0 %	216 188
SK	Deux scénarios	2022	72 %	2 %	0 %	14 %	10 %	2 %	0 %	5 960
	Scénario de référence	2050	32 %	8 %	0 %	12 %	45 %	3 %	0 %	10 831
	Scénario réglementaire	2050	7 %	22 %	0 %	17 %	51 %	3 %	0 %	11 064
AB^{note a du tableau e6}	Deux scénarios	2022	81 %	0 %	0 %	4 %	12 %	3 %	0 %	66 318
	Scénario de référence	2050	43 %	0 %	0 %	3 %	43 %	11 %	0 %	75 249
	Scénario réglementaire	2050	16 %	2 %	0 %	3 %	71 %	9 %	0 %	85 523
Note(s) du tableau e6 Note a du tableau e6 La Réf23 modifiée (sur laquelle cette analyse est basée) n’inclut pas les restrictions récemment annoncées par l’Alberta sur le développement d’énergies renouvelables variables. Retour à la note a du tableau e6

Définition de la fiabilité

La fiabilité du réseau électrique du Canada revêt une importance stratégique et constitue l’un des trois piliers du processus d’élaboration du Règlement. Un réseau d’électricité fiable repose sur l’adéquation des ressources (une offre d’électricité suffisante pour répondre en tout temps à la demande des consommateurs d’électricité) et sur la fiabilité opérationnelle (la capacité du réseau électrique à résister aux perturbations soudaines).

Comme l’illustre le tableau 11, en 2022, la majorité de la production d’électricité du Canada provenait de technologies qui fournissent une capacité « ferme », comme le gaz naturel, le charbon, la biomasse, l’énergie nucléaire ou l’hydroélectricité, qui sont des sources de production stables et insensibles aux facteurs environnementaux (malgré le risque de sécheresse prolongée). En comparaison, l’électricité produite par des sources d’énergie renouvelable variable, comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire, varie naturellement de jour en jour en fonction des facteurs environnementaux. La capacité ferme, qui est intégrée dans un réseau électrique, peut agir en renfort des sources d’énergie renouvelable variable afin de maintenir la fiabilité. Le caractère variable de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire peut rendre le processus de la planification et de l’exploitation d’un réseau électrique encore plus complexe. Or, il existe des solutions qui facilitent la gestion de la variabilité de ces sources. Les approches clés comprennent l’utilisation de groupes de production d’électricité à répartir pouvant rapidement être mise en service, comme celles alimentées par l’hydroélectricité ou le gaz naturel (y compris celles équipées de technologies de réduction des émissions), ainsi que l’adoption plus large des groupes nucléaires, du stockage d’énergie, des interconnexions de transport et des approches opérationnelles, comme les charges flexibles et la gestion de la demande énergétique.

Il y a plusieurs facteurs qui sont susceptibles de nuire à la fiabilité du réseau électrique au cours des prochaines décennies, la planification du réseau du scénario de référence et du scénario réglementaire devrait en tenir compte. Parmi les plus importants, l’augmentation de la demande d’électricité pourrait être stimulée par une forte croissance de la population, l’apparition de nouvelles sources de demande (par exemple la multiplication des centres de données et des services d’intelligence artificielle) et l’accélération de l’électrification d’autres secteurs, comme les transports, les bâtiments et l’industrie lourde. Cette demande accrue nécessitera l’expansion de l’infrastructure du réseau et une augmentation de la capacité de production d’électricité. L’ajout nécessaire de capacité de production d’électricité donne la possibilité d’intégrer davantage de sources d’énergie renouvelable variable (ERV) dans le réseau électrique — surtout considérant que l’énergie éolienne et l’énergie solaire coûtent beaucoup moins cher et qu’elles sont devenues des options de production sans émissions beaucoup plus attrayantes pour de nombreuses régions — de même que les nouvelles ressources énergétiques distribuées (RED)^{référence 14}. Par exemple, la Nouvelle-Écosse entreprend actuellement des projets de stockage d’énergie à grande échelle et prévoit déployer une technologie de stabilisation du réseau sous la forme de compensateurs synchrones, afin de soutenir la fiabilité continue de son réseau électrique à mesure que les sources d’énergie éoliennes de la province produisent de plus en plus d’électricité.

Les répercussions du changement climatique sur l’hydroélectricité sont un autre facteur pouvant nuire à la fiabilité. Sous l’effet du changement climatique, les régimes de précipitations pourraient être modifiés, ce qui se traduirait par plus de volatilité et moins de prévisibilité et pourrait avoir une incidence sur la disponibilité et la fiabilité de l’hydroélectricité pendant les périodes marquées par de faibles quantités de précipitations ou la sécheresse. Bien que cette considération ne soit pas spécifiquement intégrée au modèle, le Règlement comprend des dispositions bancaires et des dispositions renforcées en cas d’urgence pour atténuer les risques. Le changement climatique devrait également se répercuter sur la production thermique utilisant des combustibles fossiles, la biomasse et la fission nucléaire, puisqu’en cas de sécheresse, il y aurait moins d’eau disponible pour refroidir l’équipe et qu’il faudrait, par conséquent, diminuer l’utilisation de ces ressources. Sans compter que l’augmentation de la température associée au changement climatique réduirait également l’efficacité des centrales.

Fiabilité et rôle de l’énergie renouvelable variable (ERV)

Dans le cadre des consultations entourant le Règlement, certaines parties intéressées ont dit être préoccupées par l’intégration de niveaux plus élevés d’énergie éolienne et d’énergie solaire dans le réseau électrique prescrits par le Règlement comparativement à ceux du scénario de référence. Plus particulièrement, elles ont dit craindre des problèmes de fiabilité, en particulier d’ordre opérationnel, comme l’inertie^{référence 15} et la tension, lorsqu’il faudra intégrer davantage d’ERV dans les réseaux électriques régionaux qui intègrent déjà des niveaux élevés d’ERV. De plus, elles ont dit être préoccupées par la capacité restreinte de la modélisation du Ministère à s’assurer d’une quantité suffisante d’inertie dans les réseaux électriques régionaux, en raison de sa portée nationale.

Comme le montre le tableau 8, selon le scénario de référence, la proportion d’électricité produite au Canada par des sources d’énergie renouvelable variable (« éolienne [à terre] », « solaire » et « autres options sans émissions ») devrait passer de 7 % en 2022 à 35 % en 2050, tandis que (comme le montre le tableau 9), selon le scénario réglementaire, cette proportion devrait passer à 38 % en 2050. À l’exception de l’Île-du-Prince-Édouard, qui importe la plus grande partie de son électricité à laquelle s’ajoute une petite quantité produite presque exclusivement par des sources d’énergie renouvelable variable, l’Alberta, la Nouvelle-Écosse et l’Ontario sont les provinces qui produisent une grande partie de leur électricité avec des sources d’énergie renouvelable. Comme le montre le tableau 11, selon le scénario de référence, l’électricité produite par des sources d’énergie renouvelable variable de 2022 à 2050 devrait passer de 18 % à 76 % en Nouvelle-Écosse, de 8 % à 75 % au Nouveau-Brunswick, de 12 % à 32 % en Ontario, de 12 % à 48 % en Saskatchewan et de 15 % à 54 % en Alberta. Selon le scénario réglementaire, l’électricité produite par des sources d’énergie renouvelable variable dans ces provinces en 2050 devrait être encore plus grande, à 77 %, 79 %, 33 %, 54 % et 80 %, respectivement.

Pour l’ensemble du Canada, la proportion d’électricité produite par des sources d’énergie éolienne et solaire est inférieure à la moyenne internationale. Plus précisément, dans son rapport sur les énergies renouvelables (Renewables 2023, en anglais seulement), l’Agence internationale de l’énergie souligne que les énergies éolienne et solaire sont passées de 2 % de la production mondiale d’électricité en 2010 à 13 % en 2023, et devraient atteindre 25 % d’ici 2028, soit près de deux fois les niveaux de 2023.

Aux États-Unis et en Europe, de nombreuses administrations publiques ont atteint des niveaux d’intégration des énergies éolienne et solaire bien supérieurs à ces moyennes mondiales et constatent une croissance rapide de leur déploiement, en plus de maintenir la fiabilité de leurs réseaux. Ainsi, en 2023, la proportion d’électricité produite par des sources d’énergie éolienne et solaire s’élevait à environ 67 % au Danemark^{référence 16}, 41 % aux Pays-Bas^{référence 17}, 39 % en Allemagne^{référence 18}, 39 % en Espagne^{référence 19}, 38 % en Irlande^{référence 20} et 34 % au Royaume-Uni (où le taux d’intégration à seulement 3 % en 2010 a connu une croissance particulièrement rapide)^{référence 21}. Selon le navigateur de données sur l’électricité (Electricity Data Browser, en anglais seulement) de l’Agence d’information sur l’énergie des États-Unis, l’énergie éolienne et solaire représentait 16 % de toute l’électricité produite aux États-Unis en 2022, à divers endroits (certains États au nord ayant le même climat que le Canada) l’intégration des énergies éolienne et solaire étant bien au-dessus de la moyenne américaine. Par exemple, en 2022, la proportion d’électricité produite par des sources d’énergie éolienne et solaire était de 63 % en Iowa, 58 % au Dakota du Sud, 48 % au Kansas, 36 % au Dakota du Nord, 34 % en Californie, 29 % au Minnesota et 27 % au Texas.

Selon des études, malgré le coût du maintien de la fiabilité qui a tendance à augmenter et la nécessité de tenir compte de facteurs de fiabilité comme l’inertie et la tension à mesure que la proportion de l’électricité produite par des sources d’énergie renouvelable variable augmente, l’intégration de niveaux élevés d’énergie renouvelable variable est gérable et réalisable. La croissance de l’énergie renouvelable variable sera également influencée par les circonstances régionales, comme l’état du réseau électrique, la disponibilité des lignes de transport vers d’autres régions, la production globale et l’utilisation des technologies de stockage d’énergie.

En comparant les réseaux électriques régionaux du Canada avec à ceux de l’Europe et des États-Unis, il est raisonnable de conclure que les services publics canadiens pourraient intégrer de façon fiable beaucoup plus d’énergie renouvelable variable dans leurs réseaux qu’ils ne l’ont fait jusqu’à présent, tout en tenant compte des considérations relatives à la fiabilité opérationnelle. L’intégration de niveaux plus élevés d’énergie renouvelable variable demeure un défi, même en l’absence du REP, puisque l’énergie solaire et éolienne est de plus en plus déployée au Canada pour d’autres raisons, notamment la rentabilité et la sécurité de l’approvisionnement. L’intégration de niveaux élevés d’énergie renouvelable variable est gérable et réalisable, compte tenu de l’horizon temporel sur lequel les investissements nécessaires seraient effectués (par exemple l’intégration de compensateurs synchrones, de batteries et/ou l’expansion de l’infrastructure de transport), et compte tenu des nombreux engagements fédéraux visant à soutenir de tels investissements dans le secteur de l’électricité, y compris le crédit d’impôt pour l’investissement en électricité propre, le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification et le financement d’infrastructures d’énergie propre offert par la Banque de l’infrastructure du Canada. Le Canada dispose également d’une importante source d’énergie propre et ferme (notamment l’hydroélectricité), et peut profiter des avantages que représente l’amélioration de l’interconnexion des réseaux, du stockage et de la flexibilité de la demande.

Modélisation de la fiabilité

Des parties intéressées clés ont indiqué à de nombreuses reprises que la fiabilité devait être l’une des principales priorités du Règlement, et bien que la modélisation ne puisse pas tenir compte de tous les aspects de la « fiabilité opérationnelle », elle a été considérée lors du processus d’élaboration stratégique. Pour assurer la production de résultats raisonnables, on a intégré aux modèles des contraintes de fiabilité.

Comme indiqué précédemment, on a employé E3MC pour générer les résultats de modélisation de l’électricité qui ont éclairé l’ACA, et NextGrid pour prévoir la réaction de chaque groupe au Règlement. Les prévisions de NextGrid concernant la conformité des groupes existants aux contraintes du Règlement (par exemple détermination de si les groupes seront mis hors service, équipés de dispositifs de captage du carbone ou encore exploités sans un tel dispositif, et dates de ces événements) servent d’intrants au volet Energy2020 d’E3MC.

Dans NextGrid, les préoccupations relatives à la fiabilité ont été prises en compte de diverses façons. Plus précisément, la programmation de NextGrid assure qu’une puissance garantie suffisante pour les charges de pointe et les marges de réserve est disponible lors de toutes les années modélisées, et que différents types de réserves de fonctionnement sont examinées. Lorsqu’on disposait des données pertinentes, on a intégré à NextGrid les coûts des compensateurs synchrones (une technologie de stabilisation du réseau) et du stockage de l’énergie associés à une proportion accrue d’énergie éolienne, et ajouté des limites à l’intégration de cette énergie à toutes les périodes. On a validé les prévisions résultantes de NextGrid à l’aide d’une version du modèle qui comprenait toutes les heures d’une année pour s’assurer qu’à aucun moment les centrales à production acheminable, y compris les groupes de secours destinés à la réponse aux charges de pointe, ne pourraient pas répondre à la demande.

La modélisation du Ministère prévoit des taux élevés de déploiement des énergies éolienne et solaire dans certaines provinces, parce qu’il s’agit souvent des sources d’électricité les moins coûteuses disponibles. L’exploitation éolienne et solaire est toujours accompagnée d’une augmentation de la puissance garantie, notamment grâce à des groupes au gaz naturel destinés à la réponse aux charges de pointe qui sont rarement utilisés et contribuent ainsi peu aux émissions globales.

En ce qui concerne l’augmentation de la capacité du réseau électrique, le modèle Energy2020 utilise une méthode qui modifie cette augmentation de manière à simuler le processus décisionnel à un moment et à un endroit donné. L’algorithme employé comprend des renseignements sur d’autres facteurs, comme le coût de la nouvelle capacité de production d’électricité, les marges de réserve voulues, les préférences politiques ou sociales, les règlements, les normes et les subventions.

Des investissements supplémentaires pourraient être nécessaires dans certaines provinces, par exemple pour déployer des compensateurs synchrones, afin d’assurer la fiabilité opérationnelle des réseaux pour lesquels le taux de pénétration des énergies renouvelables variables est élevé. Leurs coûts ont été pris en compte dans la modélisation du Ministère, lorsque des renseignements étaient disponibles ou avaient été fournis. Durant ses conversations avec les services publics, les exploitants de réseau et les gouvernements provinciaux, le Ministère a invité ces parties à lui donner des renseignements sur ces investissements supplémentaires, si elles pensaient que ceux-ci entraîneraient des coûts supplémentaires. Une partie a fourni de tels renseignements, qui ont été intégrés à l’analyse.

Le Ministère a examiné la manière dont des instances étrangères de premier plan gèrent la fiabilité opérationnelle des réseaux comprenant de fortes proportions de sources d’énergie renouvelables variables, et il a discuté de ce sujet avec des experts comme la North American Electric Reliability Corporation (NERC) afin de recueillir leur perspective sur ce sujet et sur le Règlement. La NERC n’établit aucune limite précise à la pénétration des énergies renouvelables variables pour des raisons de fiabilité du réseau, car en pratique, les limites dépendraient de l’ensemble des infrastructures utilisées pour la production et des caractéristiques particulières du réseau.

De plus, le Ministère a travaillé avec des modélisateurs tiers possédant une expertise de longue date du secteur de l’électricité. L’intention était qu’ils étayent ses résultats de modélisation ou fassent la preuve que ceux-ci ne sont pas représentatifs. Les résultats de la modélisation par ces tiers correspondent dans une grande mesure à ceux du Ministère. Tous les résultats de modélisation, y compris ceux des tiers externes, montrent que les provinces pourraient assurer la fiabilité tout en respectant le Règlement.

Cadre de l’ACA et de l’analyse de la répartition

Un schéma simplifié des variables du réseau électrique et des relations entre celles-ci est présenté à la figure 2.

Figure 2 : Principales variables du réseau électrique et relations entre ces variables

Figure 2 : Principales variables du réseau électrique et relations entre ces variables – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 2 : Principales variables du réseau électrique et relations entre ces variables - Version textuelle

La figure 2 est un organigramme montrant la relation entre les variables clés du système électrique dans l'analyse. En suivant les flèches de gauche à droite, la demande en électricité entraîne des changements au portefeuille de la capacité de production, au bouquet énergétique et à la balance commerciale. Le portefeuille de la capacité de production affecte la mise en chantier de nouvelles capacités, les opérations et à la maintenance fixes, la remise à neuf, les mise hors service et la transmission. Le bouquet énergétique affecte la consommation de carburant, les opérations et la maintenance variables, les compensations et le prix du carbone. La balance commerciale affecte les échanges internationaux et domestiques en électricité. Tous ces effets se répercutent sur les coûts totaux du système, ce qui entraîne des changements dans les tarifs d'électricité. Les effets du bouquet énergétique entraînent des changements dans les émissions de GES et les émissions de polluants atmosphériques.

Comme le montre la figure 2, c’est la demande nationale d’électricité qui détermine les ensembles d’infrastructures sous-tendant la capacité et utilisés pour la production ainsi que les balances commerciales. L’ensemble de la capacité de production comprend les coûts suivants : développement des immobilisations, coûts de fonctionnement et d’entretien (F et E) fixes, mise à neuf, mise hors service et transport. L’ensemble utilisé pour la production comprend les coûts suivants : consommation de combustibles, coûts de F et E variables, crédits compensatoires et paiements du prix du carbone. Il entraîne des émissions de GES et de polluants atmosphériques. Les balances commerciales se composent des flux internationaux et intérieurs. Tous ces éléments interagissent et déterminent les coûts totaux du réseau, qui sont transférés aux consommateurs par les tarifs d’électricité.

L’ACA chiffre les réductions supplémentaires des émissions de GES et de polluants atmosphériques attribuables au Règlement. L’avantage associé aux réductions supplémentaires des émissions de GES correspond aux dommages dus aux changements climatiques évités à l’échelle mondiale, qui sont mesurés dans l’ACA par le coût social des GES (CS-GES). L’avantage associé aux réductions supplémentaires des émissions de polluants atmosphériques correspond aux effets nocifs sur l’environnement et la santé de la population canadienne qui sont évités. Ces effets évités sont mesurés dans l’ACA à l’aide de modèles géospatiaux et d’une approche simplifiée d’évaluation des avantages par tonne (ApT).

L’ACA calcule les changements supplémentaires causés aux variables que sont le développement des immobilisations, les coûts de F et E fixes, la mise à neuf, la mise hors service, la consommation de combustibles, les coûts de F et E variables, les crédits compensatoires et les flux commerciaux internationaux. Elle ne calcule pas les changements dans le transport, puisque les opérations et les réseaux de distribution provinciaux et locaux dépassent la portée de ce qui peut être modélisé avec NextGrid et E3MC. Elle ne considère pas non plus les changements des flux commerciaux intérieurs et des paiements du prix du carbone, car ces éléments sont considérés comme des « transferts » dans la méthode d’ACA de portée nationale. Cependant, puisque ces deux variables influent sur les tarifs de l’électricité, elles sont présentées dans la section Analyse de la répartition. Cette section porte également sur les tarifs de l’électricité, car ils représentent la transmission des coûts du secteur de l’électricité aux consommateurs, et sur l’abordabilité.

Avantages

En interdisant les émissions excessives de CO₂, le Règlement réduira la quantité de CO₂ ainsi, par l’entremise de bénéfices secondaires, d’autre GES émis par les groupes de production d’électricité au Canada, relativement au scénario de référence, ce qui permettra d’éviter des dommages causés par les changements climatiques à l’échelle mondiale. Plus précisément, le Règlement devrait entraîner une réduction des émissions de GES du secteur de l’électricité d’environ 181 Mt entre 2024 et 2050. Dans le scénario de référence, les émissions totales de GES sur cette période associées au réseau électrique canadien sont estimées à 703 Mt. De plus, il réduira aussi la quantité de polluants atmosphériques émise par ces groupes, entraînant ainsi des améliorations localisées de la qualité de l’air et l’évitement d’effets nocifs sur la santé et l’environnement, en comparaison avec un scénario ou le Règlement n’est pas implémenté. De plus, il devrait permettre au secteur de l’électricité de réaliser des économies de coûts nettes au fil du temps, en lui évitant de consommer des combustibles et en éliminant des coûts de F et E variables, et pourrait contribuer à long terme à l’obtention d’avantages économiques plus larges. Chacun de ces avantages est décrit en détail dans les sous-sections qui suivent. Les avantages prévus vont tous au-delà de ce qui se produirait en l’absence du Règlement.

Dommages dus aux changements climatiques évités à l’échelle mondiale

Le Règlement aura pour effet de réduire la quantité de GES émise par les groupes de production d’électricité au Canada, en particulier celle de dioxyde de carbone (CO₂), de méthane (CH₄) et d’oxyde nitreux (N₂O). Comme l’indique l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre, le potentiel de réchauffement planétaire du CH₄ est estimé à 28 fois celui du CO₂, tandis que celui du N₂O est estimé à 265 fois celui du CO₂. En utilisant ces potentiels de réchauffement planétaire pour calculer le CO₂e, on estime que le Règlement devrait donner lieu à des réductions supplémentaires de 181 Mt de CO₂e dans le secteur de l’électricité au cours de la période de 27 ans analysée (2024 à 2050), soit une diminution de 17 % des émissions du secteur par rapport au scénario de référence, auxquelles s’ajoutent des réductions estimatives de 12 Mt découlant du recours à des crédits compensatoires. Une ventilation de ces réductions avec le temps est présentée dans le tableau 12.

Tableau 12 : Réductions supplémentaires de GES (kilotonnes)
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle
CO₂ (réseau électrique)	12 138	31 748	47 573	50 841	17 485	159 784	5 918
CH₄ (réseau électrique)	7	16	27	29	9	88	3
N₂O (réseau électrique)	0	1	2	2	1	5	0
CO₂ (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	5 241	4 413	4 340	3 708	17 701	656
CH₄ (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	0	0	0	0	0	0
N₂O (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	0	0	0	0	0	0
Réductions totales de GES : réseau électrique (convertie en CO₂e)	12 145	31 765	47 601	50 872	17 494	159 878	5 921
Réductions totales de GES : « à l’intérieur des limites d’une installation » (convertie en CO₂e)	0	5 241	4 413	4 340	3 709	17 702	656
Réductions totales de GES : secteur de l’électricité (convertie en CO₂e)	12 419	37 708	53 180	56 473	21 585	181 365	6 717
Utilisation de crédits compensatoires	0	350	2 763	3 539	5 341	11 993	444
Réductions totales de GES, y compris par l’utilisation de crédits compensatoires (convertie en CO₂e)	12 419	38 058	55 944	60 012	26 926	193 358	7 161

Les crédits compensatoires dont l’utilisation est autorisée par le Règlement représentent des réductions de GES supplémentaires, uniques et vérifiées, conformément aux exigences du Règlement sur le système canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre. Cependant, l’analyse suppose que l’approvisionnement permettra de répondre à toute la demande supplémentaire de crédits compensatoires provenant du secteur de l’électricité (compte tenu d’un prix hypothétique, voir la sous-section Coûts pour en savoir plus). La question de savoir si ces crédits compensatoires peuvent réellement être comptabilisés dans le calcul des réductions supplémentaires des émissions par rapport au scénario de référence nécessite de déterminer si la production des crédits est attribuable au Règlement. Dans un scénario où il y a reconnaissance croisée des crédits, il n’est pas certain que les crédits achetés par le secteur de l’électricité dans le scénario réglementaire n’auraient pas été produits en l’absence de la demande accrue de crédits suscitée par le Règlement. Selon la mesure dans laquelle cette hypothèse est véridique, la plage des réductions supplémentaires des émissions de GES attribuables au Règlement s’étend de 181 Mt à 193 Mt.

Toute réduction des émissions de GES atténue les dommages mondiaux causés par les changements climatiques. Si les effets directs sur la population canadienne ont une importance prépondérante lors de l’élaboration de règlements fédéraux, il faut examiner le bien-être mondial dans le cas de biens purement publics (tels que l’atmosphère), auxquels aucun titre de propriété n’est associé et pour lesquels les externalités s’accumulent. Pour pouvoir évaluer le mérite relatif des propositions influençant à la baisse les émissions de GES, les décideurs se servent d’un indicateur appelé le coût social des GES (CS-GES). Il s’agit d’estimer la valeur pécuniaire d’un sous-ensemble de dommages mondiaux causés par les changements climatiques au fil du temps qui sont associés à une tonne d’émissions de GES ou, à l’inverse, la valeur pécuniaire de ces dommages évités à l’échelle mondiale au fil du temps grâce à une réduction d’une tonne des émissions de GES. L’emploi des estimations du CS-GES mondial lors de l’élaboration de politiques régionales est largement considéré comme justifié, car il permet d’internaliser les externalités liées aux émissions de GES, ce qui donne aux pays la possibilité d’adapter leurs politiques climatiques en fonction de niveaux d’utilité sociale.

En décembre 2023, l’Environmental Protection Agency des États-Unis (US EPA) a publié un rapport technique intitulé Report on the Social Cost of Greenhouse Gases: Estimates Incorporating Recent Scientific Advances (rapport de la US EPA, en anglais seulement) pour expliquer la méthode d’obtention des estimations du CS-GES qu’elle applique depuis dans ses études d’impact de la réglementation, comme celle portant sur la Final Rule: New Source Performance Standards for Greenhouse Gas Emissions from New, Modified, and Reconstructed Fossil Fuel-Fired Electric Generating Units de 2024 (en anglais seulement).

Comme expliqué dans le rapport de la US EPA, les valeurs mises à jour du CS-GES reflètent les connaissances les plus récentes de la science du climat et ont été obtenues en faisant interagir quatre modules complexes : facteurs socioéconomiques et émissions, climat, dommages et actualisation^{référence 22}. Les estimations du CS-GES tiennent compte d’un éventail d’effets (négatifs et positifs) des changements climatiques, comme les changements de la productivité agricole nette, les effets sur la santé humaine, les dommages matériels dus à l’augmentation du risque d’inondation, les changements de la fréquence et de la gravité des catastrophes naturelles, la perturbation des systèmes énergétiques, le risque de conflit, la migration environnementale et la valeur des services écosystémiques. Il faut noter qu’elles ne tiennent pas compte de plusieurs effets importants, mais difficiles à modéliser, tels que les événements météorologiques extrêmes, l’acidification des océans et les interactions ou les boucles de rétroaction entre les secteurs. De ce fait, le rapport de la US EPA souligne que la méthode du CS-GES sous-estime probablement le total des répercussions des émissions supplémentaires de GES.

Le gouvernement du Canada a adopté les mêmes estimations du CS-GES que la US EPA, comme l’indique le document Estimation du coût social des gaz à effet de serre – Orientation provisoire actualisée pour le gouvernement du Canada (Orientation actualisée sur le CS-GES). Selon ce document, les estimations augmentent avec le temps, parce que les dommages supplémentaires augmentent avec l’accumulation des émissions de GES dans l’atmosphère et que la croissance des revenus au fil du temps est associée à une croissance de la volonté de payer pour éviter des dommages économiques. Les estimations en dollars canadiens du coût social du carbone (CS-CO₂), du coût social du méthane (CS-CH₄) et du coût social de l’oxyde nitreux (CS-N₂O) lors de certaines années sont présentées dans le tableau 13.

Tableau 13 : Valeurs annuelles du CS-CO₂, du CS-CH₄ et du CS-N₂O tirées de l’Orientation actualisée sur le CS-GES, pour certaines années (en dollars canadiens constants de 2021 par tonne, actualisés à l’année d’indice pertinente selon un taux de 2 %)
Année d’indice	CS-CO₂	CS-CH₄	CS-N₂O
2020	247 $	2 107 $	69 230 $
2025	271 $	2 589 $	77 066 $
2030	294 $	3 073 $	84 903 $
2035	317 $	3 634 $	92 894 $
2040	341 $	4 194 $	100 886 $
2045	367 $	4 803 $	109 902 $
2050	394 $	5 410 $	118 919 $

Pour pouvoir estimer l’avantage du Règlement en ce qui concerne les changements climatiques, on a converti les valeurs de CS-GES du tableau 13 en dollars constants de 2022 (plutôt que de 2021) en utilisant un facteur de conversion de 1,0733 (provenant des estimations du déflateur du PIB dans E3MC), avant de les multiplier par les réductions par tonne de chaque polluant résumées dans le tableau 13 et d’actualiser les résultats à l’année de référence 2024 en appliquant un taux de 2 %. Comme le montre le tableau 14, il est estimé que le Règlement entraînera l’évitement de 44,4 milliards de dollars de dommages mondiaux causés par les changements climatiques attribués au secteur de l’électricité au cours de la période de 27 ans analysée, et que des avantages supplémentaires estimés de 2,9 milliards de dollars seront obtenus grâce à l’utilisation de crédits compensatoires durant la même période. Par conséquent, il est estimé que la plage des avantages offerts par le Règlement relativement aux changements climatiques s’étend de 44,4 milliards de dollars à 47,3 milliards de dollars, selon la mesure dans laquelle on suppose que l’utilisation de ces crédits augmentera par rapport au scénario de référence. Dans un souci de prudence de l’hypothèse, c’est la valeur inférieure de cette estimation qui a été intégrée au cas central de l’ACA.

Tableau 14 : Dommages dus aux changements climatiques évités à l’échelle mondiale (millions de dollars)
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
Grâce aux réductions du CO₂ (réseau électrique)	3 145	8 007	11 716	12 188	4 117	39 173	1 892
Grâce aux réductions du CH₄ (réseau électrique)	19	49	83	93	28	272	13
Grâce aux réductions du N₂O (réseau électrique)	28	68	122	128	37	383	18
Grâce aux réductions du CO₂ (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	1 323	1 087	1 041	873	4 323	209
Grâce aux réductions du CH₄ (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	0	0	0	0	1	0
Grâce aux réductions du N₂O (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	8	8	7	3	27	1
Atténuation totale des changements climatiques associés au réseau électrique	3 217	8 179	12 002	12 490	4 205	40 094	1 936
Atténuation totale des changements climatiques associés à la production « à l’intérieur des limites d’une installation »	0	1 332	1 095	1 049	877	4 352	210
Atténuation totale des changements climatiques associés au secteur de l’électricité	3 217	9 511	13 097	13 539	5 082	44 447	2 146
Atténuation des changements climatiques attribuable à l’utilisation de crédits compensatoires	0	88	681	849	1 257	2 875	139
Atténuation totale des changements climatiques, en tenant compte des crédits compensatoires	3 217	9 600	13 778	14 387	6 340	47 321	2 285

Effets néfastes pour la santé de la population canadienne évités

Les émissions de polluants atmosphériques diminuent conjointement avec les émissions de GES lorsque la production d’énergie non émettrice remplace la production d’énergie émettrice. Cependant, la production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions (comme le gaz naturel avec un système de CSC) permet uniquement de réduire les émissions de GES, et, toutes choses étant égales par ailleurs, consomme davantage de combustible par MWh d’électricité produite que la production sans dispositif de réduction des émissions afin d’alimenter le système de CSC. De façon générale, la production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions brûle plus de combustible que la production d’électricité sans dispositif de réduction des émissions, et les technologies de CSC ne permettent de réduire que les émissions de GES. Par conséquent, la question de savoir s’il y aura au final une diminution des émissions de polluants atmosphériques dépendra de la mesure dans laquelle la production d’électricité sans émissions, par rapport à la production avec dispositif de réduction des émissions, supplantera la production émettrice dans le scénario réglementaire.

Compte tenu de tous les facteurs, le Règlement devrait permettre de réduire la quantité de polluants atmosphériques émis par les groupes de production d’électricité, y compris les oxydes d’azote (NO_X), les oxydes de soufre (SO_X), les particules fines dont la taille est inférieure à 2,5 microns (PM_2,5) et le mercure (Hg). Les émissions de NO_X génèrent des concentrations de dioxyde d’azote (NO₂) dans l’air ambiant et contribuent à la formation de PM_2,5 secondaires et d’ozone troposphérique. Les émissions de SO_X contribuent aux concentrations ambiantes de dioxyde de soufre (SO₂) et de sulfate, et donnent également lieu à la formation de PM_2.5 secondaires dans l’atmosphère.

Les réductions des émissions de ces polluants atmosphériques entraîneront l’amélioration de la qualité de l’air à l’échelle locale, selon les caractéristiques géographiques et météorologiques des sites d’émission, ce qui pourrait permettre d’éviter des effets néfastes pour la santé, en fonction de la taille et de la proximité des populations par rapport aux sites d’émission. On estime que le Règlement entraînera, au cours de la période d’analyse de 27 ans, des réductions des émissions de polluants atmosphériques totalisant 346 kt pour les NO_X, 28 kt pour les SO_X, 9 kt pour les PM_2,5 et 34 kg pour le Hg, ce qui représente des diminutions des émissions de polluants atmosphériques respectives de 16 %, 3 %, 11 % et 1 % dans le secteur de l’électricité par rapport au scénario de référence. Le tableau 15 présente la ventilation de ces réductions au fil du temps, tandis que le tableau 16 présente la ventilation par province.

Tableau 15 : Réductions supplémentaires des émissions de polluants^{note a du tableau e10} atmosphériques (en tonnes)
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle
NO_X (réseau électrique)	11 214	49 656	114 865	100 191	27 898	303 823	11 253
SO_X (réseau électrique)	5 884	2 122	3 687	4 836	1 931	18 459	684
PM_2,5 (réseau électrique)	159	915	3 046	2 439	588	7 147	265
Hg (réseau électrique)	0,005	0,002	0,004	0,007	0,002	0,02	0,001
NO_X (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	-2	13 617	11 779	11 560	4 823	41 778	1 547
SO_X (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	-2	2 495	2 495	2 440	1 679	9 107	337
PM_2,5 (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	24	515	547	545	215	1 846	68
Hg (« à l’intérieur des limites d’une installation)	-	0,01	0,004	0,004	0,002	0,01	0,001
Note(s) du tableau e10 Note a du tableau e10 Le modèle E3MC tient compte des émissions de polluants atmosphériques provenant de la production d’électricité ainsi que des concentrations relativement faibles d’émissions de polluants atmosphériques provenant des processus opérationnels, notamment la distribution. Il est possible que certains types de technologies soient associées à des émissions de polluants atmosphériques nulles pour la production d’électricité, mais positives pour les processus opérationnels. Les totaux présentés dans les tableaux 15 et 16 représentent la somme de toutes les sources d’émissions de polluants atmosphériques. Retour à la note a du tableau e10

Tableau 16 : Réductions supplémentaires des émissions de polluants atmosphériques (en tonnes) par région, de 2024 à 2050
Région	NO_X	SO_x	PM_2,5	Hg
T.-N.-L.	18	0	5	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0
N.-É.	14 956	8 056	89	0,00713
N.-B.	3 285	105	83	0
Qc	-5	0	0	0
Ont.	178 565	1	6 595	0,00003
Man.	0	0	0	0
Sask.	20 205	6 530	390	-0,00133
Alb.	143613	12 973	2 057	0,02828
C.-B.	527	56	14	0
Yn	-63	0	-5	0
T.N.-O.	0	0	0	0
Nt^{note a du tableau e11}	-15 501	-155	-234	0
Total	345 601	27 567	8 993	0,03411
Note(s) du tableau e11 Note a du tableau e11 En raison de la nature endogène d’E3MC, le modèle peut choisir des voies différentes dans le scénario réglementaire et dans le scénario de référence, même s’il n’y a pas d’exigence réglementaire pour un tel changement. Par exemple, même s’il n’est pas prévu que les groupes de production d’électricité au Nunavut soient soumis au Règlement au cours de la période d’analyse, le modèle réagit à des signaux de prix différents (provoqués par d’autres changements dans le scénario de réglementation) que dans le scénario de référence. Dans ce cas, la capacité endogène construite dans le scénario de référence est moins émettrice et moins coûteuse que la capacité endogène construite dans le scénario réglementaire. Cela n’est pas dû à des exigences réglementaires, mais plutôt à des impacts dynamiques sur les prix auxquels le modèle réagit. Par conséquent, le modèle E3MC présente des émissions supplémentaires plus élevées par rapport au scénario de référence. Retour à la note a du tableau e11

Comme le montre le tableau 16, l’Ontario, l’Alberta, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse sont les régions pour lesquelles le modèle indique les réductions des émissions de polluants atmosphériques les plus importantes, principalement en raison de la transition d’une production sans dispositif de réduction des émissions vers une production peu ou non émettrice. Le Règlement se traduirait par divers avantages liés à la qualité de l’air selon l’emplacement précis de ces réductions d’émissions de polluants atmosphériques.

À l’échelle mondiale, la pollution atmosphérique est un facteur qui contribue fortement à l’apparition de maladies et à la survenue de décès prématurés. Il s’agit également d’un important facteur de risque environnemental pour la santé humaine. Les effets sur la santé de l’exposition au NO₂, aux PM_2,5 et à l’ozone sont bien documentés et ont été examinés de façon approfondie par le ministère de la Santé et par des organismes internationaux comme l’Organisation mondiale de la Santé^{référence 23}. L’exposition à la pollution atmosphérique augmente le risque de décès prématuré en raison d’une maladie cardiaque, d’un accident vasculaire cérébral et d’un cancer du poumon, ainsi que le risque de maladies respiratoires et cardiovasculaires. Les enfants, les personnes âgées et les personnes ayant des problèmes de santé sous-jacents sont particulièrement vulnérables aux effets néfastes de la pollution atmosphérique. Par ailleurs, les preuves scientifiques montrent que les effets néfastes sur la santé se produisent à des concentrations très faibles pour de nombreux polluants, sans indication d’un seuil en dessous duquel il n’y aurait aucun risque. Par conséquent, une légère diminution de la pollution atmosphérique est associée à une réduction du risque d’effets néfastes sur la santé des populations exposées.

L’exposition au mercure (Hg) est associée à un large éventail d’effets néfastes sur la santé humaine (notamment sur le système nerveux), les fœtus et les enfants en développement étant les plus sensibles à une telle exposition. Le Règlement permettrait de réduire les émissions de Hg de 34,1 kilogrammes au cours de la période d’analyse de 27 ans, principalement en Alberta (28,3 kilogrammes). Bien que les effets sur la santé associés aux émissions de Hg n’aient pas été quantifiés ni monétisés, les réductions des émissions devraient permettre de réduire le risque d’effets néfastes sur la santé des populations concernées, ce qui serait avantageux dans l’avenir.

Au Canada, la pollution atmosphérique entraîne des répercussions considérables sur la santé de la population. Le ministère de la Santé estime que l’exposition à des concentrations ambiantes de PM_2,5, de NO₂ et d’ozone a entraîné 17 400 décès en 2018 au Canada, ainsi que 3,6 millions de jours de symptômes d’asthme et d’autres cas de morbidité, ce qui représente une valeur monétaire de 146 milliards de dollars (en dollars indexés à l’année 2020)^{référence 24}. Il estime également qu’en 2015, l’exposition à la pollution atmosphérique provenant des groupes de production d’électricité a causé 150 décès prématurés au Canada, ainsi que de nombreux effets non mortels, soit l’équivalent de 1,2 milliard de dollars pour les coûts attribuables aux effets sur la santé (en dollars indexés à l’année 2015)^{référence 25}. S’il est vrai que les effets négatifs sur la santé associés à la production de l’électricité en 2015 devraient avoir été en grande partie atténués par le Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon existant, le Règlement devrait permettre de réduire davantage les effets néfastes sur la santé.

Les impacts du Règlement sur la qualité de l’air (c’est-à-dire sur les principaux polluants atmosphériques comme les PM_2,5, le NO₂, et l’ozone) et les avantages pour la santé qui en découlent sont monétisés au moyen d’une approche d’évaluation des avantages par tonne (ApT). Le ministère de la Santé a réalisé des simulations de la qualité de l’air et des analyses des répercussions sur la santé fondées sur des changements définis dans les émissions du secteur de l’électricité; il a ainsi pu dériver la valeur monétaire des avantages pour la santé d’une réduction d’une tonne des émissions respectives de NO_X et de PM_2,5 provenant du secteur de l’électricité à l’échelle nationale. Puisque les groupes de production d’électricité thermique au charbon représentent la source dominante d’émissions de SO_X dans le secteur de l’électricité, la réglementation existante devrait permettre de réduire considérablement les émissions nationales de SO_X d’ici 2036; en comparaison, le Règlement ne devrait entraîner que de légères variations supplémentaires des émissions de SO_X en 2036 et au-delà, et on ne s’attend pas à ce que les différences liées à la qualité de l’air ambiant soient importantes. Par conséquent, aucune valeur liée aux ApT n’a été calculée pour les émissions de SO_X.

Dans le cadre des analyses des ApT, l’outil GEM-MACH (Global Environmental Multi-scale - Modelling Air quality and Chemistry) du ministère de l’Environnement a été utilisé pour estimer les concentrations dans l’air ambiant de PM_2,5, d’ozone et de NO₂ associées aux émissions du groupe de production d’électricité en 2036. Les résultats ont ensuite été utilisés dans la version 3 de l’outil d’évaluation des bénéfices liés à la qualité de l’air (OEBQA) du ministère de la Santé pour estimer et monétiser les répercussions de la pollution de l’air sur la santé. L’OEBQA intègre les variations des concentrations de polluants atmosphériques (entre le scénario réglementaire et le scénario de référence) ainsi que les données sur les populations canadiennes, les taux d’occurrence des problèmes de santé et les fonctions liées aux relations concentration-réponse pour estimer le nombre d’effets néfastes sur la santé, y compris la morbidité et les décès prématurés, associés aux variations modélisées des concentrations dans l’air ambiant. L’OEBQA fournit également des estimations de la valeur économique de ces effets sur la santé (c’est-à-dire la valeur monétaire des effets sur la santé). L’OEBQA a été utilisé pour estimer les effets sur la santé de la pollution atmosphérique en 2036, en 2043 et en 2050, ce qui permet de tenir compte des changements démographiques (par exemple la taille, l’âge et la santé de la population) sur l’ensemble de la période d’analyse.

Les valeurs des ApT pour le secteur de l’électricité ont d’abord été estimées en modélisant un scénario de référence pour confirmer les effets des émissions de NO_X et de PM_2,5 sur les concentrations ambiantes de NO₂, de PM_2,5 et d’ozone. On a ensuite réalisé la modélisation de scénarios hypothétiques où les émissions de NO_X provenant du secteur de l’électricité diminuent de 20 % (pour produire une estimation minimale) ou de 100 % (pour produire une estimation maximale), et où les émissions de PM_2,5 provenant du secteur de l’électricité diminuent de 100 %. Selon cette méthode, les émissions de NO_X et de PM_2,5 provenant de tous les groupes de production d’électricité au Canada ont été réduites de façon uniforme pour un seul polluant dans chaque simulation. D’après les résultats différentiels obtenus lors de la comparaison de chacun des scénarios hypothétiques avec le scénario de référence, l’exercice de modélisation a permis d’obtenir deux valeurs d’ApT (soit une valeur minimale et une valeur maximale) pour les émissions de NO_X et une seule valeur d’ApT dans le cas des émissions de PM_2,5. Les valeurs de ces ApT propres au secteur de l’électricité sont présentées dans le tableau 17 ci-dessous.

Tableau 17 : Avantages nationaux pour la santé par tonne pour le secteur de l’électricité, ventilés par type de polluant en fonction d’années données ($/tonne, dollars indexés à l’année 2022, non actualisés)
Description	2036	2043	2050
PM_2,5	209 540	236 540	242 947
NO_X – limite supérieure^{note a du tableau e12}	14 231	16 676	17 691
NO_X – limite inférieure^{note b du tableau e12}	7 029	8 150	8 555
Note(s) du tableau e12 Note a du tableau e12 NO_X – limite supérieure : représente les valeurs d’ApT dérivées du scénario de réduction de 100 % des émissions de NO_X. Retour à la note a du tableau e12 Note b du tableau e12 NO_X – limite inférieure : représente les valeurs d’ApT dérivées du scénario de réduction de 20 % des émissions de NO_X. Retour à la note b du tableau e12

Pour estimer la valeur des avantages pour la santé découlant des réductions d’émissions de polluants atmosphériques conformément à la version définitive du Règlement, le ministère de la Santé a multiplié la valeur de l’ApT approprié présenté dans le tableau 17 par la valeur de la réduction annuelle des émissions en tonnes (tableau 15). Plus précisément, le ministère de la Santé a utilisé les valeurs liées aux ApT de l’année 2036 pour estimer les avantages annuels pour la santé au cours de la période de 2024 à 2039. De même, le Ministère a utilisé les valeurs des ApT de l’année 2043 pour estimer les avantages annuels pour la santé au cours de la période de 2040 à 2046, et les valeurs des ApT de l’année 2050 pour estimer les avantages annuels pour la santé au cours de la période de 2047 à 2050. Les années retenues pour estimer les avantages annuels pour la santé sont celles qui se rapprochent le plus des années visées par l’analyse des ApT. Le fait de choisir les années qui se rapprochent le plus des années visées par l’analyse des ApT permet de réduire le plus possible la surestimation et la sous-estimation éventuelles des avantages pour la santé comparativement à l’utilisation de valeurs d’ApT associées à des années plus éloignées. Enfin, les avantages annuels pour la santé ont été additionnés et actualisés sur l’ensemble de la période (2024 à 2050) pour estimer la valeur actuelle nette de l’ensemble des avantages pour la santé associés à la réduction des émissions de polluants atmosphériques entre le scénario de référence et le scénario réglementaire.

À l’échelle nationale, on estime que le Règlement entraînera des avantages pour la santé allant de 3,3 milliards de dollars à 5,3 milliards de dollars en valeur actualisée entre 2024 et 2050. La valeur inférieure de l’intervalle combine les estimations calculées au moyen des valeurs inférieures des ApT associés aux PM_2,5 et aux NO_X, tandis que la valeur supérieure de l’intervalle combine les estimations calculées au moyen des valeurs supérieures des ApT associés aux PM_2.5 et aux NO_X. Bien que l’intervalle fournisse une orientation raisonnable au sujet des avantages pour la santé associés à la réduction des émissions de polluants atmosphériques dans le cadre du Règlement, la valeur inférieure de l’estimation est indiquée pour le scénario du cas central dans l’ACA, car elle est plus prudente, compte tenu de la méthode utilisée. Le tableau 18 présente une ventilation de ces résultats au fil du temps.

Tableau 18 : Avantages différentiels pour la santé (en millions de dollars)
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée
NO_X – limite inférieure	70	341	723	595	167	1 896	92
NO_X – limite supérieure	141	690	1 480	1 225	346	3 883	188
PM_2,5	35	229	596	456	116	1 431	69
Total – limite inférieure	104	570	1 319	1 051	284	3 328	161
Total – limite supérieure	175	919	2 076	1 681	462	5 314	257

Le document intitulé Bénéfices pour la santé par tonne de réduction d’émissions de polluants atmosphériques (PDF), publié en 2022 par le ministère de la Santé, renferme de plus amples renseignements sur la méthode d’évaluation des ApT et sur les limites liées à son utilisation En bref, les analyses utilisées pour calculer les estimations des ApT et leur application comportent certaines limites, qui pourraient influencer la portée des effets prévus sur la santé. Dans la présente analyse, l’approche d’évaluation des ApT ne permet pas de ventiler les avantages selon la province ou le territoire pour des raisons d’ordre méthodologique. En outre, les avantages présentés au tableau 18 pourraient sous-estimer les avantages réels pour la santé associés à la réduction des émissions dans le cadre du Règlement, étant donné que les estimations des ApT ne comprennent pas les avantages pour la santé liés aux réductions potentielles des émissions de polluants de l’air ambiant autres que les PM_2,5, l’ozone et le NO₂. Par ailleurs, l’approche d’évaluation des ApT est utilisée de préférence pour des variations marginales des émissions plus faibles que celles qui sont prévues dans le cadre du Règlement. Il est impossible d’estimer l’effet combiné de ces incertitudes sur l’évaluation du fardeau pour la santé, en termes d’ampleur et d’orientation. Bien que l’application de l’approche d’évaluation des ApT soit nouvelle au Canada dans le contexte de l’analyse réglementaire des effets sur la santé associés à la pollution atmosphérique et quelle comporte des limites, elle est utilisée par d’autres instances, notamment les États-Unis, pour estimer les effets sur la santé de la pollution atmosphérique provenant de diverses sources^{référence 26}.

Conséquences néfastes pour l’environnement évitées

Si la réduction des polluants atmosphériques décrite dans le tableau 15 améliore la qualité de l’air local, le projet de règlement peut également contribuer à la diminution des nuisances environnementales. La diminution des nuisances environnementales pourrait améliorer le rendement des cultures et la santé des écosystèmes forestiers, ainsi que réduire les risques de maladie ou de décès prématuré chez les populations d’animaux sauvages ou d’élevage sensibles. En outre, la réduction des polluants atmosphériques permet d’éviter les coûts de nettoyage des surfaces, d’améliorer la visibilité et d’accroître l’offre d’activités récréatives à proximité de la zone d’émission.

Le Ministère s’est servi de son modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2) pour estimer les bénéfices environnementaux de l’amélioration de la qualité de l’air prévue par le Règlement sur le rendement des cultures, les souillures et la visibilité. Comme pour les avantages pour la santé, les valeurs des ApT pour le secteur de l’électricité ont été estimées en modélisant un scénario de référence, puis divers scénarios hypothétiques dans lesquels les émissions d’oxydes d’azote (NO_X), d’oxydes de soufre (SO_X) et de matières particulaires (PM_2,5) cessaient complètement. Selon les résultats différentiels entre chacun des scénarios hypothétiques et le scénario de référence, l’exercice de modélisation du Ministère s’est soldé par les valeurs présentées au tableau 19 en ce qui a trait aux ApT pour le secteur de l’électricité. Ces valeurs ont été générées pour les années 2026, 2036, 2043 et 2050, afin de tenir compte de l’évolution des paramètres (par exemple la taille de la population) au fil du temps, ce qui suppose implicitement que l’amélioration de la qualité de l’air (et par conséquent l’ampleur des avantages) est en corrélation linéaire avec la réduction des émissions de polluants.

Tableau 19 : Avantages nationaux pour l’environnement par tonne pour le secteur de l’électricité, ventilés par type de polluant en fonction d’années données ($/tonne, dollars indexés à l’année 2022, non actualisés)
	2026	2036	2043	2050
PM_2,5	1 032	1 115	1 164	1 216
NO_X	188	214	233	254
SO_X	114	125	130	134

Les valeurs estimées des ApT par type de polluant pour le secteur de l’électricité du tableau 19 ont ensuite été multipliées par les réductions d’émissions projetées dans le Règlement du tableau 15. Les résultats annuels pour les périodes allant de 2024 à 2031, de 2032 à 2039, de 2040 à 2046 et de 2047 à 2049 ont été respectivement calculés au prorata des estimations des ApT pour les années 2026, 2036, 2043 et 2050, en fonction de la réduction annuelle des émissions de chaque type de polluant. Ainsi, on estime que le Règlement offrira, à l’échelle nationale, des avantages pour l’environnement se chiffrant à environ 65 millions de dollars entre 2024 et 2050, lesquels sont d’ailleurs ventilés dans le tableau 20. Cependant, les limites relatives à la méthodologie employée ne permettent pas de les répartir par région.

Tableau 20 : Avantages différentiels pour l’environnement (millions de dollars)
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée
Souillures	0	2	4	3	1	11	0,5
Visibilité	2	8	16	13	4	43	2
L’agriculture	0	2	4	3	1	11	0,5
Total	3	12	24	20	6	65	3

Les émissions de polluants atmosphériques contribuent à la formation de matières particulaires secondaires qui peuvent s’accumuler sur les surfaces et modifier leurs caractéristiques optiques. Or, ces souillures peuvent faire augmenter les coûts et la fréquence de nettoyage des surfaces et même nuire à l’esthétisme des objets. En utilisant le MEQA2 pour estimer les coûts évités par les ménages canadiens pour le nettoyage de différentes matières particulaires ayant un diamètre de 10 micromètres ou moins (PM₁₀), le Ministère s’attend à ce que ces coûts évités soient de l’ordre de 11 millions de dollars pendant la période d’analyse. Ces avantages doivent être considérés comme des estimations prudentes, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités pour les secteurs commercial et industriel.

Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à mesure que la concentration de matières particulaires dans l’air ambiant diminue, car celles-ci peuvent bloquer et diffuser la lumière solaire. En se fondant sur la volonté de payer des ménages pour améliorer la visibilité et la qualité de l’air, le Ministère, par l’entremise de son MEQA2, a estimé les gains financiers sur le plan du bien-être en fonction de diverses valeurs de deciview^{référence 27}. Les gains en la matière issus d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel sont d’environ 43 millions de dollars au cours de la période d’analyse.

Les émissions de polluants atmosphériques contribuent à la formation d’ozone troposphérique, laquelle peut interférer avec la capacité de certains végétaux sensibles à produire et à stocker des aliments, ce qui, par conséquent, augmente leur vulnérabilité face à certaines maladies, à certains insectes, aux conditions météorologiques difficiles et à d’autres polluants. La réduction des émissions de polluants atmosphériques diminuerait donc les concentrations ambiantes d’ozone troposphérique, ce qui pourrait améliorer le rendement des cultures. En s’appuyant sur les fonctions exposition-réponse de dix-neuf (19) types de plantes cultivées, le Ministère, par l’entremise de son MEQA2, a estimé la variation du rendement (en tonnes) découlant de la diminution des concentrations d’ozone dans chacune des régions agricoles de recensement (RAR), ainsi que celle du produit des ventes des producteurs agricoles canadiens. Les avantages nationaux provenant de l’augmentation du rendement des cultures, exprimés selon la valeur actuelle du produit de ventes au cours de la période d’analyse, devraient être d’environ 11 millions de dollars.

Les estimations doivent être considérées comme des estimations prudentes, car les répercussions sur les souillures, la visibilité et le rendement des cultures ont été évaluées à l’aide du MEQA2. La réduction des émissions de polluants atmosphériques peut également avoir d’autres avantages pour l’environnement. Par exemple, la réduction des concentrations d’ozone et de matières particulaires peut profiter à la santé des écosystèmes forestiers et, du coup, améliorer les services écosystémiques (filtration de l’air, séquestration du carbone, etc.) qui découlent de la végétation; l’amélioration de la visibilité pourrait aussi se traduire par une hausse de l’achalandage des lieux à vocation récréative et des recettes touristiques. En outre, une baisse des concentrations d’ozone troposphérique et de matières particulaires peut réduire les risques de maladie ou de décès prématuré chez les populations d’animaux sauvages ou d’élevage sensibles, ce qui pourrait éviter des coûts de traitement ou des pertes économiques à l’industrie agroalimentaire. Cependant, compte tenu des limites relatives aux données ou à la méthodologie employée, il est impossible de quantifier ces avantages.

Économies de carburant

Les groupes émetteurs ont besoin d’une source de combustible pour produire de l’électricité (charbon, gaz naturel, mazout lourd, biomasse, déchets, etc.). En revanche, les groupes non émetteurs utilisent des sources d’énergie renouvelable telles que l’eau, le vent, le nucléaire, la géothermie ou le soleil pour produire de l’électricité, qui sont toutes fournies de façon intermittente par l’environnement naturel. Dans l’ensemble, on s’attend à ce que le passage des types de groupes émetteurs à des types de groupes peu ou pas émetteurs en vertu du Règlement réduise le montant que le secteur de l’électricité consacre aux carburants. Plus précisément, on estime que le Règlement permettra une consommation de combustible évitée de 2 976 pétajoules pour le secteur de l’électricité (tableau 21), ainsi que des économies de carburant pour le secteur de l’ordre de 6,6 milliards dollars sur une période d’analyse de 27 ans (tableau 22), soit une diminution de 8 % par rapport au scénario de référence. D’autres hypothèses concernant le prix et la disponibilité du carburant sont présentées dans l’analyse de sensibilité.

Tableau 21 : Consommation différentielle de carburant (pétajoules)
Type de carburant	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée
Gaz naturel	-234	-679	-952	-891	-271	-3 025	-112
Gaz de cokerie, coke de pétrole, et gaz de distillation	0	0	0	0	0	0	0
Mazout lourd et léger	0	-3	-3	-3	-1	-8	-0,3
Diesel et essence	1	2	3	3	1	9	0,3
Charbon	-6	0	0	0	0	-6	-0,2
Biomasse et déchets	-4	-15	-77	-77	-15	-188	-7
Gaz naturel renouvelable	0	82	53	58	45	239	9
Hydrogène	0	1	1	1	0	4	0,2
Total	-243	-611	-974	-907	-241	-2 976	-110

Tableau 22 : Coûts différentiels du carburant par province (millions de dollars)
Province	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-34	-175	-170	-166	-46	-591	-29
N.-B.	0	0	-1	-352	-67	-420	-20
Qué.	0	0	0	0	0	0	0
Ont.	-115	-886	-1 388	-1 076	-348	-3 813	-184
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	-103	-101	-178	-99	-17	-497	-24
Alb.	-279	-98	-568	-515	-11	-1 471	-71
C.-B.	-22	0	0	0	0	-22	-1
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	15	35	57	66	14	187	9
Total	-537	-1 224	-2 248	-2 141	-476	-6 627	-320

Économies sur les coûts variables d’opération et de maintenance

Comme le présente de manière générale le tableau 3 à la section « Contexte », les coûts variables d’opération et de maintenance (VOM) de la plupart des sources d’énergie renouvelable variable (ERV) sont nuls, ceux associés aux énergies nucléaire et hydroélectrique étant de trois à sept fois plus bas que les coûts VOM des technologies au gaz naturel sans captage de carbone. Dans l’ensemble, on s’attend à ce que le passage des types de groupes émetteurs à des types de groupes peu ou pas émetteurs en vertu du Règlement réduise le montant que le secteur de l’électricité consacre aux coûts VOM. Cette incidence est calculée en multipliant les variations présentées dans le tableau des types de production (tableau 23) par le coût VOM moyen par type de technologie selon une région et une année données. Dans l’ensemble, on estime que le Règlement permettra au secteur de l’électricité d’économiser 430 millions de dollars en coûts VOM au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 24), soit une diminution de 13 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 23 : Production différentielle d’électricité (GWh)
Type de technologie	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée
Technologie émettrice sans captage du carbone	-29 039	-98 375	-145 616	-153 602	-55 650	-482 282	-17 862
Technologie émettrice avec captage du carbone	-264	15 606	18 122	30 249	16 257	79 970	2 962
Nucléaire	329	8 200	8 279	10 126	1 892	28 827	1 068
Hydroélectricité	5 952	5 071	30 438	54 804	14 614	110 880	4 107
Éolienne côtière	25 422	62 494	109 188	123 118	34 733	354 955	13 146
Solaire	1 907	2 954	2 336	5 811	1 373	14 382	533
Autre technologie non émettrice	-5	6 125	5 742	5 288	1 151	18 301	678
Total	4 303	2 075	28 490	75 794	14 371	125 033	4 631

Tableau 24 : Coûts VOM différentiels par province (millions de dollars)
Province	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	-2	0	-1	-15	0	-18	-1
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-4	-22	-20	-19	-5	-70	-3
N.-B.	0	0	0	-14	-3	-17	-1
Qué.	1	-2	5	27	4	35	2
Ont.	-9	-70	-81	-36	-17	-214	-10
Man.	0	1	1	1	0	3	0
Sask.	-20	-18	-21	82	32	55	3
Alb.	-78	-14	-88	-72	49	-203	-10
C.-B.	-3	0	0	0	-1	-3	0
Yn.	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt.	0	1	1	1	0	4	0
Total	-114	-126	-205	-46	60	-430	-21

Des avantages économiques potentiels plus vastes associés à un réseau électrique propre

L’ACA ne tient pas directement compte des avantages économiques généraux (c’est-à-dire pour les secteurs industriels du Canada) qui découleraient d’un approvisionnement en électricité de sources de production propres et sans émissions en réponse à une nouvelle demande. Cependant, cet avantage potentiel est exploré de façon qualitative. La Régie de l’énergie du Canada, l’Institut Trottier et d’autres ont constaté que la demande d’électricité augmentera considérablement à mesure que les ménages et les entreprises répondront aux signaux du marché et chercheront à réduire leur intensité en carbone. Cette demande est difficile à prévoir et est généralement beaucoup plus élevée dans les scénarios de modélisation qui tentent de montrer comment les réseaux électriques évoluent dans un monde où les pays atteignent leurs objectifs climatiques et se tournent vers la carboneutralité pour 2050. Comme il a été mentionné précédemment, la modélisation du cas central de l’ACA est fondée sur le scénario des mesures actuelles (Ref23) du ministère selon lequel la demande d’électricité augmente considérablement dans les scénarios de référence et réglementaire (c’est-à-dire, 1,5 fois la demande de 2020). Comme il est difficile de prédire la demande jusqu’en 2050, une analyse de la sensibilité a été effectuée pour examiner les répercussions du Règlement dans un large éventail de scénarios où la demande d’électricité est plus proche du double de la demande actuelle, à l’aide de divers modèles internes et contractuels. Quel que soit le scénario de demande choisi (cas central ou de la sensibilité), le Règlement devrait entraîner des avantages nets pour la société, car le réseau électrique du Canada sera plus propre plus tôt qu’il ne l’aurait été autrement, ce qui permettra de tirer des avantages plus vastes en matière d’électricité propre.

La nouvelle demande d’électricité en 2050 et au-delà devrait être alimentée par des sources d’énergie propres et carboneutres afin de répondre au mouvement mondial vers des économies carboneutres; dans ce contexte, les industries ayant accès à une électricité propre sont moins exposées aux risques liés aux politiques de réduction du carbone, tels que les ajustements de carbone aux frontières et les pressions du marché en faveur de la production de produits à faible teneur en carbone. Bien que cela soit difficile à quantifier (et au-delà de la portée du délai d’analyse et de la portée du Règlement), on s’attend à ce qu’il s’agisse d’un avantage pour les industries canadiennes, alors qu’elles s’efforcent de carboniser leurs activités pour répondre aux besoins de leurs clients et suivre le rythme de la concurrence mondiale. Par exemple, le secteur industriel représentait 41 % de la demande d’énergie pour utilisation finale du Canada en 2021, le gaz naturel comptant pour 49 % de l’énergie utilisée contre 21 % pour l’électricité. L’accès à une électricité sans émission est un facteur clé pour réduire l’intensité en carbone provenant de la production industrielle, notamment l’acier et l’aluminium (fours à arc électrique), l’exploitation minière (opérations d’électrification), la production pétrolière et gazière (électrifiant les opérations en amont et le traitement du gaz naturel liquéfié), les produits chimiques (remplacement des combustibles pour produire de la chaleur servant à la production) et le ciment (électricité pour aider à chauffer les fours).

Environ 40 % des plus grandes entreprises privées et environ 70 % des plus grandes sociétés publiques du monde, ayant un chiffre d’affaires annuel total de 2,2 billions de dollars et de plus de 13 billions de dollars, respectivement, se sont fixé des objectifs de carboneutralité^{référence 28}. Dans un monde où les entreprises respectent leurs engagements de carboneutralité, la capacité à fournir des intrants clés comme l’acier et le ciment avec une intensité en carbone plus faible que la concurrence crée un avantage concurrentiel pour les premiers acteurs. La disponibilité d’une électricité sans émission rend la production de ces intrants à faible intensité en carbone plus réalisable sur les plans technique et économique, en permettant l’utilisation de technologies émergentes comme les fours à arc électrique, le captage et le stockage du carbone et le captage direct dans l’air, qui sont des processus énergivores. Ainsi, grâce à un réseau électrique carboneutre, le Canada peut maintenir et renforcer sa position concurrentielle dans le cadre d’investissements internationaux et commerciaux futurs.

Coûts

Pour réaliser les avantages décrits dans la sous-section précédente, on s’attend à ce que le secteur de l’électricité accumule les coûts au fil du temps sous forme de coûts d’investissement pour la nouvelle capacité du réseau électrique, de coûts fixes d’exploitation et d’entretien, de coûts de remise à neuf (c.-à-d., le coût d’investissement de maintien), de dépenses nettes à l’importation, de crédits compensatoires, et de valeur résiduelle des retraits anticipés ainsi que des coûts de remplacement connexes pour les besoins en chaleur de cogénération. Le Règlement entraînera également une augmentation des frais administratifs pour le secteur de l’électricité et des coûts pour le gouvernement fédéral. Chacun de ces coûts est décrit en détail dans les sous-sections ci-dessous.

Coûts d’investissement pour la nouvelle capacité du réseau électrique

Dans le scénario de référence, dans la section sur les politiques et les mesures du document Ref23 modifié et parallèlement à une augmentation prévue de 41 % de la demande d’électricité entre 2024 et 2050, le secteur de l’électricité devrait développer 158 GW de nouvelle capacité dans le réseau électrique (y compris 18 GW d’émissions sans dispositif de réduction des émissions, 1 GW d’émissions avec dispositif de réduction des émissions, 2 GW d’énergie nucléaire, 73 GW d’énergie éolienne en milieu terrestre, 24 GW d’hydroélectricité, 20 GW de stockage, 19 GW d’énergie solaire et 1 GW d’autres sources sans émissions), pour un coût d’investissement total estimé à 288 milliards de dollars de 2024 à 2050. Dans le scénario réglementaire, le taux de croissance de la capacité des ERV au fil du temps n’est que légèrement supérieur à celui du scénario de référence, tandis que le scénario réglementaire tend à susciter un taux supplémentaire beaucoup plus élevé de mise en place d’une capacité de production d’énergie nucléaire, d’hydroélectricité, d’électricité aux émissions avec dispositif de réduction des émissions et, dans une certaine mesure, de biomasse, qui sont toutes considérées comme une « capacité ferme » (c’est-à-dire des sources d’électricité fiables pour contribuer à la charge de base et pour soutenir les ERV). Dans l’ensemble, le Règlement devrait entraîner une nouvelle capacité du réseau électrique de 14 GW, en plus des 158 GW prévus dans le scénario de référence.

Les coûts d’investissement supplémentaires indiqués dans le Règlement sont calculés en multipliant les changements dans la mise en place d’une nouvelle capacité du réseau électrique (tableau 25) par le coût d’investissement moyen par type de technologie dans une région et pour une année données. Comme le montre le tableau 3 de la section Contexte, le coût d’investissement pour la construction d’un MW de nouvelle capacité de production d’électricité dans les secteurs nucléaire, de l’hydroélectricité et de la biomasse est historiquement de deux à cinq fois plus élevé que celui du gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions, tandis que celui de l’éolien terrestre, du solaire et du gaz naturel avec dispositif de réduction des émissions est de zéro à deux fois plus élevé. Dans l’ensemble des secteurs, on sait que les coûts d’investissement des technologies émergentes diminuent au fil du temps en raison de l’apprentissage par la pratique et des économies d’échelle, qui sont intégrées à la modélisation. La modélisation tient également compte de l’adoption complète et uniforme de tous les CII pour la mise en place d’une nouvelle capacité du réseau électrique pendant les années où ils sont disponibles.^{référence 29} Par conséquent, les résultats présentés dans ce paragraphe reflètent les coûts auxquels fait face le secteur de l’électricité (c.-à-d., déduction faite de tous les CII disponibles). La partie de la mise en place supplémentaire qui est couverte par les CII dans la modélisation est prise en compte dans la sous-section des coûts pour le gouvernement.

Dans l’ensemble, on estime que le Règlement entraînera des coûts d’investissement supplémentaires de 24 milliards de dollars pour le secteur de l’électricité au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 26), ce qui représente une augmentation de 8 % par rapport au scénario de référence. D’autres hypothèses concernant les coûts d’investissement et les contraintes de mise en place sont examinées dans l’analyse de la sensibilité.

Tableau 25. Mise en place supplémentaire de la nouvelle capacité du réseau électrique (MW) par région et par type de technologie, de 2024 à 2050
Région	Émissions non atténuées	Émissions atténuées	Énergie nucléaire	Hydroélectricité	Énergie éolienne (terrestre)	Énergie solaire	Autre source non atténuée	Stockage	Total
T.-N.-L.	6	0	0	-2	0	0	-2	4	6
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-1 299	0	0	0	343	0	236	1 387	667
N.-B.	-195	0	25	1	0	995	0	374	1 200
QC	0	0	0	414	0	0	0	282	696
ON	-7 081	0	203	2 344	621	0	0	4 758	845
MB	-211	0	0	18	834	-3	0	270	908
SK	-687	410	0	278	302	3	0	400	706
AB	-692	2 190	0	0	7 429	153	0	32	9 111
C.-B.	0	0	0	35	0	0	0	6	41
Yukon	0	0	0	0	0	0	0	0	0
T.-N.-O.	0	0	0	0	0	0	0	0	0
NU	3	0	-9	0	0	-4	0	0	-10
Total	-10 156	2 600	219	3 088	9 529	1 144	234	7 513	14 170

Tableau 26. Coûts d’investissement supplémentaires pour la nouvelle capacité du réseau électrique par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	1	4	-1	-13	2	-6	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-190	1 297	-10	-211	-27	858	41
N.-B.	1	-8	227	469	0	689	33
QC	33	661	724	201	833	2 452	118
ON	172	3 719	4 765	2 704	-18	11 342	548
MB	-36	150	450	91	27	682	33
SK	685	237	180	-34	232	1 300	63
AB	1 876	1 805	885	248	2 189	7 003	338
C.-B.	139	176	-26	-71	6	224	11
YK	0	0	0	0	0	0	0
T.-N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
NU	-20	-27	-3	-13	0	-63	-3
Total	2 661	8 014	7 190	3 372	3 245	24 482	1 182

Coûts fixes d’exploitation et d’entretien

Comme le montre le tableau 3 de la section Contexte, les coûts fixes annuels d’exploitation et d’entretien associés au nucléaire, à la biomasse, à l’éolien terrestre, au solaire, au gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions et à l’hydroélectricité sont de trois à huit fois plus élevés que ceux de la production au gaz naturel sans dispositif de réduction des émissions, tandis que ceux du stockage sont 29 fois plus élevés. En somme, la transition d’une production d’électricité émettrice à une production à faibles émissions ou sans émission au titre du Règlement devrait augmenter le montant d’argent que le secteur de l’électricité consacre aux coûts fixes d’exploitation et d’entretien. Cet impact est calculé en multipliant les changements dans la composition de la capacité de production d’électricité (tableau 27) par les coûts fixes moyens d’exploitation et d’entretien par type de technologie dans une région et pour une année données. De manière générale, on estime que le Règlement entraînera des coûts fixes d’exploitation et d’entretien supplémentaires de 7 milliards de dollars pour le secteur de l’électricité au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 28), ce qui représente une augmentation de 2 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 27. Capacité supplémentaire du réseau électrique (MW)
Type de technologie	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle
Émissions non atténuées	-7 703	-14 865	-28 888	-44 565	-12 804	-108 825	-4 031
Émissions atténuées	-14	2 467	2 702	2 747	2 600	10 502	389
Énergie nucléaire	41	1 009	1 039	1 102	219	3 410	126
Hydroélectricité	1 855	2 570	8 678	13 020	3 088	29 211	1 082
Énergie éolienne (terrestre)	7 440	15 720	30 345	33 916	9 409	96 829	3 586
Énergie solaire	426	789	1 791	4 532	1 024	8 562	317
Autre source sans dispositif d’atténuation	0	1 140	1 444	1 164	234	3 982	147
Stockage	5 946	6 900	15 412	25 783	7 513	61 554	2 280
Total	7 991	15 730	32 523	37 699	11 282	105 225	3 897

Tableau 28. Coûts fixes d’exploitation et d’entretien supplémentaires par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	0	0	-1	-1	0	-2	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	226	383	417	372	72	1 470	71
N.-B.	0	0	43	112	24	180	9
QC	2	12	53	66	27	160	8
ON	3	143	432	724	185	1 486	72
MB	32	44	140	172	36	423	20
SK	116	72	54	45	25	311	15
AB	235	533	975	885	267	2 895	140
C.-B.	8	22	19	9	2	60	3
YK	0	0	0	0	0	0	0
T.-N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
NU	-2	-3	-4	-5	-1	-15	-1
Total	620	1 205	2 129	2 378	636	6 969	337

Coûts de mise à neuf (coûts d’investissement de maintien)

Les coûts de mise à neuf sont des coûts d’investissement engagés pour remettre un groupe de production d’électricité ayant atteint la fin de sa vie utile dans un état semblable à celui d’un nouveau groupe. On détermine l’année au cours de laquelle un groupe de production d’électricité devrait être mis à neuf à partir de l’année de sa mise en service, à laquelle on ajoute la « durée de vie utile estimée » (voir le tableau 3 dans la section Contexte). Dans le cas des technologies dont la durée de vie utile est relativement courte (p. ex. les groupes de stockage et d’ERV), il est possible que les nouveaux travaux de construction entrepris au cours de la période de projection nécessitent un cycle de mise à neuf au plus tard en 2050. On calcule les coûts de mise à neuf en multipliant les changements de la capacité de production d’électricité des groupes mis à neuf (tableau 29) par le coût moyen de la mise à neuf par type de technologie dans une région donnée, au cours d’une année donnée. En l’absence de données propres à un groupe, on estime le coût moyen de mise à neuf à un tiers du coût moyen de construction d’un nouveau groupe de production d’électricité de capacité équivalente^{référence 30}. On suppose que les groupes de production d’électricité alimentés aux combustibles fossiles que l’on modernise en y intégrant la technologie de CSC conservent leur calendrier de mise à neuf initial, mais connaîtront des coûts supplémentaires de mise à neuf à la fin de leur vie utile. Ceux-ci refléteront l’augmentation des coûts d’investissement dans les technologies de production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions par rapport aux technologies sans dispositif de réduction. Compte tenu de tous les facteurs, on estime que le Règlement entraînera 709 millions de dollars en coûts de mise à neuf pour le secteur de l’électricité sur la période d’analyse de 27 ans (tableau 30), ce qui représente une augmentation de 2 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 29. Capacité différentielle de production d’électricité des groupes mis à neuf (MW)
Type de technologie	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annuelle
Production sans dispositif de réduction des émissions	0	-180	-574	0	-754	-28
Production avec dispositif de réduction des émissions	0	180	207	0	387	14
Centrales nucléaires	0	0	0	0	0	0
Centrales hydroélectriques	0	0	0	0	0	0
Énergie éolienne (terrestre)	0	0	0	0	0	0
Énergie solaire	0	0	0	0	0	0
Autres sources non émettrices	0	0	0	0	0	0
Stockage	16	1 717	2 204	-3	3 934	146
Total	16	1 717	1 837	-3	3 567	132

Tableau 30. Coûts différentiels de mise à neuf par région (en millions de dollars)
Province	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0
N.-É.	0	184	0	0	184	9
N.-B.	0	36	-94	0	-58	-3
Qc	2	0	0	0	2	0
Ont.	0	0	505	0	505	24
Man.	0	54	0	0	54	3
Sask.	0	73	0	0	73	4
Alb.	0	46	-98	0	-52	-3
C.-B.	2	0	0	0	2	0
Yn	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0
Nun.	0	0	0	-1	-1	0
Total	4	393	313	-1	709	34

Dépenses d’importations nettes internationales

Comme le montre le tableau 10, le Canada a un solde d’exportation vers les États-Unis de plus de zéro dans le scénario de référence et le scénario du Règlement, mais le solde est moins élevé dans le second scénario, en raison d’une diminution différentielle des exportations et des importations. On estime l’incidence sur les coûts en multipliant les flux commerciaux (tableau 31) par le prix projeté de l’électricité sur le marché au comptant propre à la région visée. Comme le montre le tableau 31, les importations devraient diminuer davantage que les exportations dans le cadre de la réglementation. Toutefois, le prix moyen par MW auquel les exportations sont écoulées sur le marché au comptant est plus faible dans le scénario de réglementation que dans le scénario de référence, et le prix moyen par MW auquel les importations sont écoulées sur le marché au comptant est plus élevé dans le scénario de réglementation que dans le scénario de référence, ce qui réduit les revenus tirés du commerce. L’effet prix l’emporte sur l’effet quantité, ce qui se traduit par un effet différentiel négatif pour les flux d’importation nets et un effet positif pour les dépenses d’importation nettes. Dans l’ensemble, on estime que les coûts commerciaux internationaux (c.-à-d. les dépenses d’importations nettes) pour le secteur de l’électricité augmenteront de 3,5 milliards de dollars sur la période d’analyse de 27 ans (tableau 32), soit une augmentation de 8 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 31. Flux d’échange internationaux et valeur moyenne^{note a du tableau f7} pondérée des échanges
Description	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050
Scénario de référence : valeur moyenne des exportations ($/MWh, non actualisé)	22,96	12,60	13,24	10,92	6,64
Scénario de référence : valeur moyenne des importations ($/MWh, non actualisé)	36,59	29,02	27,26	28,98	21,94
Scénario réglementaire : valeur moyenne des exportations ($/MWh, non actualisé)	22,11	10,65	11,57	9,04	5,83
Scénario réglementaire : valeur moyenne des importations ($/MWh, non actualisé)	36,69	30,92	34,73	32,86	36,16
Note(s) du tableau f7 Note a du tableau f7 Moyenne pondérée calculée sur la base des flux commerciaux de chaque région, puis sur la base des flux commerciaux de chaque période. Retour à la note a du tableau f7

Tableau 32. Dépenses différentielles d’importations nettes internationales par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-B.	9	-16	-91	-34	5	-128	-6
Qc	15	47	358	600	1	1 021	49
Ont.	134	1 111	732	274	73	2 325	112
Man.	-3	31	-75	-70	-3	-120	-6
Sask.	-27	-17	-3	4	9	-34	-2
Alb.	249	50	-319	-352	-12	-384	-19
C.-B.	786	37	0	-1	0	823	40
Yn	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nun.	0	0	0	0	0	0	0
Total	1 163	1 244	602	422	73	3 503	169

Coût des crédits compensatoires

Dans le scénario réglementaire, les entités réglementées peuvent remettre des crédits compensatoires canadiens reconnus. Ceux-ci représentent une réduction des tonnes de CO₂ émises en dépassement de la LÉA d’un groupe de production d’électricité particulier et peuvent s’employer jusqu’à concurrence du maximum prescrit. L’analyse s’appuie sur l’hypothèse selon laquelle, d’une part, toute la demande de crédits compensatoires supplémentaires futurs du secteur de l’électricité pourra effectivement être compensée par l’offre future et, d’autre part, le prix des crédits compensatoires correspondra au plus faible prix national pour chaque année donnée. Cela signifie que l’on s’appuie, à partir de 2030, sur un prix de 170 $ en dollars nominaux (prix qui est converti en dollars réels à l’aide de la projection de l’inflation selon le modèle E3MC, établie en moyenne à 2 % par année de 2030 à 2050) pour les crédits compensatoires. Les autres hypothèses concernant le prix des crédits compensatoires sont abordées dans la section « Analyse de sensibilité ».

Selon la modélisation qu’a effectuée le Ministère, l’utilisation comme mécanisme de conformité avant 2050 des crédits compensatoires au prix supposé sera minime, ce qui semble indiquer que l’adoption des crédits compensatoires viendrait principalement en renfort de l’investissement dans les technologies de CSC, si ces technologies n’atteignaient pas le degré d’efficacité souhaité quant au captage du carbone au cours d’une année donnée. Autrement dit, d’ici 2050, l’intensité des émissions applicable, soit 65 t/GWh, combinée à d’autres mesures de souplesse en matière de conformité, comme la mise en commun, devrait suffire à ce que la majeure partie du réseau électrique du Canada soit conforme au Règlement, sans recours aux crédits compensatoires.

À partir de 2050, l’intensité d’émission applicable (sur laquelle la LÉA est basée) pour les groupes de production d’électricité sera réduite à 0 t/GWh. La quantité de crédits compensatoires permis augmentera. Comme le montre le tableau 12 de la sous-section Avantages, l’utilisation de l’ensemble des crédits compensatoires selon le scénario réglementaire devrait couvrir environ 7 Mt d’éq. CO₂ pour la période de 2024 à 2049, et environ 5 Mt d’éq. CO₂ en 2050. Au total, on estime que le Règlement entraînera 802 millions de dollars en coûts des crédits compensatoires supplémentaires pour le secteur de l’électricité sur la période d’analyse de 27 ans (tableau 33).

Tableau 33 : Coûts des crédits compensatoires supplémentaires par région (en millions de dollars)
Région	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0
N.-É.	0	0	0	13	13	1
N.-B.	0	0	0	0	0	0
Qc	0	0	0	1	1	0
Ont.	0	0	0	11	11	1
Man.	0	0	0	0	0	0
Sask.	34	28	25	41	128	6
Alb.	0	194	170	245	609	29
C.-B.	0	0	38	2	40	2
Yn	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0
Nun.	0	0	0	0	0	0
Total	34	222	233	313	802	39

Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée et coûts de remplacement associés aux besoins en chaleur (coproduction)

Le Règlement ne prescrit pas de voies de conformité particulières pour aucun groupe en particulier. Tous les résultats présentés dans l’ACA représentent un scénario issu de la modélisation, qui indique ce qui pourrait se produire par suite de la prise du Règlement dans le contexte du cas central. Dans la modélisation, il y a sélection d’une voie pour la mise hors service anticipée des groupes selon le scénario du Règlement lorsque cela permet de réduire les coûts totaux du réseau électrique. Comme nous l’avons vu précédemment à la figure 1, NextGrid a servi à modéliser les décisions qui pourraient être nécessaires par suite de la prise du Règlement advenant le fait que des groupes de production d’électricité existants ne respectent pas la limite d’intensité des émissions de CO₂. Parmi les groupes affectés, 12 % sont modélisés pour se retirer plus tôt qu’ils ne l’auraient fait autrement ou, pour les groupes de cogénération, pour avoir cessé de vendre de l’électricité au système électrique entre 2035 et 2049, avec 8 % de groupes affectés supplémentaires se retirant en 2050. Ensemble, ces mises hors service et ces retraits de cogénération représentent 3 855 MW de capacité de production d’électricité à partir de combustibles fossiles qui sont mis hors service ou qui ne desservent plus le système électrique.

On calcule la valeur de cet impact en multipliant le coût d’investissement dans la construction d’un nouveau groupe de production d’électricité de taille et de type de technologie équivalents au cours de l’année de mise en service projetée par la proportion de la durée de vie utile restante du groupe de production d’électricité en question, en fonction de sa date de mise en ligne, qui sert de date de mise en service. Dans le cas des groupes de coproduction industrielle qui vendent une partie de leur électricité au réseau du Canada, la mise hors service signifie que l’on met le groupe de production d’électricité hors service et qu’on le remplace par un groupe chaudière alimenté aux combustibles fossiles, pour fournir la chaleur nécessaire aux procédés dans les limites de l’installation. Pour ces groupes de production d’électricité, le coût d’investissement dans la capacité des chaudières à produire une chaleur équivalente s’ajoute à la valeur résiduelle du capital associé aux groupes mis hors service de façon anticipée.

Dans l’ensemble, on estime à 1,9 milliard de dollars sur la période d’analyse de 27 ans la valeur résiduelle du capital associé aux groupes mis hors service de façon anticipée et les coûts connexes de remplacement aux fins de la coproduction de la chaleur nécessaire. Dans la mesure où il faudrait construire de nouvelles installations de production d’électricité (ou augmenter les importations) pour remplacer la capacité des groupes de production d’électricité mis hors service de façon anticipée, tenir compte de la valeur résiduelle du capital associé à ces groupes pourrait revenir à « compter en double » certains coûts dans l’ACA. Nous avons malgré tout conservé cet impact dans l’ACA afin de tenir compte des coûts supplémentaires que pourrait représenter pour le secteur de l’électricité le service de la dette impayée sur les actifs qui cesseraient de fonctionner au cours de la période de projection.

Frais administratifs

Comme il est indiqué dans la section « Description », les exigences administratives du Règlement s’appliquent à tout groupe de production d’électricité à partir de combustibles fossiles d’une capacité supérieure ou égale à 25 MW qui est connectée à un réseau électrique réglementé par la NERC, tandis que les exigences de conformité concernant la limite d’émissions s’appliquent à tout groupe de production d’électricité à partir de combustibles fossiles d’une capacité supérieure ou égale à 25 MW qui a des ventes nettes à un réseau électrique réglementé par la NERC. La modélisation du Ministère prévoit que 122 installations seraient soumises à des exigences administratives^{référence 31}, dont 118 devraient soumettre des rapports annuels complets. Bien que certaines installations puissent compter plusieurs groupes de production d’électricité, l’ACA suppose que des coûts administratifs constants « par événement » sont engagés pour chaque installation, peu importe le nombre de groupes de production d’électricité contenus dans chacune d’entre elles. Le tableau 34 présente les hypothèses utilisées pour comptabiliser les frais administratifs.

Tableau 34 : Hypothèses de coûts administratifs, par activité (dollars constants de 2022, non actualisés)
Activité administrative	Période	Nombre d’installations (en 2024)	Catégorie professionnelle	Heures consacrées	Taux de rémunération horaire (coûts indirects inclus)	Coût approximatif par événement
Familiarisation avec les exigences réglementaires	2024	122	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	15	53,38 $	800,65 $
Familiarisation avec les exigences réglementaires	2024	122	Professions juridiques et services sociaux, communautaires et gouvernementaux	10	53,43 $	534,30 $
Familiarisation avec les exigences réglementaires	2024	122	Professions d’encadrement supérieur	4	76,77 $	307,10 $
Rapport d’enregistrement – renseignements sur le groupe et plan du site	2024	122	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	15	53,38 $	800,65 $
Rapport d’enregistrement – approbation	2024	122	Professions d’encadrement supérieur	2	76,77 $	153,55 $
Attribution du numéro d’enregistrement	2024	122	Personnel de bureau	1	31,19 $	31,19 $
Rapport sur les émissions annuelles – associées aux combustibles – extraction et saisie de données, échantillonnage et analyse, calcul des émissions de CO₂, calculs – autres, détermination des exportations nettes, calcul de l’électricité produite, envoi du rapport	2036-2050	118	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	27,5	53,38 $	1 467,85 $
Rapport sur les émissions annuelles – associées aux combustibles – calculs de l’énergie thermique nette produite (E_th)	2036-2050	62	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	4	53,38 $	213,51 $
Rapport sur les émissions annuelles – émissions captées par le système CSC	2036-2050	9	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	4	53,38 $	213,51 $
Rapport sur les émissions annuelles – émissions de CO₂ associées à l’hydrogène ou à la vapeur achetée	2036-2050	4	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	1	53,38 $	53,38 $
Rapport sur les émissions annuelles – approbation	2036-2050	118	Professions d’encadrement supérieur	2	76,77 $	153,55 $
Rapport succinct sur les émissions annuelles – détermination des exportations nettes, envoi du rapport	2036-2050	4	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	3	53,38 $	160,13 $
Rapport succinct sur les émissions annuelles – approbation	2036-2050	4	Professions d’encadrement supérieur	0,5	76,77 $	38,39 $
Émission des crédits	2036-2050	122	Personnel de bureau	1	31,19 $	31,19 $
Rapport de rapprochement – calculs de remises d’unités de conformité, registre des unités de conformité non transférables, registre des unités de conformité transférables	2036-2050	118	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	10	53,38 $	533,76 $
Rapport de rapprochement – approbation	2036-2050	118	Professions d’encadrement supérieur	2	76,77 $	153,55 $
Tenue de registre	2036-2050	122	Personnel de bureau	1	31,19 $	31,19 $
Rapport annuel sur la réglementation fédérale sur la production d’électricité à partir du charbon (abrogation)	2036-2042	1	Sciences naturelles et appliquées et professions connexes	-2	53,38 $	-106,75 $

Selon le scénario réglementaire, la modélisation du Ministère prévoit qu’on observera une diminution totale de 5,5 % de la capacité totale du réseau électrique dans tous les groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles entre 2024 et 2050, soit une diminution moyenne de la capacité réglementée de 0,21 % par année. Cette diminution annuelle moyenne de la capacité de production d’électricité réglementée sert d’approximation du taux de croissance négatif du nombre d’installations concernées au cours de la période d’analyse. Si l’on se fie aux données saisies dans le tableau 34 et au taux de croissance négatif estimatif des installations concernées, le Règlement devrait entraîner des frais administratifs supplémentaires de 3,2 millions de dollars pour le secteur de l’électricité au cours de la période d’analyse de 27 ans.

Coûts pour le gouvernement

Dans l’ensemble, le Règlement devrait entraîner 1,9 milliard de dollars en coûts supplémentaires pour le gouvernement du Canada au cours de la période d’analyse de 27 ans. De ces coûts totaux, environ 1,9 milliard de dollars sont liés au recours accru du secteur d’électricité aux CII fédéraux, 49 millions de dollars représentent les coûts supplémentaires d’administration du programme, et 1,3 million de dollars sont attribuables aux efforts supplémentaires pour l’application du Règlement. Bien que les coûts pour le gouvernement constituent techniquement des transferts de richesse depuis l’assiette fiscale, il est important de les inclure dans l’ACA pour tenir compte du coût d’option associé au fait de ne pas dépenser ces fonds ailleurs.

Comme il a été mentionné précédemment, la hausse des coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique présentées dans l’ACA comprend une abstraction modélisée de tous les CII disponibles. Il est important de tenir compte des CII dans les coûts d’investissement pour que la production prévue du réseau électrique soit aussi exacte que possible dans le scénario de référence et le scénario réglementaire. Il faudrait toutefois tenir compte dans l’ACA de la partie de l’augmentation de la production financée par les CII dans la modélisation pour s’assurer que la pleine valeur économique de ces actifs est représentée. À cette fin, dans le tableau 26, la partie de l’augmentation de la production financée par les CII dans la modélisation totalise 1,9 milliard de dollars.

De plus, on estime que le Ministère consacrera 49 millions de dollars à l’administration du nouveau programme aux termes du Règlement, principalement en nouvelles affectations salariales. Pour ce qui est de la conformité et de l’application du Règlement, le Ministère devrait engager des coûts supplémentaires de 1,3 million de dollars, notamment des coûts ponctuels pour élaborer une stratégie d’application, former les agents de l’autorité et effectuer des travaux d’évaluation du renseignement stratégique, lesquels sont censés avoir lieu en 2034 (c’est-à-dire un an avant l’année où les limites d’émissions entrent en vigueur). À partir de 2035, le Ministère devrait engager des coûts annuels pour l’administration, la coordination et l’analyse afin d’appuyer les activités d’application du Règlement, les inspections (y compris les coûts d’opération, d’entretien, de transport et d’échantillonnage), les enquêtes, les mesures pour traiter les infractions alléguées et les travaux de renseignement en cours.

Énoncé des avantages et coûts

Nombre d’années : 27 (de 2024 à 2050)
Année de référence pour le prix : 2022
Année de référence de la valeur actualisée : 2024
Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 35 : Résumé des avantages monétaires (en millions de dollars)
Intervenant touché	Description de l’avantage	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
Société	Atténuation du changement climatique (réseau électrique)	3 217	8 179	12 002	12 490	4 205	40 094	1 936
Société	Atténuation du changement climatique (« à l’intérieur des limites d’une installation »)	0	1 332	1 095	1 049	877	4 352	210
Population canadienne	Avantages pour la santé (faibles) et l’environnement	107	582	1 343	1 071	290	3 393	164
Secteur de l’électricité	Économies de carburant	537	1 224	2 248	2 141	476	6 627	320
Secteur de l’électricité	Économies variables sur les coûts d’opération et de maintenance	114	126	205	46	-60	430	21
Tous	Avantages monétaires totaux	3 976	11 443	16 893	16 797	5 788	54 896	2 651

Tableau 36 : Résumé des coûts monétaires (en millions de dollars)
Intervenant touché	Description des coûts	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
Secteur de l’électricité	Coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique	2 661	8 014	7 190	3 372	3 245	24 482	1 182
	Coûts fixes d’opération et de maintenance et de remise en état	620	1 209	2 522	2 691	635	7 678	371
	Coûts liés au crédits compensatoire	0	34	222	233	313	802	39
	Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée	0	1 329	566	6	17	1 918	93
	Coût net des importations internationales	1 163	1 244	602	422	73	3 503	169
	Frais administratifs	0	1	1	1	0	3	0
Gouvernement	Coûts pour le gouvernement	1 804	142	4	4	1	1 954	94
Tous	Coûts monétaires totaux	6 248	11 973	11 107	6 729	4 284	40 341	1 948

Tableau 37 : Résumé des avantages et des coûts monétaires (en millions de dollars)
Impacts	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
Avantages totaux	3 976	11 443	16 893	16 797	5 788	54 896	2 651
Coûts totaux	6 248	11 973	11 107	6 729	4 284	40 341	1 948
Avantages nets	-2 272	-530	5 786	10 067	1 504	14 555	703

Dans l’ACA du cas central, qui ne tient pas compte des réductions d’émissions supplémentaires (éventuelles) attribuables aux crédits compensatoires et qui utilise une estimation prudente des avantages pour la santé, le Règlement devrait entraîner des avantages de 54,9 milliards de dollars et des coûts de 40,3 milliards de dollars de 2024 à 2050, ce qui représente des avantages nets estimatifs de 14,6 milliards de dollars.

Analyse de la répartition

Résultats de l’ACA par région

Bien que l’ACA ait une portée nationale, la présente analyse de la répartition présente les résultats par région. Le tableau 38 présente les réductions totales des émissions de GES (avec et sans crédits compensatoires), par province ou territoire, et le tableau 39, les coûts totaux, sans les économies comptabilisées dans l’ACA, par région.

Tableau 38 : Réductions totales des émissions de GES, par région (2024-2050, exprimées en kilotonnes de d’équivalent CO2)
Région	Total sur 27 ans (sans crédits compensatoires)	Moyenne annuelle (sans crédits compensatoires)	Total sur 27 ans (avec crédits compensatoires)	Moyenne annuelle (avec crédits compensatoires)
T.-N.-L.	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0
N.-É.	8 185	303	8 411	312
N.-B.	4 130	153	4 130	153
Qc	0	0	15	1
Ont.	35 524	1 316	35 710	1 323
Man.	0	0	0	0
Sask.	27 354	1 013	29 129	1 079
Alb.	106 815	3 956	115 991	4 296
C.-B.	66	2	681	25
Yn	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0
Nt	-709	-26	-709	-26
Total	181 365	6 717	193 358	7 161

Tableau 39 : Coûts, sans les économies comptabilisées dans l’ACA, par région (en millions de dollars)^{note a du tableau f15}
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	-1	4	-2	-30	2	-27	-1
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-3	1 484	400	-23	7	1 865	90
N.-B.	10	-24	214	94	-41	252	12
Qc	51	719	1 140	894	866	3 671	177
Ont.	187	4 017	4 459	3 094	-114	11 642	562
Man.	-8	226	570	194	60	1 042	50
Sask.	651	207	169	24	322	1 373	66
Alb.	2 003	3 605	1 655	266	2 743	10 273	496
C.-B.	908	237	-7	-24	10	1 123	54
Yn	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt	-6	6	50	50	13	112	5
Total	3 793	10 481	8 649	4 537	3 868	31 327	1 513
Note(s) du tableau f15 Note a du tableau f15 Ces totaux incluent les économies en carburant, les économies sur les coûts variables d’opération et de maintenance, les coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique, les coûts fixes d’opération et de maintenance, les coûts de remise en état, le coût net des importations internationales, les coûts liés aux crédits compensatoires, la valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée et les coûts de remplacement connexes pour répondre aux besoins de chaleur par cogénération. Ces totaux n’incluent pas les frais administratifs, les coûts pour le gouvernement ni les avantages monétaires associés à la réduction des émissions de GES et de polluants atmosphériques. Retour à la note a du tableau f15

Comme le montre le tableau 38, les réductions d’émissions estimatives les plus importantes découlant du Règlement seront enregistrées en Alberta (107 Mt), en Ontario (36 Mt), en Saskatchewan (27 Mt), en Nouvelle-Écosse (8 Mt) et au Nouveau-Brunswick (4 Mt), principalement en raison des changements dans la production d’électricité pour s’éloigner de la production d’émissions sans dispositif de réduction des émissions en faveur d’une production d’électricité peu et non émettrice. Comme l’indique le tableau 39, les coûts supplémentaires totaux, sans les économies comptabilisées dans l’ACA, sont estimés à 31 milliards de dollars. Dans le scénario de référence, ces coûts sont estimés à 766 milliards de dollars au cours de la même période^{référence 32}. Par conséquent, on estime que le Règlement entraîne une augmentation de 4 % de ces coûts par rapport au scénario de référence. Selon les calculs du tableau 39, on prévoit que l’Ontario et l’Alberta devraient engager près de 70 % des coûts totaux, sans les économies comptabilisées dans l’ACA, principalement en raison des coûts d’investissement supplémentaires pour les nouvelles capacités du réseau électrique. Cependant, il convient de noter que les valeurs indiquées dans le tableau 39 ne sont pas les plus utiles pour évaluer les répercussions du Règlement sur les coûts engagés par chaque région. Pour ce faire, il faudrait plutôt utiliser les coûts totaux du réseau électrique (ce qui diffère de la méthode de l’ACA sur quelques éléments clés). Les coûts totaux du réseau électrique sont examinés en détail dans la section qui suit.

Coûts totaux associés au réseau électrique par région

Les coûts totaux associés au réseau électrique représentent les coûts quotidiens d’exploitation de tout réseau électrique. Cette optique diffère de celle de l’ACA de deux façons distinctes. Premièrement, les coûts d’investissement liés à la construction de nouvelles capacités du réseau électrique sont annualisés pendant la durée de vie économique de l’actif plutôt qu’être un paiement forfaitaire pour refléter seulement la partie du capital qui est amortie dans une année donnée. Deuxièmement, lors de l’examen des impacts régionaux, il est important d’inclure dans les autres coûts et économies certaines répercussions qui sont considérées comme des transferts étant donné l’optique sociétale de la méthodologie de l’ACA (et qui ont donc été exclues de l’analyse précédente). En l’instance, ces répercussions sont les paiements relatifs à la tarification du carbone et les dépenses d’importations nettes nationales, soit d’importantes sources possibles de revenus ou de dépenses pour les opérateurs de réseaux électriques, lesquelles ont une incidence sur la tarification de l’électricité pour les consommateurs. Une description détaillée de chacune de ces répercussions figure dans les sous-sections ci-dessous, le tout accompagné par les coûts totaux associés au réseau électrique.

Coûts d’investissement annualisés

Les coûts d’investissement annualisés tiennent compte du fait que les dépenses en immobilisation importantes ne seraient pas payées et recouvrées dans l’année où l’actif entrera en fonction, mais plutôt que de tels investissements seraient financés et remboursés aux prêteurs au fil du temps. Dans l’analyse, les coûts d’investissement annualisés sont calculés en déterminant le montant versé annuellement pour chaque groupe de nouveaux investissements pendant leur durée de vie économique (c’est-à-dire la rente), puis en additionnant les rentes de tous les groupes qui ne sont pas encore payées. Les rentes pour le nouveau capital sont calculées en multipliant le coût d’investissement total d’un nouvel actif par le coefficient de récupération du capital, qui est une fonction du taux d’intérêt réel et de la durée de vie économique de l’actif. Le taux d’intérêt réel est une fonction du taux d’intérêt nominal (qui est lui-même une fonction du taux de rendement annuel présumé des capitaux propres, du taux de la dette annuelle et de l’effet de levier de l’endettement du service public) et du taux d’inflation. Si on prend le taux d’inflation nominal moyen prévu par E3MC entre 2024 et 2050, soit 2 %, le taux d’intérêt réel au cours de la période d’analyse est estimé à 3,9 %. La durée de vie économique de chaque actif est présentée dans le tableau 3 de la section « Contexte ». Dans l’ensemble, selon les estimations, le Règlement entraînera des coûts d’investissement annualisés supplémentaires de 12,5 milliards de dollars au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 40), ce qui représente une augmentation de 6 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 40 : Coûts d’investissement annualisés supplémentaires par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	1	1	-2	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	117	380	342	223	27	1 090	53
N.-B.	1	0	31	196	43	270	13
Qué.	7	49	234	285	98	672	32
Ont.	7	424	1 673	2 488	542	5 133	248
Man.	-6	27	148	153	32	355	17
Sask.	233	215	238	152	41	878	42
Alb.	299	785	1 339	1 136	362	3 921	189
C.-B.	17	64	59	36	7	183	9
Yn	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt	-5	-8	-11	-10	-2	-36	-2
Total	670	1 936	4 055	4 655	1 150	12 466	602

Paiements relatifs à la tarification du carbone

Étant donné que les émissions du secteur de l’électricité sont couvertes par le système national de tarification du carbone ou par un système provincial équivalent, le Règlement devrait avoir des répercussions sur les paiements nets relatifs à la tarification du carbone que le secteur verse. Plus précisément, on prévoit que les régions qui connaissent des réductions supplémentaires d’émissions par rapport au scénario de référence réaliseront des économies relatives en ce qui concerne leurs paiements relatifs à la tarification du carbone. Dans l’ensemble, selon les estimations, le Règlement entraînera une réduction des paiements supplémentaires au titre de la tarification du carbone de 10,1 milliards de dollars au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 41), ce qui représente une augmentation de 62 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 41 : Paiements relatifs à la tarification du carbone supplémentaires par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	0	0	0	0	0	0	0
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-3	-209	-177	-153	-42	-584	-28
N.-B.	0	0	-1	-105	-19	-124	-6
Qué.	0	0	0	0	-1	-1	0
Ont.	-29	-96	-165	-116	-39	-444	-21
Man.	0	0	0	0	0	0	0
Sask.	-123	-95	-100	-67	9	-376	-18
Alb.	-689	-2 028	-2 954	-2 448	-492	-8 611	-416
C.-B.	-3	0	0	0	2	0	0
Yn	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt	0	0	0	0	0	0	0
Total	-845	-2 429	-3 396	-2 888	-582	-10 140	-490

Des 10,1 milliards de dollars en économies, plus de 8,6 milliards de dollars sont attribuables à l’Alberta, selon la modélisation du Ministère du règlement Technology Innovation and Emissions Reduction (TIER) Regulation de l’Alberta (règlement sur l’innovation technologique et la réduction des émissions) aux termes duquel des crédits importants (c’est-à-dire des recettes) s’accumulent pour les exploitants d’énergie renouvelable variable. Ces 8,6 milliards de dollars représentent une augmentation de 37 % en recettes du TIER par rapport à ceux dans le scénario de référence pour le secteur de l’électricité de l’Alberta. E3MC suppose que tous les crédits générés en vertu du TIER de l’Alberta se vendent au prix minimal national du carbone (170 $/tonne à partir de 2030 en dollars non indexés) et qu’ils peuvent être vendus à d’autres secteurs économiques que le secteur de l’électricité.

Dépenses d’importations nettes nationales supplémentaires

En plus des échanges mondiaux, les provinces et les territoires voisins peuvent également faire des échanges commerciaux entre eux. Selon la modélisation, les flux commerciaux maximaux sont limités à la capacité de production d’électricité des interconnexions existantes ou prévues. Au cours de la période d’analyse de 27 ans, selon les estimations, le Règlement entraînera une augmentation de 6,952 GWh en électricité échangée au pays à une valeur économique ajoutée estimée à 274 millions de dollars, ce qui représente une augmentation de 3 % par rapport au scénario de référence. Comme ce fut le cas avec les importations nettes internationales, l’incidence sur le coût est estimée en multipliant les flux commerciaux par le prix au comptant de l’électricité prévu pour la région. Les dépenses d’importations nettes nationales supplémentaires par région sont présentées dans le tableau 42, où les chiffres négatifs représentent les économies par rapport au scénario de référence.

Tableau 42 : Dépenses d’importations nettes nationales supplémentaires par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	21	-19	8	144	0	154	7
Î.-P.-É.	11	2	15	-8	-1	19	1
N.-É.	-45	-22	-24	-28	-1	-120	-6
N.-B.	-15	-6	-11	-20	1	-51	-2
Qué.	10	-147	-372	31	0	-477	-23
Ont.	27	202	369	-123	1	476	23
Man.	16	-7	26	-19	-12	3	0
Sask.	-67	8	109	108	32	190	9
Alb.	209	-17	-120	-87	-21	-35	-2
C.-B.	-166	6	0	2	1	-157	-8
Yn	-2	0	0	0	0	-2	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt	0	0	0	0	0	0	0
Total	0	0	0	0	0	0	0

Coûts totaux associés au réseau électrique

Les coûts totaux associés au réseau électrique pour chaque région sont calculés en ajoutant les coûts d’investissement annualisés pour les nouvelles capacités du réseau électrique, les paiements relatifs à la tarification du carbone et les dépenses d’importations nettes nationales aux coûts ou aux économies de l’ACA, c’est-à-dire : aux frais fixes de F et E; aux économies variables liées au F et E; aux économies de combustible; aux coûts de remise en état; à la valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée et aux coûts liés au remplacement pour satisfaire à la demande de cogénération de chaleur; aux coûts compensés; aux dépenses d’importations nettes internationales. Dans l’ensemble, selon les estimations, les coûts associés au réseau électrique augmenteront de 9 milliards de dollars au cours de la période d’analyse de 27 ans (tableau 43). Dans le scénario de référence, ces coûts sont estimés à 679 milliards de dollars au cours de la même période^{référence 33}; par conséquent, selon les estimations, le Règlement entraînera une augmentation de ces coûts de 1 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 43 : Coûts totaux supplémentaires associés au réseau électrique par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n=27)
T.-N.-L.	20	-19	8	125	0	134	6
Î.-P.-É.	11	2	15	-8	-1	19	1
N.-É.	258	335	552	229	18	1 392	67
N.-B.	-5	-23	6	-305	-16	-343	-17
Qué.	35	-39	278	1 009	130	1 413	68
Ont.	20	827	1 572	2 639	408	5 465	264
Man.	39	96	294	237	53	718	35
Sask.	9	98	236	251	171	765	37
Alb.	-54	541	-964	-1 381	404	-1 455	-70
C.-B.	618	131	78	84	13	925	45
Yn	-2	0	0	0	0	-2	0
T.N.-O.	0	0	0	0	0	0	0
Nt	9	25	42	52	10	139	7
Total	957	1 974	2 117	2 933	1 190	9 170	443

Selon les données du tableau 43, l’Ontario devrait subir plus de la moitié de l’augmentation des coûts nets au pays, tandis que l’Alberta (et, dans une moindre mesure, le Nouveau-Brunswick) devrait réaliser des économies pour son réseau électrique par rapport au scénario de référence. Pour l’Ontario, les coûts associés au réseau électrique plus élevés sont principalement attribuables aux coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique (lesquels sont importants même s’ils sont annualisés) et aux dépenses d’importations nettes internationales supplémentaires. Pour l’Alberta, les coûts liés au respect du Règlement sont compensés par la source de revenus supplémentaire provenant des crédits de tarification du carbone générés en vertu du TIER, entraînant une diminution nette des coûts du réseau électrique. Pour le Nouveau-Brunswick, les coûts nets des économies pris en compte dans l’ACA sont négatifs pour 2035-2039 et 2050. Selon la méthodologie d’établissement des coûts associés au réseau électrique, la combinaison de l’annualisation des coûts liés aux nouveaux investissements et de la diminution des paiements relatifs à la tarification du carbone pour le Nouveau-Brunswick entraînent une diminution des coûts associés au réseau électrique pour la plupart des périodes.

Tarifs d’électricité et évaluation de l’abordabilité connexe

De manière générale, les tarifs d’électricité représentent la façon dont les coûts de construction, d’exploitation et d’entretien d’un réseau électrique sont transférés aux utilisateurs finaux d’électricité au niveau résidentiel, commercial ou industriel. Les tarifs d’électricité relèvent de la politique provinciale ou territoriale et sont déterminés par les services publics régionaux ou par le marché, selon le réseau d’électricité en question. Bien que le Règlement apportera des changements à la capacité de production d’électricité, à la production et à la combinaison des échanges commerciaux qui pourraient raisonnablement inciter les provinces et les territoires à modifier leurs tarifs d’électricité destinée aux consommateurs, le Règlement lui-même ne modifie pas directement ces tarifs.

Il est important de noter que les prix de l’électricité dans le modèle E3MC ne sont pas des transformations linéaires des coûts totaux du système électrique présentés dans le tableau 43. Le modèle E3MC est un modèle macroéconomique qui détermine de manière endogène le prix pour le consommateur d’une large gamme de sources d’énergie (par exemple le gaz naturel, l’hydrogène, l’électricité) sur une période de projection donnée. Dans le modèle E3MC, le prix de l’électricité est déterminé par l’utilisation d’une équation commune (c’est-à-dire non spécifique à une région) et complexe qui représente le prix moyen pondéré de l’électricité pour la partie à taux fixe et la partie à taux variable d’une facture d’électricité, présentée sur une base par MWh. Comme c’est le cas pour tous les prix de l’énergie à la consommation dans le modèle E3MC, les forces du marché simulées à l’intérieur et entre les secteurs peuvent influencer le prix de l’électricité dérivé de l’équation.

Dans l’équation du prix de l’électricité d’E3MC, la structure du marché (c’est-à-dire le service public à intégration verticale, concurrentiel ou hybride) régissant l’électricité dans une région donnée peut avoir un impact significatif sur le résultat. Plus précisément, l’équation des prix d’électricité ne tient compte du coût en capital de la construction d’un nouveau réseau d’électricité que lorsque ces coûts ont été pris en compte dans les contrats bilatéraux, ce qui est le cas de tous les services publics intégrés verticalement. Pour les marchés concurrentiels, il n’y a pas de contrats bilatéraux et, par conséquent, l’équation ne tient pas compte du coût en capital de la construction d’un nouveau réseau électrique. Dans ces cas, l’équation ne prend en compte que le coût marginal de la production d’électricité achetée et vendue sur le marché au comptant. Pour les marchés hybrides, l’équation est la moyenne entre le coût de l’électricité achetée dans le cadre de contrats bilatéraux et le coût de l’électricité achetée sur le marché au comptant. L’équation s’adapte également aux prix historiques de l’électricité en ajustant un terme qui rapproche l’écart entre la somme totale de tous les paramètres de l’équation et le prix historique de l’électricité. Ce terme sert donc de mesure indirecte du coût du transport et de la distribution, des bénéfices pour les fournisseurs d’électricité et de toute autre variable potentiellement manquante dans l’équation des tarifs, qui est programmée pour croître en fonction des charges de pointe au cours de la période de projection.

Les répercussions différentielles du Règlement sur le prix résidentiel de l’électricité dérivé de l’équation du modèle E3MC sont présentées dans le tableau 44 (en dollars constants de 2022).

Tableau 44 : Prix résidentiel réel différentiel moyen pondéré de l’électricité, en cents/kWh non actualisés (entre parenthèses : variation en pourcentage par rapport au scénario de référence)
Région	2024-2034^{note a du tableau f20}	2035-2039^{note a du tableau f20}	2040-2044^{note a du tableau f20}	2045-2049^{note a du tableau f20}	2050
Nouvelle-Écosse	-0,8 (-4 %)	-2,7 (-11 %)	-3,0 (-12 %)	-2,7 (-11 %)	-3,0 (-12 %)
Nouveau-Brunswick	0,0 (0 %)	0,1 (0 %)	-0,1 (0 %)	-0,3 (-2 %)	-0,3 (-2 %)
Ontario	0,0 (0 %)	-0,1 (0 %)	-0,4 (-2 %)	-0,9 (-5 %)	-1,2 (-6 %)
Saskatchewan	0,1 (0 %)	0,2 (1 %)	0,2 (1 %)	0,2 (1 %)	0,2 (1 %)
Alberta	-0,2 (-1 %)	0,0 (0 %)	-0,4 (-1 %)	-0,1 (0 %)	-0,4 (-1 %)
Reste du Canada^{note a du tableau f20}	0,0 (0 %)	-0,2 (-2 %)	-0,2 (-2 %)	-0,4 (-4 %)	-0,5 (-5 %)
À l’échelle nationale^{note a du tableau f20}	-0,1 (0 %)	-0,3 (-2 %)	-0,4 (-2 %)	-0,6 (-4 %)	-0,7 (-5 %)
Note(s) du tableau f20 Note a du tableau f20 Moyenne pondérée sur la base des ventes totales d’électricité résidentielle dans chaque région, déterminées par le modèle E3MC. Retour à la note a du tableau f20

L’évaluation de l’incidence du Règlement sur les tarifs d’électricité se fait en comparant les tarifs d’électricité prévus pour le Règlement au cours d’une année donnée à ce que les tarifs d’électricité seraient, en l’absence du Règlement, la même année dans le scénario de référence (par exemple les tarifs d’électricité prévus en 2045 dans le scénario réglementaire sont comparés aux tarifs d’électricité prévus en 2045 dans le scénario de référence). Comme l’indique le tableau 44, la plupart des régions devraient connaître une baisse du prix résidentiel de l’électricité en vertu du Règlement (par rapport au scénario de référence — voir le tableau 45), pour une baisse moyenne pondérée à l’échelle nationale de 2 % par rapport au scénario de référence lorsque les limites d’émissions entreront en vigueur en 2035 jusqu’à une diminution de 5 % d’ici 2050. La Nouvelle-Écosse devrait connaître la plus forte baisse de prix différentielle (jusqu’à 3 cents de moins par kWh par rapport au scénario de référence), tandis que la plupart des autres régions devraient connaître des baisses de prix différentielles égales ou inférieures à la moyenne pondérée nationale. L’exception est la Saskatchewan, qui devrait connaître une augmentation différentielle des prix d’environ 0,2 cent le kWh par rapport au scénario de référence.

Pour aider à contextualiser ces baisses de prix de l’électricité par rapport au scénario de référence, considérons le taux de croissance du prix de l’électricité au fil du temps présenté dans le tableau 44. Il convient de noter que les tarifs d’électricité devraient augmenter au fil du temps, en dollars constants, avec ou sans le Règlement en raison de la nécessité d’étendre et de maintenir le réseau électrique du Canada proportionnellement à la croissance de la demande en électricité. Cette analyse ne porte que sur la différence supplémentaire entre l’augmentation des taux d’électricité dans le scénario de référence, sans le Règlement, par rapport au scénario réglementaire, où le Règlement est en place. Cette incidence différentielle sur les tarifs d’électricité (au-delà de ce qui est attendu dans le scénario de référence) est modeste. De plus, toute petite modification tarifaire doit être considérée dans le contexte des dépenses énergétiques globales des ménages, qui devraient diminuer au fil du temps à mesure que les gens passeront des combustibles fossiles à des technologies plus efficaces comme les véhicules électriques et les thermopompes.

Tableau 45 : Variation en pourcentage du prix résidentiel réel projeté de l’électricité entre 2024 et 2050 dans le scénario de référence et le scénario réglementaire
Région	Scénario de référence (c’est-a-dire sans le Règlement)	Scénario réglementaire	Supplémentaire (différence en points de pourcentage)
Nouvelle-Écosse	74 %	52 %	-21,7
Nouveau-Brunswick	-15 %	-16 %	-1,6
Ontario	24 %	17 %	-7,0
Saskatchewan	15 %	16 %	1,0
Alberta	41 %	39 %	-1,8
Reste du Canada^{note a du tableau f21}	-5 %	-9 %	-4,6
À l’échelle nationale^{note a du tableau f21}	9 %	4 %	-5,4
Note(s) du tableau f21 Note a du tableau f21 Moyenne pondérée sur la base des ventes totales d’électricité résidentielle dans chaque région, telle qu’elle est déterminée par E3MC Retour à la note a du tableau f21

Comme le montre le tableau 45, le prix résidentiel réel de l’électricité devrait augmenter entre 2024 et 2050 dans le scénario de référence dans la plupart des régions. Les gouvernements provinciaux et territoriaux, ainsi que les exploitants de réseaux électriques, ont été consultés sur les prévisions utilisées pour la Réf23, qui a servi de base à cette analyse. Dans le scénario réglementaire, le prix résidentiel de l’électricité dans la plupart des régions devrait également augmenter, mais à un rythme qui, dans certains cas, est nettement plus lent que dans le scénario de référence dans certaines régions. Pour la Nouvelle-Écosse, la plus forte augmentation du prix de l’électricité dans le scénario de référence (c’est-à-dire sans le Règlement) se produit entre 2025 et 2026, associée à une augmentation des coûts d’investissement pour la construction de nouvelles capacités de production d’électricité à émissions constantes en 2026. Après cette augmentation, les prix de l’électricité demeurent relativement stables pendant le reste de la période d’analyse. Notamment, par conséquent, entre 2024 et 2050, les prix de l’électricité en Nouvelle-Écosse devraient augmenter de 74 % dans le scénario de référence, tandis que, selon le scénario réglementaire, ces prix devraient augmenter de 52 %, ce qui représente une baisse de 22 points de pourcentage du taux de croissance par rapport au scénario de référence. De même, l’Ontario, l’Alberta et la Saskatchewan devraient connaître une hausse des prix de l’électricité au fil du temps dans le scénario de référence, dont le taux devrait ralentir de 7, 2 et 1 points de pourcentage respectivement dans le scénario réglementaire. Pour le Nouveau-Brunswick, une baisse du prix de l’électricité dans le scénario de référence se produit entre 2024 et 2025, associée à une diminution de la production d’électricité à partir du charbon et à une augmentation de la production d’énergie éolienne et solaire terrestre. Après cette baisse, les prix de l’électricité restent relativement stables pendant le reste de la période d’analyse. Par conséquent, le Nouveau-Brunswick devrait connaître une baisse de 15 % du prix résidentiel de l’électricité entre 2024 et 2050 dans le scénario de référence, et une baisse supplémentaire de 1,6 point de pourcentage dans le scénario réglementaire.

Il convient de noter que les prix résidentiels sont présentés sur la base d’une moyenne pondérée des ventes totales d’électricité résidentielle dans chaque région, telle qu’elle est déterminée de manière endogène par E3MC.

Les baisses des prix de l’électricité dans le scénario réglementaire par rapport au scénario de référence (par exemple le ralentissement du taux de croissance de ces prix au fil du temps) dérivées de manière endogène par l’équation du modèle E3MC peuvent s’expliquer de diverses façons. Comme nous l’avons mentionné précédemment, le prix de l’électricité sur le marché au comptant joue un rôle important dans les régions où les marchés sont concurrentiels (par exemple l’Alberta) et les régions avec des marchés hybrides (par exemple l’Ontario), dans lesquels les technologies à coût variable zéro, comme l’éolien et le solaire, entrent sur le marché au comptant à zéro, ce qui fait baisser le coût moyen de l’électricité achetée. Un autre facteur important est le total des ventes d’électricité livrées dans une région donnée. Dans l’équation du prix de l’électricité du modèle E3MC, le coût de l’électricité achetée est réparti sur les ventes totales d’électricité dans une région donnée. Cela signifie qu’à mesure que les ménages demandent plus d’électricité et que la population augmente dans le scénario de référence et dans le scénario réglementaire, les coûts du réseau d’électricité sont répartis sur un dénominateur plus grand. Alors que la croissance démographique est la même dans les deux scénarios, tenir compte de l’évolution progressive des ventes d’électricité résidentielle présentées dans le tableau 46.

Tableau 46 : Variation en pourcentage des ventes résidentielles d’électricité par rapport au scénario de référence (entre parenthèses : variation en pourcentage des ventes totales d’électricité)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050
Nouvelle-Écosse	0,3 % (0,04 %)	1,0 % (1,4 %)	1,7 % (2,7 %)	2,1 % (3,1 %)	2,2 % (3,3 %)
Nouveau-Brunswick	0,0 % (0,0 %)	0,0 % (0,0 %)	0,0 % (0,0 %)	0,0 % (0,2 %)	0,0 % (0,4 %)
Ontario	0,0 % (0,0 %)	0,0 % (0,0 %)	0,2 % (0,2 %)	0,9 % (0,9 %)	1,3 % (1,5 %)
Saskatchewan	-0,1 % (-0,01 %)	-0,2 % (-0,3 %)	-0,3 % (-0,4 %)	-0,3 % (-0,6 %)	-0,4 % (-0,6 %)
Alberta	0,1 % (0,1 %)	0,3 % (1,5 %)	0,3 % (1,1 %)	0,3 % (1,2 %)	0,3 % (1,6 %)
Reste du Canada	0,0 % (0,0 %)	0,2 % (0,3 %)	0,3 % (0,7 %)	0,3 % (1,0 %)	0,4 % (1,5 %)
À l’échelle nationale	0,0 % (0,0 %)	0,2 % (0,4 %)	0,3 % (0,6 %)	0,5 % (1,0 %)	0,7 % (1,5 %)

Comme le montre le tableau 46, à l’exception de la Saskatchewan, les ventes totales d’électricité sont légèrement plus élevées dans le scénario réglementaire que dans le scénario de référence, un effet qui est plus prononcé en Nouvelle-Écosse et en Ontario. Cela est dû à des effets dynamiques dans le modèle macroéconomique selon lequel, à mesure que les prix baissent, la demande d’électricité augmente, et par conséquent, les ventes d’électricité augmentent. En résumé, l’équation du prix de l’électricité du modèle E3MC est telle qu’à mesure qu’une plus grande proportion d’électricité à faible coût marginal (par rapport au gaz naturel) est mise en ligne dans le scénario réglementaire, et que le coût de l’électricité achetée est réparti sur un plus grand nombre de ventes, le taux auquel les prix de l’électricité devraient augmenter au fil du temps a tendance à être plus faible dans le scénario réglementaire que dans le scénario de référence. Les prix de l’électricité commerciale et industrielle devraient afficher une tendance similaire à celle des tarifs résidentiels dans chaque région.

Pour illustrer l’effet des résultats de ce modèle sur les dépenses des consommateurs, les prix de l’électricité résidentielle ont été multipliés par les ventes d’électricité résidentielle dans chaque région, puis divisés par la population régionale pour obtenir une mesure indiquant les dépenses annuelles par habitant pour les paiements d’électricité résidentielle (dans les prévisions du modèle E3MC, la population du Canada devrait augmenter de 32 % de 2024 à 2050). Les résultats de cette analyse sont présentés dans le tableau 47.

Tableau 47 : Dépenses réelles supplémentaires moyennes pondérées par habitant en paiements d’électricité résidentielle, en dollars par année
Région	2024-2034^{note a du tableau f23}	2035-2039^{note a du tableau f23}	2040-2044^{note a du tableau f23}	2045-2049^{note a du tableau f23}	2050
Nouvelle-Écosse	-41	-154	-172	-155	-177
Nouveau-Brunswick	-1	4	-4	-17	-18
Ontario	0	-1	-8	-19	-22
Saskatchewan	3	3	3	5	4
Alberta	-4	2	-8	0	-8
Reste du Canada^{note a du tableau f23}	-2	-16	-15	-29	-33
À l’échelle nationale^{note a du tableau f23}	-3	-15	-18	-28	-33
Note(s) du tableau f23 Note a du tableau f23 Moyenne pondérée sur la base des ventes totales d’électricité résidentielle dans chaque région, déterminées de manière endogène par le modèle E3MC. Retour à la note a du tableau f23

Comme le montre le tableau 47, par rapport au scénario de référence, on estime que les consommateurs de l’ensemble du Canada dépenseront 15 $ de moins par habitant par année lorsque les limites d’émissions entreront en vigueur en 2035, et 33 $ de moins par habitant par année lorsque la réduction vers des émissions nettes nulles entrera en vigueur en 2050 (en dollars constants de 2022). Cette incidence est plus prononcée en Nouvelle-Écosse, où l’on estime que les consommateurs économiseront 154 $ à 177 $ par habitant en paiements annuels d’électricité comparé au scénario de référence de 2035 à 2050, les économies les plus élevées parmi toutes les provinces grâce à l’application de ce Règlement. Bien que l’on s’attende à ce que les paiements d’électricité augmentent en Saskatchewan, cette augmentation se situera entre 3 $ et 5 $ par habitant sur les paiements annuels d’électricité entre 2035 et 2050. En plus du rôle du Règlement dans la réduction des émissions, la modélisation E3MC révèle que la plupart des Canadiens ne verront pas leurs tarifs d’électricité affectés, ou pourraient même bénéficier de tarifs plus bas dans certains cas, avec l’entrée en vigueur de ce Règlement, que dans le scénario de référence. Ce résultat est valable pour la période 2024-2050 dans un scénario de croissance de la demande d’électricité de 1,5 fois.

Afin d’avoir une perspective plus large de la façon dont les répercussions du Règlement peuvent être ressenties par les consommateurs d’électricité, le Ministère a retenu les services de parties externes pour effectuer des analyses indépendantes explorant les possibles répercussions du Règlement. Outre les modèles E3MC et NextGrid (voir la section « Modèles ministériels pour le secteur de l’électricité » et le Tableau 4), d’autres modèles ont exploré les possibles répercussions du Règlement sur les tarifs d’électricité résidentielle, notamment le modèle d’économie d’énergie gTech en combinaison avec le modèle du secteur de l’électricité nommé Integrated Electricity Supply and Demand (IESD) et exploité par Navius, et le North American Times Energy Model (NATEM) en combinaison avec le modèle RateVision exploité par Energy Super Modellers and International Analysts Consultants (ESMIA). Le tableau 48 présente un résumé des variations différentielles des prix de l’électricité prévues par chaque modèle pour certaines provinces en 2035 et en 2050.

Tableau 48 : Sommaire de la variation différentielle des prix de l’électricité en 2035 et en 2050, par province et par modèle
	2035 (E3MC)	2050 (E3MC)	2035 (NextGrid)	2050 (NextGrid)	2035 (NATEM - ESMIA)	2050 (NATEM - ESMIA)	2035 (gTech et IESD - Navius)	2050 (gTech et IESD - Navius)
Nouvelle-Écosse	-7 %	-12 %	-2 %	-1 %	0 %	7 %	1 %	6 %
Nouveau-Brunswick	0 %	-2 %	-5 %	-1 %	0 %	4 %	1 %	8 %
Ontario	0 %	-6 %	0 %	-1 %	0 %	1 %	0 %	2 %
Saskatchewan	0 %	1 %	0 %	2 %	0 %	1 %	1 %	7 %
Alberta	-2 %	-1 %	2 %	5 %	12 %	11 %	1 %	11 %
Reste du Canada^{note a du tableau f24}	0 %	-5 %	0 %	0 %	S.O.	S.O.	0 %	0 %
À l’échelle nationale^{note a du tableau f24}	-1 %	-5 %	0 %	1 %	S.O.	S.O.	0 %	3 %
Note(s) du tableau f24 Note a du tableau f24 moyenne pondérée sur la base des ventes régionales d’électricité résidentielle (E3MC), de la consommation régionale d’électricité résidentielle (NextGrid) et de la consommation totale d’électricité (Navius) Retour à la note a du tableau f24

Notamment, par rapport au scénario de référence, les modèles E3MC et NextGrid prévoient des baisses supplémentaires des prix de l’électricité en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et en Ontario, et des augmentations progressives des prix de l’électricité en Saskatchewan. Dans le cadre des travaux de modélisation indépendants effectués par ESMIA et Navius, les prix différentiels de l’électricité devraient augmenter en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick, en Ontario, en Saskatchewan et en Alberta, et c’est en Alberta que les répercussions sur les prix de l’électricité devraient être les plus importantes. Ces résultats pour l’Alberta diffèrent considérablement de ceux prévus par le modèle E3MC, dans lequel les crédits aux exploitants d’ERV sont modélisés pour générer des revenus dans le cadre du TIER de l’Alberta qui ont pour effet de faire baisser les prix de l’électricité destinée aux consommateurs par rapport au scénario de référence. Il convient de noter que parmi les modélisateurs indépendants, Navius a tenu compte du TIER, tandis que l’ESMIA ne l’a pas fait; la modélisation effectuée par le CCI n’a pas pris en compte l’Alberta.

En 2035, à l’exception de l’Alberta, tous les modèles indiquent des répercussions minimes sur les prix de l’électricité. En revanche, en 2050, il y a une divergence dans les résultats des modèles concernant l’incidence d’un réseau électrique carboneutre sur les prix de l’électricité. L’augmentation maximale prévue par n’importe quel modèle pour chaque province en 2050 est de 11 % en Alberta (modèles Navius et ESMIA), suivie de 8 % au Nouveau-Brunswick (modèle Navius), de 7 % en Saskatchewan (modèle Navius) et en Nouvelle-Écosse (modèle ESMIA) et de 2 % en Ontario (modèle Navius). En plus de la modélisation par un tiers indépendant commandée par le Ministère, l’ICC a modélisé de manière indépendante l’incidence d’une version quasi finale (mais plus stricte) du Règlement sur les prix de l’électricité en Saskatchewan, donnant lieu à une augmentation de 6 % en 2035 et à une diminution de 7 % en 2050 par rapport à un scénario de référence.^{référence 34} L’analyse a également conclu que « la conformité au Règlement sur l’électricité propre, conçu avec les flexibilités proposées par Environnement et Changement climatique Canada en février 2024, est réalisable dans les limites des contraintes techniques et logistiques décrites par SaskPower. »

Évaluation de l’abordabilité

Il ressort d’enquêtes menées par le gouvernement du Canada que 69 pour cent des Canadiennes et des Canadiens souhaitent^{référence 35} faire la transition ou se sont déjà engagés dans cette dernière pour ce qui est des transports et du chauffage des habitations ainsi que sur le plan industriel. On s’attend à ce que la croissance démographique et économique ainsi que l’électrification de plus en plus importante de l’économie suscitent une augmentation importante de la demande en électricité au cours des prochaines décennies. Cependant, la volonté de la population canadienne de remplacer les combustibles fossiles par l’électricité et, par conséquent, l’impact de l’électrification en vue d’atténuer le changement climatique seront grandement tributaires du prix de l’électricité comparativement à celui de ces combustibles.

L’abordabilité de l’électricité, un enjeu important qui préoccupe la population canadienne, a été soulevée par les principaux intéressés dans le cadre du processus de consultation relative au Règlement. Ainsi, l’abordabilité a été l’un des trois principes fondamentaux qui ont guidé le ministère lors de l’élaboration du Règlement. L’importance qui a été accordée à l’abordabilité se reflète notamment par l’introduction d’une certaine souplesse sur le plan de la conformité. En effet, les exploitants peuvent choisir d’utiliser davantage les infrastructures déjà en place pour générer l’électricité dont ils ont besoin pour assurer la fiabilité du réseau au lieu de se doter de nouvelles capacités à cet égard.

Comme il a été question dans la section précédente, le ministère a conclu, en se fondant sur son modèle E3MC, que l’incidence du Règlement sur les tarifs de l’électricité sera relativement modeste. Cependant, compte tenu de l’importance des tarifs de l’électricité pour ce qui est de l’électrification, le ministère a également évalué l’incidence du Règlement à l’aide d’un deuxième modèle interne (communément appelé NextGrid) ainsi que des modèles de trois intervenants indépendants ayant une excellente réputation au sein du secteur de l’électricité au Canada. Les résultats de cette évaluation sont présentés plus loin dans cette section. Il est vrai que, selon certains modèles, le Règlement pourrait faire augmenter les tarifs d’électricité. Cela dit, il ressort de l’évaluation par les modélisateurs tiers que, de façon globale, l’incidence du Règlement à cet égard sera modeste, voire bénéfique.

Vu les coûts engendrés par la construction d’un réseau plus propre, il peut être surprenant de prévoir que les tarifs de l’électricité pourraient être plus bas dans le scénario réglementaire comparé au scénario de référence. Or, une telle constatation reflète la dynamique des divers marchés de l’électricité qui existent au Canada. Par exemple, en Alberta, l’électricité renouvelable pourrait se tailler une place à un coût extrêmement faible au sein du marché de l’électricité dans cette province, ce qui aurait pour effet de faire diminuer les tarifs, et les générateurs d’électricité renouvelable pourraient ainsi générer des crédits importants dans le marché du carbone de cette province. En Ontario et en Nouvelle-Écosse, les modèles du gouvernement fédéral ont permis de conclure que le Règlement aurait pour effet de faire augmenter la proportion de l’électricité générée à l’aide de ressources renouvelables qui ne nécessitent aucun combustible et qui, par conséquent, font diminuer le prix de l’électricité. Or, la baisse du prix de l’électricité engendre une utilisation plus importante de celle-ci, ce qui a pour effet d’en faire augmenter les ventes et donc de répartir le coût des investissements que nécessite la mise sur pied d’un réseau électrique doté d’une base tarifaire plus importante.

Il est à prévoir qu’au cours des années à venir, au fur et à mesure qu’ils passent des combustibles fossiles à l’électricité propre, les ménages canadiens non seulement achèteront davantage d’électricité qu’ils ne le font présentement, mais également consommeront moins d’énergie provenant d’autres sources. Par exemple, l’utilisation d’un véhicule électrique a pour effet de faire augmenter l’achat d’électricité, mais elle fait également diminuer la consommation d’essence. L’utilisation d’une thermopompe pour chauffer une habitation nécessite davantage d’électricité, mais elle fait diminuer la consommation de gaz naturel ou de mazout. Cela dit, malgré l’incidence modeste du Règlement lui-même sur les tarifs d’électricité, il est à prévoir que le coût de l’électricité augmentera dans certaines parties du Canada d’ici à 2050 alors que les réseaux électriques prennent de l’expansion.

Le Ministère a cherché à comprendre la faisabilité d’un avenir fondé sur l’électrification propre comme prévu dans les limites d’émission et les dispositions du Règlement. Récemment, un certain nombre d’analyses ont été faites relativement à l’incidence de ces changements sur le coût global de l’énergie pour la population canadienne — ce que certains analystes appellent le « portefeuille énergétique » des ménages. Pour comprendre à quoi les ménages canadiens peuvent s’attendre pour ce qui est de leur « portefeuille énergétique », notamment à la suite de l’entrée en vigueur du Règlement, le Ministère s’est adressé au D^rBrett Dolter, professeur agrégé au Department of Economics de la University of Regina. Le ministère ECCC a fourni au D^rDolter sa modélisation (NextGrid) de l’incidence du Règlement sur les tarifs de l’électricité et lui a demandé d’évaluer, en se fondant sur ces tarifs, l’ensemble des dépenses en énergie des ménages canadiens qui se dotent de véhicules électriques et de thermopompes électriques. Le D^rDolter a conclu que :

Les ménages canadiens qui se sont dotés de véhicules électriques font des économies et que les ménages qui se servent davantage de leur véhicule sont ceux qui font les plus grandes économies en utilisant l’électricité plutôt que les combustibles fossiles, par exemple l’essence. Cela est vrai dans l’ensemble des provinces et au sein de tous les quintiles de revenu, les ménages à revenu plus élevé faisant davantage d’économies parce qu’ils utilisent davantage leur véhicule.
Les avantages financiers liés à l’installation d’une thermopompe sont plus nuancés. En effet, les ménages qui consomment du mazout ou qui utilisent des plinthes chauffantes électriques sont plus susceptibles de faire des économies après avoir installé une thermopompe, à l’instar des ménages logés dans des maisons écoénergétiques qui nécessitent des thermopompes plus petites. Cependant, il est moins probable que les ménages en Alberta, où le prix de l’électricité est élevé et celui du gaz naturel est faible, tirent profit de l’installation d’une thermopompe. Il en va de même pour les ménages de la Saskatchewan.

Il est possible de déduire de l’étude réalisée par le D^rDolter qu’en supposant un coût modéré lié à l’installation d’une thermopompe, 84 pour cent des ménages canadiens pourront faire des économies en utilisant davantage d’électricité d’ici à 2035, car les économies réalisées grâce à une diminution de l’utilisation des combustibles fossiles l’emportent sur les sommes consacrées à une plus grande utilisation de l’électricité.

Coût au détail de l’électricité dans les deux scénarios : avec ou sans Règlement

L’augmentation de la demande en électricité provenant de l’électrification du chauffage et de la climatisation des bâtiments et du secteur du transport dans les décennies à venir, en plus de facteurs comme l’inflation, aura pour effet de faire augmenter les dépenses des ménages sur le plan de l’électricité d’ici à 2050. Selon le modèle NextGrid, le Règlement aura pour effet de faire augmenter graduellement les tarifs de l’électricité à court et à moyen terme dans certaines provinces, en plus de l’augmentation prévue à la suite de l’électrification. Toutefois, cette augmentation sera relativement modeste (moins de deux cents par kilowattheure). L’augmentation sera en grande partie suscitée par une augmentation de l’utilisation de l’électricité non attribuable au Règlement.

La question de savoir dans quelle mesure les dépenses en électricité représenteront une plus grande proportion des dépenses totales des ménages dépendra du taux d’augmentation de l’utilisation de l’électricité et des tarifs de l’électricité comparativement au taux de croissance du revenu des ménages. Il est à prévoir que le revenu des ménages en Saskatchewan augmentera plus rapidement que le prix de l’électricité résidentielle, ce qui donne à penser que les dépenses en électricité pourraient représenter une proportion plus faible du revenu et des dépenses totales. Or, on observera le phénomène inverse en Ontario et au Québec, où il se pourrait que l’électricité soit moins abordable pour les ménages en raison de l’augmentation de la proportion du revenu qu’ils doivent consacrer à leur consommation d’électricité.

Quoi qu’il en soit, que le Règlement entre en vigueur ou non, les ménages à faible revenu consacrent en moyenne une plus grande proportion de leur revenu à la consommation d’électricité, et l’électricité est de moins en moins abordable pour eux au fur et à mesure que leur utilisation de celle-ci et les dépenses que cela occasionne augmentent. Au fil du temps, on peut constater que la corrélation n’est très pas forte entre la consommation d’électricité par les ménages et l’augmentation de leur revenu. Autrement dit, la consommation d’électricité n’augmente pas de façon proportionnelle à celle du revenu; il reste à voir si cela sera toujours le cas avec l’augmentation de l’utilisation de véhicules électriques.

Abordabilité pour les ménages

L’étude du D^r Dolter visait à déterminer s’il était probable que les ménages canadiens fassent des économies grâce à l’électrification, compte tenu des modifications des tarifs de l’électricité attribuables au Règlement. Dans ce contexte, l’électrification renvoie à l’adoption de véhicules électriques pour les déplacements et de thermopompes pour chauffer et climatiser les habitations.

Une grande partie des économies que l’électrification permet de réaliser provient du remplacement de véhicules à combustibles fossiles par des véhicules électriques, les ménages dépensant davantage en électricité et moins en essence. Plus un ménage conduit un véhicule électrique, plutôt que des véhicules utilisant des combustibles fossiles (c’est-à-dire des véhicules à moteur à combustion interne), plus il économise. Cela est vrai dans l’ensemble des provinces et parmi tous les quintiles de revenu, les ménages dont le revenu est plus élevé réalisant des économies plus importantes du fait qu’ils utilisent plus souvent leurs véhicules et que ces derniers sont plus lourds.

Les avantages financiers liés à l’installation d’une thermopompe sont plus nuancés. En effet, les ménages qui consomment du mazout ou qui utilisent des plinthes chauffantes électriques, tels que les ménages du Canada atlantique, sont plus susceptibles de faire des économies après avoir installé une thermopompe, à l’instar des ménages logés dans des maisons écoénergétiques qui nécessitent des thermopompes plus petites. Cependant, il est moins probable que les ménages dans des provinces comme l’Alberta et la Saskatchewan, où le prix de l’électricité est élevé et celui du gaz naturel est relativement faible (et où les hivers sont plus froids), tirent profit de l’installation d’une thermopompe.

Malgré cela, les ménages dans des provinces comme l’Alberta et la Saskatchewan peuvent tout de même réaliser des économies sur le plan de leur portefeuille énergétique dans certains scénarios. Les économies que réalisent les ménages qui se dotent de véhicules électriques pourraient l’emporter sur l’augmentation des coûts d’installation d’une thermopompe, réduisant ainsi les dépenses totales qu’ils engagent sur le plan de leur portefeuille énergétique.

Par ailleurs, il ressort de l’étude du D^r Dolter que le Règlement pourrait susciter une légère augmentation des dépenses en électricité des ménages en raison de la légère augmentation du coût de génération de l’électricité que les provinces devraient absorber compte tenu des investissements qu’elles devraient faire pour se doter d’une infrastructure propre. Pour les provinces qui dépendent des combustibles fossiles (par exemple l’Alberta et la Saskatchewan), ce coût ferait augmenter le coût de l’électricité résidentielle à court ou à moyen terme au-delà de ce à quoi on pourrait s’attendre de l’électrification en l’absence du Règlement. La raison en est que l’on suppose que, en l’absence du Règlement, l’électrification dans ces provinces serait assurée par des centrales de production d’énergie fonctionnant au gaz naturel, dont le prix est relativement faible.

Cependant, dans l’ensemble, il semble que l’électrification qui se produirait dans le contexte du Règlement a pour effet de maintenir l’abordabilité. On peut déduire de l’étude du D^r Dolter qu’en 2035, les coûts énergétiques assumés par les ménages canadiens seront plus faibles pour au moins 84 % d’entre eux dans l’hypothèse où une électrification propre aurait lieu comparativement au scénario dans lequel on assisterait à une plus grande consommation de combustibles fossiles pour répondre à la croissance de la demande en électricité.

Ces conclusions concordent avec celles qui ont résulté d’études similaires. Plus précisément, en mai 2022, l’Institut climatique du Canada (CCI) a publié un rapport intitulé Volte-Face, qui comporte une analyse du coût de l’électrification pour les ménages en vue de parvenir à la carboneutralité. Le rapport revêt certes une importance considérable pour ce qui est des efforts déployés par le Ministère dans le cadre de l’élaboration du Règlement, mais il n’a pas convenablement tenu compte des coûts initiaux en capital liés à certains produits, tels que les véhicules électriques et les thermopompes, sous-estimant par le fait même l’ensemble des coûts. Pour sa part, le D^r Dolter a tenu compte, dans son étude, des coûts initiaux en capital pour faire ses prévisions, et malgré cela, il est parvenu à la conclusion que le Règlement entraînerait une baisse des dépenses énergétiques pour la plupart des Canadiennes et des Canadiens. Plus récemment (en octobre 2024), Clean Energy Canada a publié un rapport intitulé Opening the Door (PDF), qui contient une analyse des économies mensuelles qu’on peut réaliser en remplaçant les combustibles fossiles pour chauffer les habitations en faveur de thermopompes, d’une part, et en remplaçant les véhicules à moteur à combustion interne par des véhicules électriques, d’autre part. Clean Energy Canada a conclu que l’électrification permettrait à presque l’ensemble des ménages canadiens, qu’ils soient logés dans des maisons simples, des maisons en rangée ou en copropriété, de réaliser chaque mois des économies. L’Alberta (-21 $ à 64 $ par mois) et la Saskatchewan (149 $ à 277 $ par mois) sont les deux provinces où les économies réalisées seraient les plus modestes, alors que dans certaines autres provinces, les économies mensuelles réalisées se situeraient dans une fourchette allant de 220 $ à 921 $ par mois. Il est à noter que les hypothèses de travail de Clean Energy Canada étaient davantage favorables à l’électrification que celles du D^r Dolter.

Compte tenu des conclusions tirées par le D^r Dolter dans son étude et des conclusions susmentionnées de certains organismes, le Ministère est convaincu que toute augmentation de tarifs que le Règlement pourrait susciter n’aura pas d’effet dissuasif sur l’électrification. Pour la majorité des ménages canadiens, l’électrification en général entraînera des économies d’énergie. Les modestes répercussions tarifaires prévues pour le Règlement n’annulent pas les économies d’énergie qui pourraient être attendues de l’électrification en l’absence du Règlement.

Analyse de sensibilité

L’analyse de sensibilité permet de discerner l’incidence des changements apportés aux variables incertaines sur les résultats de l’ACA. L’analyse de sensibilité du Règlement a été effectuée en limitant l’incidence des changements à un paramètre d’entrée clé à la fois. Les scénarios présentés sont les suivants : variation du flux du CS-GES, croissance de la demande élevée, coûts en immobilisations variables, coûts du carburant variables, coûts de crédits compensatoires variables, contraintes liées aux parcs éoliens variables et connexions interprovinciales endogènes. Chacun de ces scénarios est détaillé dans les sous-sections ci-dessous.

Flux du coût social des GES

Comme l’indique la mise à jour des lignes directrices sur le CS-GES, le taux d’actualisation intégré dans les fonctions de dommages au fil du temps a une incidence importante sur la valeur actuelle des dommages évités en raison des changements climatiques. À cette fin, les lignes directrices sur le CS-GES comprennent deux différents flux de coûts supplémentaires pour l’analyse de sensibilité, soit un de 1,5 % et un autre de 2,5 %. La valeur du CS-GES pour ces flux au cours des années choisies est présentée dans le tableau 49.

Tableau 49 : Valeurs annuelles du CS-CO₂, du CS-CH₄ et du CS-N₂O tirées de la mise à jour des lignes directrices sur le CS-GES pour les années choisies (en dollars canadiens constants de 2021 par tonne, actualisées à l’année d’indice pertinente à 1,5 % ou 2,5 %)
Année d’indice	CS-CO₂ (1,5 %)	CS-CH₄ (1,5 %)	CS-N₂O (1,5 %)	CS-CO₂ (2,5 %)	CS-CH₄ (2,5 %)	CS-N₂O (2,5 %)
2020	431 $	2 948 $	111 614 $	150 $	1 607 $	45 053 $
2025	460 $	3 500 $	121 750 $	166 $	2 033 $	51 114 $
2030	491 $	4 052 $	131 886 $	184 $	2 460 $	57 175 $
2035	522 $	4 697 $	142 050 $	202 $	2 958 $	63 448 $
2040	551 $	5 341 $	152 212 $	221 $	3 455 $	69 719 $
2045	583 $	6 033 $	163 573 $	242 $	3 995 $	76 825 $
2050	616 $	6 726 $	174 932 $	262 $	4 536 $	83 931 $

Pour estimer la sensibilité des résultats de l’ACA à l’aide de ce facteur, les valeurs du CS-GES au tableau 49 ont été converties en dollars constants de 2022, puis multipliées par les réductions d’émissions du cas central. Tous les autres éléments du cas central ont également été actualisés à des taux de 1,5 % et de 2,5 %, afin de maintenir l’uniformité de l’évaluation de la valeur actuelle. Les résultats de cette sensibilité sont présentés dans les tableaux 50 à 52 et peuvent être comparés aux 54 896 $ en avantages monétaires, aux 40 341 $ en coûts monétaires et aux 14 555 $ en avantages nets présentés dans le cas central.

Tableau 50 : Coûts de l’analyse de sensibilité pour le flux de CS-GES (en millions de dollars, total pour la période 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description de l’incidence	Flux de CS-GES de 1,5 %	Flux de CS-GES de 2,5 %
Coûts d’investissement pour les nouvelles capacités du réseau électrique	26 601	22 559
Coûts fixes de F et E et de remise en état	8 420	7 009
Coût de crédits compensatoires	769	621
Valeur résiduelle des immobilisations en cas de mise hors service	2 061	1 787
Coûts nets des importations internationales	3 740	3 285
Coûts gouvernementaux	2 016	1 895
Coûts administratifs	1	1
Total des coûts monétaires	43 608	37 157

Tableau 51 : Avantages de l’analyse de sensibilité pour le flux de CS-GES (en millions de dollars, total pour la période 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description de l’incidence	Flux de CS-GES de 1,5 %	Flux de CS-GES de 2,5 %
Atténuation des changements climatiques (secteur de l’électricité)	78 011	26 462
Impacts sur la santé (estimation minimale) et l’environnement	3 727	3 092
Économies de coûts en carburant	7 258	6 058
Économies de coûts variables de F et E	459	403
Avantages monétaires totaux (estimation minimale)	89 454	36 015
Atténuationdes changements climatiques ( crédits compensatoires)	4 282	1 434
Avantages pour la santé (estimation maximale) et l’environnement	5 896	4 902
Avantages monétaires totaux (estimation maximal)^{note a du tableau g3}	95 906	39 259
Note(s) du tableau g3 Note a du tableau g3 L’estimation maximale ajoute les mesures d’atténuation des changements climatiques associées aux réductions supplémentaires (potentielles) des émissions découlant de l’utilisation de crédits compensatoires, et utilise l’estimation maximale des avantages monétaires pour la santé plutôt que l’estimation minimale. Retour à la note a du tableau g3

Tableau 52 : Coûts de l’analyse de sensibilité pour le flux de CS-GES (en millions de dollars, total pour la période 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description de l’incidence	Flux de CS-GES de 1,5 %	Flux de CS-GES de 2,5 %
Avantages totaux (estimation minimale)	89 454	36 015
Avantages totaux (estimation minimale)	95 906	39 259
Coûts totaux	43 608	37 157
Avantage net (estimation minimale)	45 846	-1 142
Avantage net (estimation maximale)	52 298	2 102^{note a du tableau g4}
Note(s) du tableau g4 Note a du tableau g4 Si l’estimation maximale des avantages supplémentaires pour la santé est comprise, et qu’une atténuation supplémentaire (potentielle) des changements climatiques par les mesures compensatoires est exclue, le scénario de sensibilité du flux du CS-GES à 2,5 % donne 668 millions de dollars en avantages nets. Retour à la note a du tableau g4

Croissance de la demande élevée

Comme il est indiqué dans la section sur les avantages et les coûts, les rapports sur les systèmes d’électricité de l’ICC indiquent que pour atteindre l’objectif d’une économie carboneutre en 2050, le réseau électrique du Canada doit répondre à une augmentation prévue de la demande nationale en électricité de 1,6 à 2,1 fois supérieure aux niveaux de 2020. La modélisation issue du cas central utilisée pour l’ACA n’était pas fondée sur l’atteinte d’une économie carboneutre en 2050; la modélisation du cas central comprend plutôt un ensemble précis de politiques et de mesures mises en œuvre selon le scénario de référence 2023 (Réf.23), tel qu’il est illustré au tableau 5 de la section sur les avantages et coûts, où la demande nationale d’électricité du scénario de référence devrait augmenter de 1,5 fois entre 2020 et 2050. Afin de comprendre les répercussions du Règlement dans un avenir hypothétique où de nombreuses nouvelles politiques et de nombreux programmes qui appuient l’électrification et la carboneutralité dans d’autres secteurs sont mis en œuvre, une analyse de sensibilité utilisant une croissance plus élevée de la demande compatible avec des exemples d’avenir carboneutres a été prise en compte.

En plus de Réf23, Projections des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques – 2023 (Rapport sur les projections des émissions) fournissent également le scénario des mesures supplémentaires 2023 (MS23) dans lequel plusieurs nouvelles politiques d’électrification sont mises en œuvre ou accélérées au cours de la période projetée jusqu’en 2050. Le scénario de référence pour l’analyse de sensibilité portant sur une croissance de la demande élevée est une version modifiée de l’MS23. L’MS23 modifié intègre les mesures supplémentaires qui renforcent la demande d’électricité au fil du temps, mais exclut les mesures supplémentaires qui améliorent l’efficacité énergétique (ce qui a pour effet de réduire la demande d’électricité, car moins d’électricité est nécessaire pour effectuer les mêmes tâches) ou toute autre politique. Dans le scénario MS23 modifié (ou scénario de référence à la croissance de la demande élevée), la demande d’électricité dans le scénario de référence devrait augmenter de 1,97 fois entre 2022 et 2050. La composition du système électrique canadien en termes de capacité de production d’électricité et de production dans le scénario de référence à la croissance de la demande élevée et le scénario réglementaire à la croissance de la demande élevée est présentée dans les tableaux 53 à 56.

Tableau 53 : Scénario de référence de sensibilité avec une croissance de la demande élevée : combinaison des capacités de production d’électricité des systèmes électriques de l’ensemble du Canada par type de technologie, en MW (entre parenthèses : proportion de la capacité totale de production d’électricité)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Production sans dispositif de réduction des émissions	31 633 (22 %)	32 132 (15 %)	40 231 (15 %)	45 242 (15 %)	51 384 (16 %)	55 188 (17 %)
Production avec dispositif de réduction des émissions	110 (0 %)	110 (0 %)	1 483 (1 %)	2 460 (1 %)	2 757 (1 %)	2 757 (1 %)
Centrales nucléaires	13 783 (10 %)	11 491 (5 %)	12 360 (5 %)	13 365 (4 %)	15 509 (5 %)	16 673 (5 %)
Centrales hydroélectriques	77 738 (54 %)	80 029 (38 %)	94 143 (36 %)	104 730 (35 %)	110 187 (35 %)	114 929 (35 %)
Énergie éolienne (terrestre)	16 279 (11 %)	68 448 (33 %)	91 413 (35 %)	102 909 (35 %)	105 074 (33 %)	105 930 (32 %)
Énergie solaire	3 906 (3 %)	15 514 (7 %)	17 296 (7 %)	24 507 (8 %)	25 842 (8 %)	27 042 (8 %)
Autres sources non émettrices	10 (0 %)	431 (0 %)	431 (0 %)	432 (0 %)	433 (0 %)	437 (0 %)
Stockage	0 (0 %)	1 036 (1 %)	2 723 (1 %)	3 483 (1 %)	3 992 (1 %)	4 752 (2 %)
Capacité de production totale	143 459 (100 %)	209 191 (100 %)	260 080 (100 %)	297 129 (100 %)	315 178 (100 %)	327 708 (100 %)

Tableau 54 : Scénario réglementaire de sensibilité avec une croissance de la demande élevée : combinaison des capacités de production d’électricité du système électrique de l’ensemble du Canada par type de technologie, en MW (entre parenthèses : proportion de la capacité totale de production d’électricité)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Production sans dispositif de réduction des émissions	31 633 (22 %)	31 021 (13 %)	30 237 (10 %)	29 561 (9 %)	28 332 (8 %)	27 605 (7 %)
Production avec dispositif de réduction des émissions	110 (0 %)	110 (0 %)	2 653 (1 %)	11 735 (3 %)	15 027 (4 %)	17 249 (5 %)
Centrales nucléaires	13 783 (10 %)	11 491 (5 %)	14 945 (5 %)	17 248 (5 %)	19 646 (6 %)	20 954 (6 %)
Centrales hydroélectriques	77 738 (54 %)	80 340 (34 %)	94 270 (32 %)	105 337 (31 %)	112 060 ( 32 %)	116 830 (32 %)
Énergie éolienne (terrestre)	16 279 (11 %)	70 193 (30 %)	101 141 (34 %)	105 103 (31 %)	107 496 (30 %)	108 669 (29 %)
Énergie solaire	3 906 (3 %)	20 104 (9 %)	23 406 (8 %)	33 393 (10 %)	33 164 (9 %)	35 409 (10 %)
Autres sources non émettrices	10 (0 %)	431 (0 %)	431 (0 %)	431 (0 %)	932 (0 %)	1 364 (0 %)
Stockage	225 (0 %)	20 542 (9 %)	32 173 (11 %)	34 486 (10 %)	37 024 (10 %)	41 024 (11 %)
Capacité de production totale	143 684 (100 %)	234 232 (100 %)	299 256 (100 %)	337 294 (100 %)	353 681 (100 %)	369 104 (100 %)

Tableau 55 : Scénario de référence de sensibilité avec une croissance de la demande élevée : production d’électricité dans l’ensemble du Canada par type de technologie, en GWh (entre parenthèses : proportion de la production totale)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Production sans dispositif de réduction des émissions	80 393 (14 %)	111 286 (13 %)	81 678 (8 %)	70 005 (7 %)	72 879 (7 %)	75 515 (7 %)
Production avec dispositif de réduction des émissions	934 (0 %)	743 (0 %)	2 959 (0 %)	3 032 (0 %)	3 749 (0 %)	4 951 (0 %)
Centrales nucléaires	92 865 (16 %)	85 562 (10 %)	99 841 (10 %)	108 531 (10 %)	125 482 (11 %)	135 394 (12 %)
Centrales hydroélectriques	358 643 (63 %)	383 867 (46 %)	455 726 (47 %)	489 369 (47 %)	516 568 (46 %)	538 412 (47 %)
Énergie éolienne (terrestre)	37 209 (7 %)	213 133 (26 %)	288 261 (30 %)	330 636 (31 %)	338 144 (30 %)	342 228 (30 %)
Énergie solaire	2 885 (1 %)	34 976 (4 %)	39 759 (4 %)	49 696 (5 %)	54 241 (5 %)	56 133 (5 %)
Autres sources non émettrices	0 (0 %)	1 912 (0 %)	1 913 (0 %)	1 918 (0 %)	5 281 (1 %)	6 232 (1 %)
Production totale	572 929 (100 %)	831 479 (100 %)	970 136 (100 %)	1 053 186 (100 %)	1 116 344 (100 %)	1 158 864 (100 %)

Tableau 56 : Scénario réglementaire de sensibilité avec une croissance de la demande élevée : production d’électricité dans l’ensemble du Canada par type de technologie, en GWh (entre parenthèses : proportion de la production totale)
Type de technologie	2022	2030	2035	2040	2045	2050
Production sans dispositif de réduction des émissions	80 393 (14 %)	107 116 (13 %)	49 388 (5 %)	29 827 (3 %)	25 239 (2 %)	16 797 (1 %)
Production avec dispositif de réduction des émissions	934 (0 %)	743 (0 %)	6 928 (1 %)	40 473 (4 %)	52 636 (5 %)	52 505 (4 %)
Centrales nucléaires	92 865 (16 %)	85 562 (10 %)	120 589 (12 %)	140 063 (13 %)	159 536 (14 %)	170 158 (14 %)
Centrales hydroélectriques	358 643 (63 %)	384 312 (46 %)	453 128 (45 %)	489 052 (45 %)	523 461 (45 %)	557 713 (46 %)
Énergie éolienne (terrestre)	37 209 (6 %)	216 399 (26 %)	327 913 (33 %)	335 993 (31 %)	344 604 (30 %)	349 689 (29 %)
Énergie solaire	2 885 (1 %)	33 102 (4 %)	38 448 (4 %)	52 571 (5 %)	53 800 (5 %)	57 011 (5 %)
Autres sources non émettrices	0 (0 %)	1 902 (0 %)	1 924 (0 %)	1 903 (0 %)	4 104 (0 %)	5 791 (1 %)
Production totale	572 929 (100 %)	829 137 (100 %)	998 318 (100 %)	1 089 882 (100 %)	1 163 381 (100 %)	1 209 662 (100 %)

Comme le montrent les tableaux 53 à 56, dans le scénario de sensibilité avec une croissance élevée de la demande, la capacité et la production d’énergie éolienne terrestre devraient augmenter considérablement au fil du temps dans le scénario de référence, passant d’une part de 7 % de la production en 2022 à une part de 30 % en 2050. Bien que la part de la capacité de production et de la production hydroélectriques et nucléaires devrait diminuer au fil du temps avec la mise en place d’un plus grand nombre d’éoliennes, la valeur absolue des deux devrait augmenter dans le scénario de référence. Sans le Règlement, le réseau électrique canadien devrait réduire sa proportion d’électricité provenant de production sans dispositif de réduction des émissions, qui passerait de 14 % (80 TWh) en 2022 à 7 % (76 TWh) en 2050, et augmenter sa proportion de production non émettrice de 86 % (492 TWh) en 2022 à 93 % (1 078 TWh) en 2050. Dans le scénario réglementaire, on prévoit que le système électrique du Canada réduira sa production provenant de production sans dispositif de réduction des émissions à une part de 1 % (17 TWh) en 2050 et augmentera sa production non émettrice à 95 % (1 140 TWh) en 2050, permettant de réduire les émissions de GES de façon importantes (estimées à 303 Mt sur la période de 27 ans de cette analyse). Notamment, par rapport à ce qui était le cas dans la modélisation issue du scénario de référence, le scénario réglementaire avec une croissance de la demande élevée indique un rôle plus important pour la capacité et la production d’électricité nucléaire et émettrices avec dispositif de réduction des émissions afin de répondre aux exigences réglementaires. Ce résultat semble plus clair lorsque l’on examine l’augmentation progressive de la capacité du nouveau système électrique dans le scénario de la demande élevée du Tableau 57.

Tableau 57 : Scénario d’une sensibilité avec un croissances de la demande élevée : augmentation des capacités de production (MW) du nouveau système électrique, par région et type de technologie, 2024 à 2050
Région	Production sans dispositif de réduction des émissions	Production avec dispositif de réduction des émissions	Centrales nucléaires	Centrales hydroélectriques	Énergie éolienne (terrestre)	Énergie solaire	Autres sources non émettrices	Stockage	Total
T.-N.-L.	4	0	0	-1	0	0	-6	-250	-253
Î.-P.-É.	0	0	0	0	0	0	0	0	0
N.-É.	-328	0	0	0	1 741	0	-67	672	2 018
N.-B.	-781	0	19	0	0	842	0	922	1 002
Qc	0	0	0	998	0	0	0	105	1 103
Ont.	-13 187	0	4 267	2 183	0	0	0	7 905	1 168
Man.	-434	0	0	14	661	-4	0	466	703
Sask.	-1 527	1 041	0	280	337	23	0	665	819
Alb.	-9 987	15 232	0	-2	0	10	0	71	5 324
C.-B.	0	0	0	-1 570	0	0	0	2 045	475
Yn	0	0	0	0	0	0	0	0	0
T.N.-O.	3	0	0	-1	0	0	0	0	2
Nt	5	0	-5	0	0	0	0	0	0
Total	-26 232	16 273	4 281	1 901	2 739	871	-73	12 601	12 361

Bien que la valeur totale de l’expansion soit inférieure à celle observée dans le cas central (12,6 MW contre 14,1 MW), la combinaison des technologies qui est construite est très différente. Par exemple, on estime que la nouvelle augmentation de la capacité de production d’électricité émettrice avec dispositif de réduction des émissions est 6 fois plus élevée que dans le de référence (16,3 GW contre 2,6 GW), tandis que la nouvelle augmentation de la capacité nucléaire est 20 fois plus élevée que dans le scénario de référence (4,3 GW contre 0,2 GW). Il convient également de noter que la nouvelle construction à laquelle on a renoncé avec une capacité de production d’électricité avec dispositif de réduction des émissions double par rapport au cas central (-26 GW pour la construction abandonnée contre -10 GW). Dans le scénario avec une croissance de demande élevée, la capacité éolienne côtière devrait être mise en service principalement dans le scénario de référence, ce qui rendrait la capacité supplémentaire des nouveaux parcs éoliens 3,5 fois inférieure à celle du cas central (2,7 GW contre 9,5 GW).

Dans l’ensemble, on estime que ces changements aux profils de capacité et de génération au titre du Règlement entraîneront des réductions d’émissions de 303 Mt entre 2024 et 2050 (comparativement à 181 Mt pour le cas central), désagrégé par région, comme le montre le Tableau 58. En utilisant le flux de CS-GEG de 2 %, l’avantage sociétal associé à ces réductions d’émissions de 303 Mt est de 74,5 milliards de dollars (comparativement à 44,5 milliards de dollars pour le cas central) ou 331 Mt de réduction des émissions en tenant compte des crédits compensatoires.

Tableau 58 : Réduction des émissions totales de gaz à effet de serre, par région (2024-2050, kilotonnes d’éq.CO₂)
Région	Total sur 27 ans (sans crédit compensatoire)	Moyenne annuelle (sans crédit compensatoire)	Total sur 27 ans (avec crédit compensatoire)	Moyenne annuelle (avec crédit compensatoire)
T.-N.-L.	3	0	3	0
Î.-P.-É.	-5	0	-5	0
N.-É.	17 970	666	18 325	679
N.-B.	1 863	69	1 863	69
Qc	0	0	15	1
Ont.	57 611	2 134	71 452	2 646
Man.	0	0	0	0
Sask.	23 405	867	25 163	932
Alb.	202 048	7 483	213 526	7 908
C.-B.	28	1	723	27
Yn	-31	-1	-31	-1
T.N.-O.	16	1	94	3
Nt	-243	-9	-243	-9
Total	302 665	11 210	330 884	12 255

Pour analyser l’incidence de la distribution sur les régions, les coûts totaux du réseau électrique pour le cas de demande élevée ont été calculés de la même manière que celle qui a été présentée précédemment dans l’analyse distributionnelle (c’est-à-dire en utilisant les coûts d’investissement annualisés au lieu d’un montant forfaitaire, et en incluant les paiements du commerce intérieur et de la tarification nette du carbone dans les autres coûts calculés dans l’ACA). Comme le montre le tableau 59, le Règlement devrait entraîner des coûts totaux de 41 milliards de dollars (comparativement à 9 milliards de dollars dans le cas central) pour le réseau électrique sur la période d’analyse de 27 ans. Dans le scénario de référence pour le cas de sensibilité avec une croissance de la demande élevée, les coûts totaux du réseau électrique sont estimés à 844 milliards de dollars entre 2024 et 2050; par conséquent, les coûts supplémentaires de 41 milliards de dollars pour le réseau représentent une augmentation de 54 % par rapport au scénario de référence.

Tableau 59 : Cas de sensibilité à la demande élevée : Coûts supplémentaires du réseau électrique, par région (en millions de dollars)
Région	2024-2034	2035-2039	2040-2044	2045-2049	2050	Total sur 27 ans	Moyenne annualisée (n = 27)
T.-N.-L.	38	233	461	325	-1	1 056	51
Î.-P.-É.	34	-43	-36	-3	-4	-52	-3
N.-É.	399	-372	-535	-581	-96	-1 185	-57
N.-B.	2 545	3 334	3 549	3 228	811	13 467	650
Qc	248	1 333	3 103	3 025	313	8 022	387
Ont.	22	3 180	5 348	5 308	711	14 569	704
Man.	36	-474	-346	-280	-43	-1 107	-53
Sask.	-335	-51	133	93	211	52	2
Alb.	-1 406	-425	3 434	3 065	1 312	5 979	289
C.-B.	2 622	-360	-771	-1 308	-402	-219	-11
Yn	-3	2	5	5	1	10	0
T.N.-O.	1	0	-14	-16	-2	-31	-1
Nt	2	2	13	22	6	45	2
Total	4 203	6 359	14 343	12 884	2 818	40 605	1 961

Compte tenu du degré élevé d’incertitude lors de l’élaboration d’un scénario de demande d’électricité dans un avenir carboneutre (par exemple la vitesse à laquelle sont développées les politiques et les technologies, l’adoption de l’électrification dans d’autres secteurs de l’économie, et les considérations commerciales et industrielles), le Ministère a engagé des parties externes pour effectuer des analyses indépendantes explorant les impacts potentiels du Règlement dans le cadre d’un scénario de demande élevée parallèlement à ses modèles internes, un exercice dans lequel plusieurs modèles ont utilisé diverses hypothèses de croissance de la demande pour fournir une gamme de perspectives sur la question. En plus de E3MC et de NextGrid, les modèles utilisés pour explorer ce cas de sensibilité comprenaient les modèles COPPER et SILVER exploités par le groupe Sustainable Energy Systems Integration and Transitions (SESIT) de l’Université de Victoria, et le North American Times Energy Model (NATEM) exploité par les consultants d’Energy Super Modellers and International Analysts (ESMIA). Chaque modèle a utilisé ses propres hypothèses de croissance de la demande pour définir le scénario d’électrification élevée et a estimé les émissions de GES et les coûts du réseau électrique avec et sans le Règlement pour évaluer les répercussions différentielles.

Afin de maintenir la nature indépendante de la modélisation par un tiers, le Ministère n’a pas prescrit l’utilisation de paramètres d’analyse ou de scénarios de référence en particulier, à l’exception de l’utilisation de la même conception réglementaire aux fins d’inclusion dans le scénario réglementaire. Chaque modèle a utilisé son propre scénario de référence, ses propres hypothèses de croissance de la demande, sa propre période d’analyse et ses propres taux d’actualisation. Les hypothèses de croissance de la demande pour le scénario de référence utilisé par les modèles allaient de 1,83 à 2,02 fois entre 2022 et 2050. Étant donné que la demande en électricité est exogène dans le modèle NextGrid, le modèle a permis d’appliquer de modéliser deux scénarios, un correspondant à la croissance de la demande déterminée de manière endogène par E3MC (c’est-à-dire 1,97 fois par rapport aux niveaux de 2022) et un autre utilisant le scénario de carboneutralité au Canada tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023 de la Régie de l’énergie du Canada (c’est-à-dire 1,83 fois par rapport aux niveaux de 2022 dans toutes les provinces). Les modèles COPPER et SILVER ont utilisé les données provinciales pour la charge actuelle, puis a appliqué la croissance du scénario de carboneutralité au Canada tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023 de la Régie de l’énergie du Canada, ce qui a donné une croissance moyenne de la demande de 1,95 fois par rapport aux niveaux de 2022. Comme pour le modèle d’E3MC, la croissance de la demande dans le modèle d’ESMIA est endogène, mais le modèle suppose une électrification plus élevée de l’économie que le modèle d’E3MC, ce qui donne une augmentation de la demande d’électricité de 2,02 fois par rapport aux niveaux de 2022.

Un résumé des paramètres du modèle est présenté au tableau 60.

Tableau 60 : Résumé des paramètres du modèle pour le scénario de sensibilité à la demande élevée par rapport au scénario du cas central
Modèle	Projection de la charge du cas central	Source de la projection de la charge du cas central	Projection de la charge du cas de sensibilité	Source de la projection de la charge du cas de sensibilité	Année de base pour l’analyse	Taux d’actualisation
E3MC	1,48	Endogène	1,97	Endogène	2024	2 %
NextGrid	1,48	Cas central d’E3MC	1,97	Cas de sensibilité d’E3MC	2022	2 %
NextGrid	1,48	Cas central d’E3MC	1,83	Scénario de carboneutralité du Canada tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023 de la Régie de l’énergie du Canada	2022	2 %
COPPER / SILVER (SESIT)	1,59	Données propres à chaque province, avec croissance prévue du scénario des mesures actuelles tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023 de la Régie de l’énergie du Canada	1,95	Données propres à chaque province, avec croissance prévue du scénario de carboneutralité du Canada tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023 de la Régie de l’énergie du Canada	2021	0 %
NATEM (ESMIA)	1,43	Endogène	2,02	Endogène	2021	4 % (jusqu’en 2040); 3 % (2041-2050)

Compte tenu des différences entre les paramètres de modélisation figurant dans le tableau 60, la comparaison des résultats bruts obtenus directement à partir de chaque modèle n’est pas significative. Afin de pouvoir rendre les résultats d’autres modèles comparables à ceux obtenus à partir du modèle d’E3MC, une approche basée sur la différence en pourcentage a été utilisée Avec cette approche, tous les résultats sont exprimés de façon à représenter la différence relative, en pourcentage, du changement observé entre le cas de sensibilité à la demande élevée et le cas central de chaque modèle.

Plus précisément, l’effet sur la réduction des émissions est obtenu comme suit :

${AS}_{E} = \frac{(E_{Réglementaire}^{1} - E_{SdR}^{1}) - (E_{Réglementaire} - E_{SdR})}{(E_{Réglementaire} - E_{SdR})} \times 100$

Dans ce cas, E’_{Réglementaire}, E’_SdR, E_{Réglementaire} et E_SdR représentent respectivement les émissions (y compris les crédits compensatoires) du scénario réglementaire du cas de sensibilité, du scénario de référence du cas de sensibilité, du scénario réglementaire du cas central et du scénario de référence du cas central.

L’effet sur les coûts supplémentaires est obtenu comme suit :

${AS}_{C} = \frac{(C_{Réglementaire}^{1} - C_{SdR}^{1}) - (C_{Réglementaire} - C_{SdR})}{(C_{Réglementaire} - C_{SdR})} \times 100$

Dans ce cas, C’_{Réglementaire}, C’_SdR, C_{Réglementaire} et C_SdR, représentent respectivement les coûts du scénario réglementaire du cas de sensibilité, de référence du cas de sensibilité, réglementaire du cas central et de référence du cas central.

Les résultats de cet exercice sont présentés dans le tableau 61, qui montre les répercussions nationales cumulatives jusqu’en 2050. Tous les résultats relatifs aux émissions comprennent les crédits compensatoires. Pour les scénarios de référence et réglementaire, il est important de rappeler qu’une plus grande électrification entraînera des réductions d’émissions plus importantes en dehors du secteur de l’électricité; cependant, celles-ci sortent du champ de l’analyse présenté ici.

Tableau 61 : Variation en pourcentage des émissions et des coûts totaux associés au réseau électrique du scénario de sensibilité à la demande élevée par rapport au scénario de cas central de chaque modèle
Modèle	Émissions totales (scénario de référence)	Émissions totales (scénario réglementaire)	Réduction des émissions (supplémentaires)	Coûts du réseau électrique (scénario de référence)	Coûts du réseau électrique (scénario réglementaire)	Coûts du réseau électrique (supplémentaires)
NextGrid – 1,97x	43 %	25 %	92 %^{note a du tableau g13}	39 %	40 %	66 %^{note a du tableau g13}
NextGrid – 1,83x	41 %	19 %	98 %^{note a du tableau g13}	20 %	21 %	120 %^{note a du tableau g13}
COPPER/SILVER (SESIT) – 1,95x	15 %	4 %	23 %	14 %	14 %	19 %
NATEM (ESMIA) – 2,02x	55 %	16 %	120 %	39 %	37 %	-3 %
Note(s) du tableau g13 Note a du tableau g13 Dans les deux scénarios analysés par NextGrid, la croissance de la demande n’est pas concentrée dans les mêmes provinces. Plus précisément, la demande augmente de façon plus importante dans les provinces qui dépendent davantage de la production d’électricité alimentée par des combustibles fossiles dans le scénario de croissance de la demande de 1,83 fois par rapport au scénario de 1,97. Au final, cela mène à des réductions plus élevées des émissions et davantage de coûts supplémentaires pour le réseau électrique dans le scénario de croissance de la demande de 1,83 fois par rapport au scénario de croissance de la demande de 1,97 fois. Retour à la note a du tableau g13

En utilisant les résultats du NATEM (ESMIA) comme exemple, la façon d’interpréter les résultats du tableau 61 va comme suit. Par rapport au scénario du cas central du modèle, le scénario de sensibilité à la demande élevée du modèle entraîne 55 % plus d’émissions dans le scénario de référence du modèle, 16 % plus d’émissions dans le scénario réglementaire du modèle et 120 % plus de réduction des émissions découlant du Règlement. Par rapport au scénario du cas central du modèle, le scénario de sensibilité à la demande élevée du modèle entraîne une hausse de 39 % des coûts pour le réseau électrique dans le scénario de référence du modèle, une hausse de 37 % des coûts pour le réseau électrique dans le scénario réglementaire du modèle et une diminution de 3 % des coûts supplémentaires pour le réseau électrique découlant du Règlement. Le modèle ESMIA prévoit une diminution des coûts supplémentaires pour le réseau électrique par rapport à son cas central, car les coûts du réseau augmentent tant dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire, mais dans une moindre mesure dans le scénario réglementaire.

Comme le montre le tableau 61, tous les modèles prévoient que la forte croissance de la demande augmentera les réductions des émissions attribuables au Règlement, allant de 23 % (SESIT) à 120 % (ESMIA) par rapport au scénario du cas central de chaque modèle. Les modèles sont plus divergents dans leurs projections quant à la façon dont le scénario de croissance de la demande élevée a une incidence sur les coûts du réseau électrique, allant de 3 % de diminution des coûts supplémentaires (ESMIA) à 120 % d’augmentation des coûts supplémentaires (NextGrid-1.83x) par rapport au scénario du cas central de chaque modèle. En raison de la nature indépendante de chaque modèle et des structures et hypothèses de modélisation sous-jacentes, il faut s’attendre à une variation des résultats d’un modèle à l’autre. En fin de compte, l’ampleur des réductions des émissions et des coûts supplémentaires du réseau électrique projetés par chaque modèle dépend fortement des hypothèses clés de modélisation en place (par exemple le traitement de la politique TIER en Alberta et le niveau de production émettrice prévu dans le scénario de référence), et des provinces qui devraient connaître les changements les plus marqués de la croissance des demandes.

Les résultats de la variation en pourcentage présentés dans le tableau 61 peuvent être multipliés par les résultats du cas central du modèle d’E3MC pour la réduction des émissions, qui comprennent les crédits compensatoires (c’est-à-dire 193 Mt) et les coûts supplémentaires du réseau électrique indiqués dans le tableau 43 (c’est-à-dire 9 milliards de dollars), afin d’obtenir des résultats comparables à ceux du cas de demande élevée du modèle d’E3MC, tel que présenté au tableau 62. Les résultats du tableau 62 sont comparables aux résultats du scénario de demande élevée d’E3MC (c’est-à-dire 331 Mt de réductions d’émissions de GES et 41 milliards de dollars en coûts supplémentaires pour le réseau électrique).

Tableau 62 : Résultats de l’analyse de sensibilité de demande élevée : pourcentage de variation par rapport à chaque modèle appliqué au cas central du modèle d’E3MC (normalisé au total de 2024-2050 à l’échelle du Canada)
Source du changement en pourcentage (modèle)	Réduction des émissions (Mt)	Coûts supplémentaires du réseau électrique (en milliards de dollars, actualisés)
NextGrid – 1,97x	371	15
NextGrid – 1,83x	384	20
COPPER/SILVER (SESIT) – 1,95x	238	11
NATEM (ESMIA) – 2,02x	424	8,9

La figure 3 présente les émissions annuelles de CO₂ liées à la production d’électricité pour le réseau prévues entre 2025 et 2050 dans le cadre d’un scénario d’électrification élevée. Les émissions, montrées sur l’axe des y, sont exprimées en mégatonnes de CO₂ (Mt CO₂). Le scénario de référence est représenté par une ligne pointillée. Il montre les émissions prévues commençant à 35 Mt de CO₂ en 2025, tombant à 30 Mt de CO₂ en 2030, puis augmentant régulièrement jusqu’à 74 Mt de CO₂ en 2050. Le scénario réglementaire est représenté par une ligne pleine. Il montre les émissions prévues commençant à 27 Mt de CO₂ en 2025, tombant à 19 Mt de CO₂ en 2030, augmentant à 33 Mt de CO₂ en 2035, après quoi il y a une lente baisse jusqu’à 27 Mt de CO₂ en 2045, suivie d’une forte baisse à 2 Mt CO₂ en 2050.

Sans le Règlement, les émissions d’électricité pourraient plus que doubler dans un scénario d’électrification élevée (1,83x). Grâce au Règlement, la croissance de la demande est satisfaite, même si les émissions diminuent après 2035, pour atteindre une véritable carboneutralité d’ici 2050.

Figure 3. Émissions annuelles du secteur de l’électricité dans le scénario d’électrification élevée de NextGrid (1,83x)

Figure 3. Émissions annuelles du secteur de l’électricité dans le scénario d’électrification élevée de NextGrid (1,83x) – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 3. Émissions annuelles du secteur de l’électricité dans le scénario d’électrification élevée de NextGrid (1,83x) - Version textuelle

La figure 3 présente les émissions annuelles prévues pour le secteur de l'électricité au Canada dans un scénario d'électrification élevée (1,8x), selon les résultats de la modélisation de NextGrid. L'axe vertical est intitulé « mégatonnes de CO₂ », commençant à 0 Mt et se terminant à 80 Mt, par incréments de 10. L'axe horizontal représente les années chronologiques par incréments de 5, commençant en 2025 et se terminant en 2050.

Le graphique comporte deux lignes. La première, « sans le règlement », est pointillés et démontre que les émissions du Canada augmentent régulièrement, passant de 34,7 Mt en 2025 à 73,5 Mt en 2050. La deuxième ligne, « avec le règlement », est continue et démontre que les émissions du Canada augmentent régulièrement de 26,4 Mt en 2025 à un maximum de 33,2 Mt en 2035, puis diminuent régulièrement jusqu'à 1,9 Mt en 2050.

Les données sont résumées dans le tableau suivant. Les chiffres sont exprimés en mégatonnes de CO₂. Les données sont approximatives et ont été arrondies.

Année	Sans le règlement	Avec le règlement
2025	34.7	26.4
2030	30.1	19.3
2035	45.7	33.2
2040	60.3	32.2
2045	71.5	27.2
2050	73.5	1.9

Coûts en capital, coûts relatifs au carburant, coûts relatifs aux crédits compensatoires, contraintes de construction et connexions interprovinciales

Le reste des analyses de sensibilité ont été effectuées à l’aide du modèle NextGrid, dans lequel les coûts et les économies liés à un sous-ensemble d’incidences de l’ACA ont été additionnés afin de créer une base de comparaison avec les 31,2 milliards de dollars indiqués dans le tableau 39 : Coûts sans les économies comptabilisées dans l’ACA, par région (en millions de dollars) et les bénéfices de 46,9 milliards de dollars en matière de changements climatiques (y compris les crédits compensatoires) indiqués dans le tableau 14 : Dommages dus aux changements climatiques évités à l’échelle mondiale (millions de dollars). Combinés, ces deux montants forment un bénéfice net de 15,7 milliards de dollars pour le scénario du cas central, auquel on peut comparer directement les résultats de ces analyses de sensibilité. Ces valeurs ne comprennent pas les avantages pour la santé et l’environnement découlant de la réduction des émissions de polluants atmosphériques ni les coûts gouvernementaux et administratifs.

Tous les coûts et bénéfices de cette section reflètent les totaux cumulatifs pour le Canada (à l’exclusion des territoires) de 2025 à 2050, puisque NextGrid n’évalue pas les répercussions dans le Nord et n’évalue pas les répercussions en 2024. La différence d’un an entre l’ACA et ces analyses de sensibilité ne devrait pas avoir d’incidence sur l’interprétation des résultats, étant donné que la majorité des répercussions de l’année 2024 dans l’ACA se rapportent aux coûts administratifs et gouvernementaux. Ni l’un ni l’autre n’est inclus dans le tableau 39 servant de base de comparaison. De même, l’exclusion des territoires dans les analyses de sensibilité par rapport à leur inclusion dans l’ACA ne devrait pas avoir une incidence importante sur l’interprétation des résultats, étant donné que les exigences réglementaires ne devraient pas s’appliquer aux groupes de production d’électricité dans le Nord. L’incidence de ces cas de sensibilité sur les avantages pour la santé et l’environnement n’a pas été évaluée. Dans tous les tableaux présentés dans cette section, les totaux pourraient ne pas correspondre en raison de l’arrondissement.

Afin que les analyses de sensibilité de NextGrid soient comparables aux résultats de l’ACA, les résultats sont exprimés de façon à représenter la différence relative, en pourcentage, de la variation observée entre le cas de sensibilité de NextGrid en question et le cas central de NextGrid, à l’aide des mêmes équations que celles présentées dans l’analyse de sensibilité de demande élevée. Les variations en pourcentage découlant de cet exercice ont ensuite été appliquées aux résultats totaux pertinents du Canada provenant du cas central afin de vérifier l’incidence que chaque scénario pourrait avoir sur les résultats du cas central en dollars. Compte tenu de la souplesse de NextGrid à modéliser de multiples scénarios relativement rapidement et de sa capacité à refléter de petits changements dans des détails importants entre les scénarios, cette approche de l’analyse de sensibilité a permis d’effectuer une vaste gamme d’analyses.

Les définitions des cas de sensibilité analysés dans cette section sont présentées dans le tableau 63 et un résumé de haut niveau des résultats de la variation en pourcentage (par rapport au cas central) est présenté dans le tableau 64. Les descriptions détaillées et les résultats monétaires pour chaque cas de sensibilité sont fournis dans les sous-sections ci-dessous.

Tableau 63 : Définitions des cas de sensibilité
Cas de sensibilité	Définition du cas
Coût en capital pour l’énergie éolienne, l’énergie solaire, des petits réacteurs modulaires (PRM) et des systèmes de cycle combiné du gaz naturel avec captage et le stockage du carbone (CCGN-CSC)	Total de huit cas de sensibilité : Courbes d’apprentissage technologique avec données prudentes et avancées du National Renewable Energy Laboratory (NREL) pour ce qui suit : énergie éolienne; énergie solaire; CCGN-CSC. ±25 % pour les PRM
Coût des carburants (GN, GNR et hydrogène)	Total de six cas de sensibilité : ±25 % pour l’hydrogène et le GNR (simultanément) ±25 % pour le gaz naturel ±50 % pour le gaz naturel
Coût des compensations	Total de deux cas de sensibilité : ±45 $
Contraintes à la production d’énergie éolienne	Total de deux cas de sensibilité : ±25 %
Construction endogène de connexions interprovinciales	Total d’un cas de sensibilité : nouvelle construction endogène permise

Tableau 64 : Variation en pourcentage des réductions des émissions (y compris les compensations) et des coûts sélectionnés (sans les économies de coûts) dans chaque cas de sensibilité, par rapport au cas central
Cas de sensibilité	% de variation des émissions par rapport au scénario de référence central	% de variation des émissions par rapport au scénario réglementaire central	% de réduction des émissions par rapport au cas central	% de variation des coûts (sans les économies) par rapport au scénario de référence central	% de variation des coûts (sans les économies) par rapport au scénario réglementaire central	% de variation des coûts (sans les économies) par rapport au cas central
Énergie éolienne, données avancées	-0,4 %	0,0 %	-1,5 %	-0,1 %	-0,3 %	-5,6 %
Énergie éolienne, données prudentes	0,7 %	-0,9 %	5,0 %	0,2 %	0,8 %	14,2 %
Énergie solaire, données avancées	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,6 %
Énergie solaire, données prudentes	0,0 %	-0,1 %	0,2 %	0,0 %	-0,2 %	-3,9 %
PRM -25 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %
PRM +25 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %	0,0 %
CCGN-CSC, données avancées	0,0 %	-0,1 %	0,3 %	0,0 %	-0,1 %	-2,1 %
CCGN-CSC, données prudentes	0,0 %	0,0 %	0,1 %	0,0 %	0,0 %	0,1 %
GN -25 %	3,1 %	5,9 %	-4,4 %	-2,6 %	-2,7 %	-6,7 %
GN +25 %	-4,5 %	-6,6 %	1,2 %	2,9 %	1,6 %	-26,9 %
GN -50 %	6,2 %	13,1 %	-12,5 %	-4,6 %	-4,6 %	-3,3 %
GN +50 %	-12,0 %	-10,2 %	-16,6 %	6,5 %	3,6 %	-64,8 %
H₂ et GNR -25 %	-0,2 %	1,0 %	-3,4 %	-0,3 %	-1,2 %	-23,4 %
H₂ et GNR +25 %	0,1 %	0,1 %	-0,1 %	0,3 %	0,6 %	8,7 %
Compensation -45 $	S.O.^{note a du tableau g16}	0,4 %	-1,2 %	S.O.^{note a du tableau g16}	-0,1 %	-1,7 %
Compensation +45 $	S.O.^{note a du tableau g16}	-0,3 %	0,8 %	S.O.^{note a du tableau g16}	0,2 %	4,6 %
Énergie éolienne -25 %	0.6 %	1.3 %	-1.2 %	1.9 %	0,9 %	-20.6 %
Énergie éolienne +25 %	-2,7 %	-1.7 %	-5.5 %	0,4 %	-0,7 %	-26.3 %
Permettre les connexions interprovinciales endogènes	S.O.^{note a du tableau g16}	-1,4 %	3,8 %	S.O.^{note a du tableau g16}	-10,5 %	-259,0 %
Note(s) du tableau g16 Note a du tableau g16 Dans ces cas de sensibilité, le scénario de référence central a la même valeur que le scénario de référence de sensibilité. Retour à la note a du tableau g16

Dans certains cas, les résultats de l’analyse de sensibilité semblent non intuitifs. Par exemple, lorsque le prix du gaz naturel augmente dans le cas de sensibilité, on pourrait s’attendre à ce que les coûts additionnels augmentent par rapport au cas central. Cependant, tant dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire de ce cas de sensibilité, les coûts augmentent par rapport au cas central et, dans une plus grande mesure, dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire, ce qui entraîne une réduction des coûts différentiels dans le cas de sensibilité par rapport au cas central. De même, lorsque les contraintes liées à la construction d’énergie éolienne sont resserrées dans le cas de sensibilité, on pourrait s’attendre à ce que les coûts additionnels augmentent par rapport au cas central. Cependant, les coûts dans le scénario de référence augmentent plus que dans le scénario réglementaire, ce qui entraîne des coûts additionnels moins élevés dans le cas de sensibilité par rapport au cas central. Lorsque les contraintes liées à la construction d’énergie éolienne sont réduites dans le cas de sensibilité, les émissions dans le scénario de référence diminuent en raison de la capacité accrue de production d’énergie éolienne, ce qui réduit la nécessité de réduire les émissions dans le scénario réglementaire et entraîne ainsi une réduction des émissions dans le cas de sensibilité par rapport au cas central. Les variations en pourcentage dans le scénario de référence et le scénario réglementaire dans chaque cas de sensibilité (par rapport au cas central) sont des facteurs importants à prendre en considération lors de l’interprétation des variations en pourcentage des réductions des émissions et des coûts additionnels.

Le cas de sensibilité des connexions interprovinciales ajoute un peu moins de 8 500 MW de nouvelle capacité de connexions interprovinciales au système d’électricité du Canada, principalement entre l’Alberta et la Colombie-Britannique, ainsi que le Québec et l’Ontario. Cette sensibilité montre les répercussions les plus importantes, avec une diminution significative des coûts additionnels par rapport au cas central (259 %). La diminution marquée des coûts est attribuable en grande partie à la réduction des coûts en capital de l’installation de nouvelle capacité de production dans le scénario réglementaire du cas de sensibilité, y compris beaucoup moins de capacité de production hydroélectrique beaucoup moins (coûteuse) en cours de construction par rapport au cas central. Un plus grand nombre de connexions interprovinciales remplacent le rôle d’équilibre que joue l’hydroélectricité en ce qui a trait au balancement de la demande électrique et permettent plutôt la construction d’un plus grand nombre de structures de production d’énergie éolienne, ce qui, ultimement, diminue le total des coûts en capital.

Coût en capital de structures de production d’énergie éolienne, de production d’énergie solaire, des PRM et des CSC

Les coûts et les bénéfices de la réglementation peuvent être influencés par la vitesse à laquelle les coûts marginaux de certaines technologies émergentes tombent au fil du temps en raison de l’apprentissage par la pratique, des économies d’échelle ou d’autres facteurs. Plus précisément, les installations terrestres de production d’énergie éolienne, d’énergie solaire, de système de cycle combiné du gaz naturel avec captage et le stockage du carbone (CCGN-CSC) et de PRM (nucléaire) sont des technologies existantes émergentes qui fournissent une production d’électricité importante à faible intensité ou sans émission dans le scénario réglementaire.

La figure 4 indique les courbes du coût en capital utilisées dans le cas central de NextGrid et les cas de sensibilité pour les installations de production d’énergie solaire, les installations terrestres de production d’énergie éolienne, les systèmes CCGN-CSC et les PRM, tandis que le tableau 65 indique les sources utilisées pour les hypothèses historiques de coûts et les courbes d’apprentissage de 2022 utilisées pour calculer les courbes de coûts présentées dans la figure. Ces coûts sont utilisés pour toutes les régions du Canada et ne comprennent pas l’incidence des CII, qui ont été modélisés au-delà de ces courbes.

Figure 4 : Hypothèses du coût en capital des cas centraux et des cas de sensibilité pour les structures terrestres de production d’énergie éolienne, de production solaire, les systèmes de CCGN-CSC et les PRM ($/MW, dollars constants de 2022)

La figure 4 présente quatre graphiques illustrant l'évolution des hypothèses relatives aux coûts d'investissement pour quatre technologies, à savoir l'éolien terrestre, le solaire, le captage et le stockage du CO2 (CSC) et les petits réacteurs modulaires (PRM). Chaque graphique a un axe y représentant les coûts par MW en millions de dollars, en dollars canadiens de 2022, et un axe x indiquant les années de 2020 à 2050 par tranches de cinq ans.

Le premier graphique concerne le coût de l'énergie éolienne terrestre et présente trois lignes : l'une représente le scénario de coûts élevés, l'autre le scénario de coûts modérés et la troisième le scénario de coûts conservateurs. Tous les scénarios ont le même coût de départ, à savoir 1,9 million de dollars en 2022, et diminuent simultanément jusqu'à environ 1,5 million de dollars en 2025, date à laquelle les lignes se divisent en trois trajectoires distinctes. La ligne de coûts conservateurs diminue linéairement pour atteindre 1,3 million de dollars en 2050, tandis que celle des coûts modérés atteint 1,1 million de dollars et celle des coûts élevés, 1,0 million de dollars.

Le deuxième graphique est celui des coûts de l'énergie solaire et présente trois lignes : une représentant le scénario de coûts élevés, une autre représentant le scénario de coûts modérés et une troisième représentant le scénario de coûts conservateurs. Tous les scénarios ont le même coût de départ, à savoir 1,7 million de dollars en 2022, et diminuent selon trois trajectoires distinctes jusqu'en 2050. La ligne de coûts conservateurs est celle qui diminue le moins pour atteindre 1,0 million de dollars en 2050, tandis que celle des coûts modérés se situent à 0,7 million de dollars et celle des coûts élevés à 0,6 million de dollars.

Le troisième graphique présente les coûts de CSC en six lignes : trois lignes pour l'installation du CSC sur site vierge et trois lignes pour l'installation sur site vierge. Chaque technologie comporte une ligne représentant le scénario de coûts élevés, une autre représentant le scénario de coûts modérés et une troisième représentant le scénario de coûts conservateurs. Pour le CSC sur site vierge, tous les scénarios ont le même point de départ, à savoir 3,5 millions de dollars en 2022, et diminuent selon trois trajectoires distinctes jusqu'en 2050. Dans le cas du CSC sur site vierge, c'est le scénario de coûts conservateurs qui diminue le moins pour atteindre 2,6 millions de dollars en 2050, tandis que le scénario de coûts modérés s'établit à 2,2 millions de dollars et le scénario de coûts avancés à 1,9 million de dollars. Dans le cas du CSC installé sur une unité existante, c'est la ligne de coûts conservateurs qui diminue le moins pour atteindre 1,5 million de dollars en 2050, tandis que la ligne de coûts modérés atteint 1,3 million de dollars et celle des coûts élevés atteint 1,1 million de dollars.

Le quatrième graphique montre les coûts des PRM en trois lignes : l'une représente l'hypothèse centrale, une autre représente l'hypothèse centrale moins 25 %, et une troisième représente l'hypothèse centrale plus 25 %. Chaque ligne est stable entre 2022 et 2040, puis le coût diminue jusqu'en 2050. La ligne des 25 % en moins commence à 9,6 millions de dollars et atteint 8 millions de dollars en 2040, la ligne des 25 % en plus commence à 16 millions de dollars et atteint à 13 millions de dollars en 2040.

Tableau 65. Source des hypothèses relatives aux coûts en capital pour les structures terrestres de production d’énergie éolienne, de production solaire, les systèmes de CCGN-CSC et les PRM
Technologie	Source de la valeur initiale	Source de la courbe d’apprentissage appliquée à la valeur initiale
Structures côtières de production d’énergie éolienne	Régie de l’énergie du Canada : Avenir énergétique du Canada 2023	NREL: 2023 Electricity ATB Technologies and Data Overview (PDF) (en anglais seulement)
Structures de production d’énergie solaire	Énergie estimée en tenant compte de diverses sources (y compris RNCan, AESO, BC Hydro et NS Power)	NREL: 2023 Electricity ATB Technologies and Data Overview (en anglais seulement)
Systèmes de CCGN (terrains vierges et friches industrielles)^{note a du tableau 17}	AESO 2024 Longterm Outlook (PDF)(en anglais seulement)	NREL: 2023 Electricity ATB Technologies and Data Overview (en anglais seulement)
PRM	IESO 2022 Pathways to Decarbonization (PDF) (en anglais seulement)	Argonne National Laboratory: Small Modular Nuclear Reactors (PDF) (en anglais seulement)
Note(s) du tableau 17 Note a du tableau 17 Les coûts lié s aux terrains vierges sont utilisés pour les nouveaux systèmes de CCGN-CSC, tandis que les coûts liés aux friches industrielles sont utilisés pour les conversions à la capacité du système de CCGN-CSC. Retour à la note a du tableau 17

Les résultats de cette analyse de sensibilité sont présentés dans les tableaux 66 à 68.

Tableau 66 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût en capital : bénéfices (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada)
Description des répercussions	Énergie éolienne, données avancées	Énergie éolienne, données prudentes	Énergie solaire, données avancées	Énergie solaire, données prudentes	PRM -25 %	PRM +25 %	CCGN-CSC, données avancées	CCGN-CSC, données prudentes
Réduction des émissions de GES, secteur de l’électricité (Mt)	178	194	185	182	181	181	182	181
Réduction des émissions de GES, avec crédits compensatoires (Mt)	12	13	10	12	12	12	12	12
Atténuation des changements climatiques, secteur de l’électricité (en millions de dollars)	43 517	47 622	45 327	44 664	44 447	44 447	44 659	44 433
Atténuation des changements climatiques, avec crédits compensatoires (en millions de dollars)	2 798	3 128	2 362	2 858	2 875	2 875	2 880	2 941
Économies de carburant (en millions de dollars)	6 590	7 013	6 789	6 545	6 627	6 627	6 628	6 476
Économies variables en F et E (en millions de dollars)	337	545	448	435	430	430	435	360
Total des bénéfices monétaires (en millions de dollars)	53 242	58 308	54 926	54 502	54 379	54 379	54 602	54 210

Tableau 67 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût en capital : coûts (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada)
Description des répercussions	Énergie éolienne, données avancées	Énergie éolienne, données prudentes	Énergie solaire, données avancées	Énergie solaire, données prudentes	PRM -25 %	PRM +25 %	CCGN-CSC, données avancées	CCGN-CSC, données prudentes
Coûts en capital pour la capacité du nouveau système d’électricité	23 218	27 787	24 732	23 294	24 345	24 345	23 855	24 248
Frais fixes de F et E et de remise à neuf	7 480	7 883	7 846	7 653	7 672	7 672	7 722	7 601
Coûts des crédits compensatoires	781	871	661	798	803	803	804	823
Valeur résiduelle du capital à la mise hors service anticipée	1 918	1 918	1 918	1 918	1 918	1 918	1 250	1 918
Dépenses internationales nettes à l’importation	2 956	4 348	3 422	3 647	3 503	3 503	3 553	3 388
Coûts totaux	36 353	42 807	38 579	37 310	38 241	38 241	37 184	37 978

Tableau 68 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût en capital : bénéfices nets (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada)
Incidence	Énergie éolienne, données avancées	Énergie éolienne, données prudentes	Énergie solaire, données avancées	Énergie solaire, données prudentes	PRM -25 %	PRM +25 %	CCGN-CSC, données avancées	CCGN-CSC, données prudentes
Total des bénéfices	53 242	58 308	54 926	54 502	54 379	54 379	54 602	54 210
Coûts totaux	36 353	42 807	38 579	37 310	38 241	38 241	37 184	37 978
Bénéfice net	16 888	15 501	16 347	17 191	16 137^{note a du tableau g19}	16 137^{note a du tableau g19}	17 418	16 230
Note(s) du tableau g19 Note a du tableau g19 Cette analyse de sensibilité aboutit au même avantage net, car le déploiement de nouveaux PRM dans le scénario de référence est faible, et la variation du coût de la technologie dans le cas de sensibilité n’a pas eu d’impact notable sur l’augmentation ou la diminution de ce déploiement. Retour à la note a du tableau g19

Coût des combustibles (gaz naturel, GNR et hydrogène)

Les coûts et avantages du Règlement peuvent être influencés par le prix de certains combustibles, dont le plus pertinent est le gaz naturel. Plus précisément, le prix du gaz naturel peut influencer la production future de groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel dans le scénario de référence, ce qui peut influencer l’impact supplémentaire du Règlement. De plus, deux combustibles émergents pouvant être utilisés dans le scénario réglementaire pour réduire l’intensité moyenne des émissions d’un groupe de production d’électricité alimenté par le gaz naturel. Ces combustibles sont le gaz naturel renouvelable (GNR) et de l’hydrogène. Étant donné l’incertitude associée aux méthodes de production futures (par exemple hydrogène bleu ou vert), à la disponibilité des matières premières et à l’infrastructure de transport et de distribution, il existe une incertitude importante quant aux prix futurs de ces combustibles. Dans la modélisation du scénario de références, le GNR et l’hydrogène sont rarement utilisés compte tenu des prévisions de prix du cas central.

Le modèle NextGrid utilise les prix du combustible qui sont déterminés, de manière endogène, par le modèle E3MC pour chaque région et chaque année. Dans le modèle E3MC, les prix historiques du combustible proviennent de diverses sources, dont l’Agence d’information sur l’énergie (Annual Energy Outlook 2023), l’Agence internationale de l’énergie (World Energy Outlook 2023), S&P Global et Wood Mackenzie. Pour le gaz naturel et les autres combustibles, le modèle E3MC simule l’offre et la demande dans tous les secteurs de l’économie afin de calculer les prix à la livraison pendant la période de projection. En ce qui concerne l’hydrogène en particulier, le prix à la livraison est fonction de nombreux facteurs de coûts, notamment la méthode de production et les coûts d’immobilisation connexes, les coûts d’exploitation et d’entretien, les coûts de combustible et les coûts des matières premières. On suppose que l’hydrogène est produit au lieu de consommation, ou à proximité de celui-ci, ce qui rend les coûts de transport négligeables. En revanche, les prix du GNR ont été déterminés en appliquant un multiplicateur aux prix du gaz naturel en fonction du rapport entre les prix du GNR et du gaz naturel facturés par les services publics provinciaux. Le prix du gaz naturel, du GNR et de l’hydrogène utilisé dans le cas central de NextGrid dans chaque province au cours des années sélectionnées (2025 et 2050) est indiqué au tableau 69.

Tableau 69 : Coûts du combustible du cas central pour le gaz naturel, le GNR et l’hydrogène (dollars de 2022/mmBtu)
Province	Gaz naturel – 2025	Gaz naturel – 2050	GNR – 2025	GNR – 2050	Hydrogène – 2025	Hydrogène – 2050
C.-B.	3,89	4,92	6,20	7,28	9,83	10,05
Alberta	1,60	2,57	7,86	8,91	10,04	9,95
Saskatchewan	2,45	3,51	11,62	12,99	11,52	11,83
Manitoba	5,72	6,64	26,06	26,95	20,72	19,59
Ontario	5,40	6,16	26,80	26,99	12,34	11,97
Québec	9,67	10,29	39,68	39,43	10,59	10,28
N.-B.	7,65	8,86	34,59	36,69	30,29	30,67
N.-É.	4,63	5,73	21,27	22,83	46,72	48,16
T.-N.-L.	2,57	3,70	12,16	13,79	70,03	72,06
Î.-P.-É.	2,58	3,72	12,23	13,89	28,22	29,23

Dans le scénario de sensibilité, le prix du gaz naturel pour chaque année de la période de projection est ajusté par rapport aux valeurs du scénario de référence de ±25 % et ±50 %. Le GNR et l’hydrogène sont considérés comme étant interchangeables dans le modèle NextGrid, ce qui signifie que lorsque le mélange de combustible est une option, le coût le plus bas des deux sera sélectionné. Par conséquent, dans le scénario de sensibilité, le prix de l’hydrogène et du GNR est ajusté simultanément de ±25 %, ce qui, dans certains cas, entraîne un prix de l’hydrogène et du GNR inférieur à celui du gaz naturel, lorsque les paiements de pollution par le carbone et les coûts de crédits compensatoires (potentiels) sont prises en compte. Les résultats de cette analyse de sensibilité sont présentés dans les tableaux 70 à 72.

Tableau 70 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût du combustible : avantages (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisé)
Description de l’incidence	GN -25 %	GN +25 %	GN -50 %	GN +50 %	H₂ et GNR -25 %	H₂ et GNR +25 %
Réduction des émissions de GES, secteur de l’électricité (Mt)	165	192	144	156	189	180
Réduction des émissions de GES, avec crédits compensatoires (Mt)	12	10	9	4	1	13
Atténuation des changements climatiques, secteur de l’électricité (millions de dollars)	40 182	47 235	34 375	38 270	46 068	43 990
Atténuation des changements climatiques, avec crédits compensatoires (millions de dollars)	2 920	2 461	2 119	987	353	3 099
Économies de combustible (en millions de dollars)	3 393	8 240	-1 555	6 900	3 262	6 820
Économies variables de coûts d’exploitation et d’entretien (en millions de dollars)	305	402	-775	-221	141	490
Total des avantages monétisés (en millions de dollars)	46 800	58 338	34 164	45 936	49 824	54 399

Tableau 71 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût des combustibles : coûts (en millions de dollars, total à l’échelle du Canada en 2024-2050, actualisés)
Description de l’incidence	GN -25 %	GN +25 %	GN -50 %	GN +50 %	H₂ et GNR -25 %	H₂ et GNR +25 %
Coûts d’immobilisation pour la capacité du nouveau système d’électricité	21 093	18 692	20 304	9 524	17 444	26 793
Frais fixes d’entretien et d’entretien et de remise à neuf	5 856	7 663	2 245	6 190	6 257	7 742
Coûts des crédits compensatoires	839	670	613	263	95	891
Valeur résiduelle du capital à la retraite anticipée	1 250	1 918	1 049	1 918	1 918	1 918
Dépenses nettes internationales à l’importation	1 922	4 466	-709	2 508	2 618	2 513
Coûts totaux	30 960	33 409	23 502	20 403	28 332	39 857

Tableau 72 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût des combustibles : bénéfice net (en millions de dollars, total à l’échelle du Canada en 2024-2050, actualisés)
Description de l’incidence	GN -25 %	GN +25 %	GN -50 %	GN +50 %	H2 et GNR -25 %	H2 et GNR +25 %
Total des avantages	46 800	58 338	34 164	45 936	49 824	54 399
Coûts totaux	30 960	33 409	23 502	20 403	28 332	39 857
Bénéfices nets	15 840	24 928	10 662	25 532	21 491	14 542

Coût des crédits compensatoires

L’adoption de crédits compensatoires en vertu du Règlement peut être influencée par le prix présumé des crédits compensatoires. Dans le cas central, le prix présumé des crédits compensatoires est équivalent au prix minimum national du carbone (c’est-à-dire 170 $/tonne en termes nominaux de 2030 jusqu’à 2050). En réalité, le prix futur des crédits compensatoires sera déterminé par leur offre et leur demande par rapport à d’autres mécanismes de conformité dans le cadre d’une grande variété d’initiatives. Le prix des crédits compensatoires dans le scénario de sensibilité modifie la valeur du scénario de référence par ±45 $ en termes nominaux. Une prime de 45 $ par rapport au prix national minimum du carbone représente la valeur ajoutée potentielle des crédits reconnus de manière croisée pour l’industrie. Les résultats de cette analyse de sensibilité sont présentés dans les tableaux 73 à 75.

Tableau 73 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût de crédits compensatoires: avantages (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisé)
Description de l’impact	Crédits compensatoires -45 $	Crédits compensatoire +45 $
Réduction des émissions de GES, secteur de l’électricité (Mt)	160	197
Réduction des émissions de GES, crédits compensatoires (Mt)	23	4
Atténuation des changements climatiques, secteur de l’électricité (millions de dollars)	39 122	48 287
Atténuation des changements climatiques, crédits compensatoires (millions de dollars)	5 567	918
Économies de combustible (en millions de dollars)	6 150	6 325
Économies variables de coûts d’exploitation et d’entretien (en millions de dollars)	302	462
Total des avantages monétisés (en millions de dollars)	51 141	55 992

Tableau 74 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût des crédits compensatoires: coûts (en millions de dollars, total à l’échelle du Canada en 2024-2050, actualisés)
Description de l’impact	Crédits compensatoires -45 $	Crédits compensatoires +45 $
Coûts d’immobilisation pour la capacité du nouveau système d’électricité	23 821	25 669
Frais fixes d’entretien et d’entretien et de remise à neuf	6 934	7 945
Coûts des crédits compensatoires	1 237	307
Valeur résiduelle du capital à la retraite anticipée	1 918	1 918
Dépenses nettes internationales à l’importation	1 947	4 027
Coûts totaux	35 857	39 866

Tableau 75 : Résultats de l’analyse de sensibilité au coût des crédits compensatoires : bénéfice net (en millions de dollars, total à l’échelle du Canada en 2024-2050, actualisé)
Description de l’impact	Crédits compensatoires -45 $	Crédits compensatoires +45 $
Avantages totaux	51 141	55 992
Coût total	35 857	39 866
Bénéfices nets	15 285	16 126

Contraintes d’expansion des parcs éoliens

Dans la modélisation du cas central, la nouvelle filière éolienne contribue grandement à la conformité dans le cadre du scénario réglementaire, et les limites présumées de l’empreinte des nouveaux parcs éoliens constituent une contrainte dans certaines régions dans certains cas. À ce titre, les coûts et avantages du Règlement peuvent être influencés par les limites supposées pour l’expansion des parcs éoliens. Les limites d’expansion des parcs éoliens représentent des facteurs qui peuvent influencer la vitesse à laquelle une nouvelle capacité peut être construite et déployée. Ces facteurs peuvent inclure la disponibilité du terrain, les contraintes de transmission, la main-d’œuvre ou les matériaux. Les limites d’expansion des parcs éoliens utilisées dans le cas central NextGrid sont présentées au tableau 76. Les limites d’expansion des parcs éoliens de 2025 à 2029 sont fondées sur la rétroaction des services publics provinciaux lors des consultations, les annonces actuelles (accessibles au public), ou les données historiques, alors que les limites totales de déploiement de parcs éoliens futures cumulatives de 2025 à 2050 sont fondées sur une évaluation interne d’experts qui repose sur les consultations passées avec les services publics et l’information rendue publique.

Tableau 76 : Limite d’expansion des parcs éoliens à terre pour la nouvelle capacité totale permise dans le cas central (MW)
Période	C.-B.	Alberta	Saskatchewan	Manitoba	Ontario	Québec	N.-B.	N.-É.	Î.-P.-É.	T.-N.-L.
2025 à 2029	6 725	6 725	1 678	5 000	5 000	7 500	1 200	1 248	1 000	1 000
2025 à 2050	15 000	15 000	10 000	5 000	20 000	20 000	5000	5000	1 000	1 000

Pour ce qui est du scénario de sensibilité, les limites d’expansion des parcs éoliens sont ajustées de ±25 % par rapport à leurs valeurs dans le cas central. Les résultats de cette analyse de sensibilité sont présentés dans les tableaux 77 à 79.

Tableau 77 : Résultats de l’analyse de sensibilité des limites d’expansion des parcs éoliens : avantages (total de 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisé)
Description de l’impact	Parcs éoliens +25 %	Parcs éoliens -25 %
Réduction des émissions de GES, secteur de l’électricité (Mt)	168	175
Réduction des émissions de GES, avec crédits compensatoires (Mt)	12	14
Atténuation des changements climatiques, secteur de l’électricité (millions de dollars)	41 230	42 707
Atténuation des changements climatiques, avec crédits compensatoires (millions de dollars)	2 770	3 281
Économies de combustible (en millions de dollars)	6 192	6 401
Économies variables de coûts d’exploitation et d’entretien (en millions de dollars)	362	441
Total des avantages monétisés (en millions de dollars)	50 554	52 830

Tableau 78 : Résultats de l’analyse de sensibilité des limites d’expansion des parcs éoliens : coûts (en millions de dollars, total de 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description de l’impact	Parcs éoliens +25 %	Parcs éoliens -25 %
Coûts d’immobilisation pour la capacité du nouveau système d’électricité	18 095	19 204
Frais fixes d’entretien et d’entretien et de remise à neuf	6 458	6 894
Coûts des crédits compensatoires	774	913
Valeur résiduelle du capital à la mise hors service anticipée	1 918	1 918
Dépenses nettes internationales à l’importation	2 391	3 229
Coûts totaux	29 636	32 158

Tableau 79 : Résultats de l’analyse de sensibilité des limites d’expansion des parcs éoliens : bénéfice net (en millions de dollars, total de 2024-2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description de l’impact	Parcs éoliens +25 %	Parcs éoliens -25 %
Avantages totaux	50 554	52 830
Coût total	29 636	32 158
Bénéfices nets	20 918	20 672

Développement endogène de connexions interprovinciales

Les coûts et les avantages du Règlement peuvent être influencés par l’hypothèse entourant la construction de connexions interprovinciales future. Bien que NextGrid ait la capacité de créer de nouvelles connexions interprovinciales endogènes si cela entraîne des avantages du point de vue des coûts du système national, cette option n’était pas autorisée dans la modélisation du cas central, ce qui suppose que les connexions interprovinciales ne peuvent pas s’étendre au-delà de la capacité des connexions interprovinciales existantes ou prévues. La construction de nouvelles connexions interprovinciales endogènes était une caractéristique de la modélisation du cas central effectuée pour la Partie I de la Gazette du Canada, toutefois, pendant la période de commentaires du public, de nombreuses parties intéressées clés ont indiqué qu’elles n’avaient pas l’intention de construire d’autres connexions interprovinciales afin de se conformer au Règlement. Par conséquent, cette voie de conformité a été retirée du modèle de référence exécutée pour la Partie II de la Gazette du Canada. Néanmoins, les nouvelles connexions interprovinciales demeurent une voie possible pour se conformer au Règlement d’une manière qui pourrait entraîner des réductions supplémentaires des GES, et des coûts réduits par rapport au cas central. La construction de nouvelles connexions interprovinciales endogènes dans le scénario de réglementation est donc considérée comme un scénario d’analyse de la sensibilité, et la nouvelle capacité de connexions interprovinciales et le coût en capital associé déterminé par NextGrid pour ce scénario d’analyse de sensibilité sont présentés au tableau 80. Le coût de chaque connexion interprovinciale dépend de nombreux facteurs, y compris la longueur de la ligne, les infrastructures requises, et la valeur nominale de la ligne (tension) et, par conséquent, pourrait ne pas être uniforme par MW par kilomètre (km).

Tableau 80 : Nouvelle capacité de connexions interprovinciales endogène, coût en capital moyen estimatif et longueur de ligne dans le scénario d’analyse de la sensibilité
Régions connectées	Nouvelle capacité de connexions interprovinciales (MW)	Coût en capital moyen ($/MW, dollars constants de 2022, en millions, sans actualisation)	Longueur de ligne (km)
Alberta – Sask.	139	2,9	320
Alberta – C.-B.	1 200	1,4	400
Sask. – Manitoba	61	2,1	700
Î.-P.-É. – Nouveau-Brunswick	250	0,8	75
Nouvelle-Écosse – T.-N.-L.	579	4,3	346
Québec – Ontario	6 266	0,9	350

Les résultats de cette analyse de la sensibilité sont présentés dans les tableaux 81 à 83.

Tableau 81 : Nouveaux résultats de l’analyse de sensibilité des connexions interprovinciales endogènes : avantages (total de 2024 à 2050 à l’échelle du Canada, actualisé)
Description des répercussions	De nouvelles connexions interprovinciales endogènes sont permises
Réduction des émissions de GES, secteur de l’électricité (t)	193
Réductions d’émissions de GES, avec crédits compensatoires (t)	11
Atténuation des changements climatiques, secteur de l’électricité (en millions de dollars)	47 369
Atténuation des changements climatiques, avec crédits compensatoires (en millions de dollars)	2 724
Économies en capital pour la capacité du nouveau système d’électricité (en millions de dollars)	45 983
Économies en coûts de carburant (en millions de dollars)	7 782
Frais fixes de fonctionnement et d’entretien et de remise à neuf	1 696
Total des avantages monétisés (en millions de dollars)	105 554

Tableau 82 : Nouveaux résultats de l’analyse de sensibilité des connexions interprovinciales endogènes : coûts (en millions de dollars, total de 2024 à 2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description des répercussions	De nouvelles connexions interprovinciales endogènes sont permises
Coûts d’immobilisations pour la nouvelle capacité de connexions interprovinciales	6 505
Frais fixes de fonctionnement et d’entretien et de remise à neuf	10 416
Coûts des crédits compensatoires	764
Valeur résiduelle du capital en cas de mise hors service anticipée	1 911
Dépenses internationales nettes à l’importation	1 398
Coûts totaux	20 994

Tableau 83 : Nouveaux résultats de l’analyse de sensibilité des connexions interprovinciales endogènes: bénéfice net (en millions de dollars, total de 2024 à 2050 à l’échelle du Canada, actualisés)
Description des répercussions	De nouvelles connexions interprovinciales endogènes sont permises
Avantage total	105 554
Coût total	20 994
Avantage net	84 561

Les résultats montrent des économies de coûts en capital dans ce scénario d’analyse de la sensibilité, parce que les connexions interprovinciales ne peuvent pas être intégrées dans le scénario de référence d’analyse de la sensibilité (il s’agit du même scénario que le scénario de référence du cas central), mais elles peuvent être intégrées dans le scénario d’analyse de la sensibilité avec le Règlement. Par conséquent, dans le scénario de base, le modèle dépend d’une capacité non émettrice plus coûteuse pour répondre à la demande et offrir de la souplesse. Dans le scénario d’analyse de la sensibilité prévu dans le Règlement, dans lequel les nouvelles connexions interprovinciales sont autorisées, la combinaison des connexions interprovinciales moins coûteuses et la capacité non émettrice moins coûteuse entraîne une réduction des dépenses en capital.

Lentille des petites entreprises

Le Règlement n’impose aucune exigence administrative ou de conformité aux petites entreprises, telle que le définit le Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada (moins de 100 employés, ou revenus bruts annuels inférieurs à 5 millions de dollars).

Règle du « un pour un »

Conformément à la Politique sur la limitation du fardeau réglementaire sur les entreprises, la règle du « un pour un » s’applique étant donné que le Règlement augmentera le coût du fardeau administratif pour les entreprises; à savoir le secteur de l’électricité. Le Règlement sur la réduction de la paperasse indique que la déclaration en détail du fardeau administratif est la somme des coûts engagés au cours des 10 premières années suivant l’enregistrement d’un règlement. À ce titre, le fardeau administratif associé au Règlement ne constitue que les frais engagés entre 2024 et 2033, et non ceux engagés entre 2034 et 2050. Plus précisément, cela signifie qu’en ce qui concerne le fardeau administratif, on ne tient pas compte du fardeau associé aux rapports annuels à compter de 2035, mais inclut celui du fardeau associé à l’adaptation aux exigences en matière de rapports et à la présentation d’un rapport d’enregistrement et d’une assignation d’enregistrement en 2024.

En vertu de l’élément A de la règle du « un pour un », on estime que le Règlement devrait entraîner une augmentation annualisée du fardeau administratif de 74 669 $, ou 612,04 $ par installation, calculé en transformant les coûts administratifs engagés entre 2024 et 2033 dans le tableau 34 (dans la sous-section Coûts) en dollars constants de 2012 et actualisés jusqu’à l’année de référence 2012 au moyen d’un taux d’actualisation de 7 %. En vertu de l’élément B de la règle du « un pour un », le Règlement abroge deux titres réglementaires existants entre 2035 et 2045, ce qui entraîne une diminution nette d’un titre réglementaire.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Autres politiques et instruments fédéraux

Le Ministère s’est efforcé de veiller à ce que le Règlement soit conforme aux autres politiques et instruments fédéraux, comme les crédits d’impôt à l’investissement annoncés offerts au secteur de l’électricité, de même que la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité. L’objectif qui est d’atteindre une économie nette d’émissions zéro d’ici 2050. Le Règlement abrogera le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel en 2035 et en 2050, respectivement, pour tous les groupes générateurs d’électricité déjà visés par ces règlements. Les exigences du Règlement n’entraîneront pas de chevauchement par rapport aux exigences réglementaires pour les groupes de cogénération industriels visés par le projet de Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier, tel que publié dans la Partie I de la Gazette du Canada.

Comme il est décrit dans la section Description, les crédits compensatoires canadiens sont l’un des mécanismes de flexibilité en matière de conformité pour permettre la conformité d’un groupe à la LÉA. Étant donné que d’autres règlements fédéraux permettent également l’utilisation des crédits compensatoires canadiens, le Règlement établit que les entités réglementées seraient autorisées à utiliser les crédits compensatoires canadiens pour satisfaire à des obligations concomitantes en vertu des régimes de tarification du carbone et du Règlement si les conditions suivantes sont réunies :

les crédits compensatoires sont utilisés pour assurer la conformité au régime de tarification du carbone pour la même année;
les crédits compensatoires sont utilisés dans le cadre du régime de tarification du carbone pour le même groupe;
les crédits compensatoires sont utilisés pour satisfaire à une exigence du régime de tarification du carbone autre que pour une exigence liée à une situation extraordinaire, comme le remplacement d’un crédit annulé ou la rémunération pour non-conformité à une exigence.

Le Ministère établira une liste des systèmes provinciaux de tarification du carbone admissibles pour lesquels la reconnaissance croisée de ses règlements est autorisée. Les modifications proposées au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (STFR), publiées le 9 novembre 2024, permettraient cette reconnaissance croisée lorsque le STFR fédéral s’applique. Bien que le Règlement puisse permettre la comptabilisation croisée de ces crédits pour de multiples obligations en matière de conformité, cela dépend d’autres règlements fédéraux et provinciaux permettant la comptabilisation croisée d’un crédit compensatoire pour représenter la même tonne d’équivalent CO₂ émise. L’opérationnalisation de la reconnaissance croisée dans d’autres juridictions dépendrait de la capacité de la province à apporter les ajustements nécessaires à son système de tarification du carbone et à conclure un accord de reconnaissance avec le ministre.

Les conditions de la reconnaissance croisée éviteraient de présenter une double demande, ce qui est une forme de double comptage lorsqu’un crédit compensatoire est utilisé par plus d’une partie pour remplir des obligations multiples et différentes. Cela est dû au fait qu’une partie responsable ne peut utiliser le crédit compensatoire admissible que pour satisfaire à ses obligations liées aux émissions de GES provenant des mêmes émissions en vertu de la tarification du carbone et du Règlement. Les crédits compensatoires représentent des réductions et des suppressions réelles des émissions. La reconnaissance croisée de ces crédits en vertu de la tarification du carbone et du Règlement traiterait les réductions des émissions hors secteur de façon cohérente avec une réduction dans le secteur qui pourrait aider un exploitant à respecter ses obligations en vertu de la tarification du carbone et du Règlement.

En termes de comptabilisation indirecte du gaz naturel renouvelable mélangé à un réseau de gazoduc nord-américain (comme on le décrit à la section Description), les conditions à respecter en ce qui concerne la soustraction des émissions associées au GNR, ainsi que les renseignements à soumettre, sont fondées sur les exigences du Règlement sur les combustibles propres (RCP).

Provinces et territoires

Certains gouvernements provinciaux réglementent les émissions de GES dans leur secteur de l’électricité. Le Règlement peut chevaucher les exigences de certains règlements provinciaux, tels que le règlement sur la gestion et la réduction des gaz à effet de serre (général et producteur d’électricité) de la Saskatchewan (en anglais seulement) et le règlement sur les émissions de gaz à effet de serre de la Nouvelle-Écosse (en anglais seulement); cependant, le Règlement devrait être plus rigoureux que les autres régimes réglementaires du secteur de l’électricité au Canada. Compte tenu de la date d’entrée en vigueur des limites d’émissions, le Règlement n’aura aucune incidence sur les accords d’équivalence actuels ou proposés avec la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse sur le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon.

La protection de l’environnement est partagée entre le gouvernement du Canada et les gouvernements provinciaux. À titre d’outil pour réduire au minimum le dédoublement réglementaire et offrir une souplesse pour atteindre des résultats stratégiques équivalents, la Loi canadienne sur la protection de l’environnement, 1999 (LCPE) permet au gouverneur en conseil du Canada, sur recommandation du ministre de l’Environnement, de passer un décret afin que les dispositions des règlements de la LCPE qui font l’objet d’un accord d’équivalence ne s’appliquent pas dans une province ou un territoire. Pour ce faire, la province ou le territoire doit d’abord conclure une entente d’équivalence avec le ministre fédéral de l’Environnement. Un accord d’équivalence est un accord écrit conclu entre le ministre fédéral de l’Environnement et la province ou le territoire déclarant qu’il existe dans la province ou le territoire des lois contenant des dispositions équivalentes aux règlements fédéraux et des lois contenant des dispositions similaires aux articles 17 à 20 de la LCPE pour les enquêtes sur les infractions présumées à la législation environnementale de la province ou du territoire.

En général, les lois provinciales ou territoriales sont considérées comme équivalentes à la réglementation fédérale en question si elles entraînent des résultats équivalents en matière d’émissions de GES, calculés en termes d’équivalent en dioxyde de carbone (CO₂e). En particulier, les émissions de GES en vertu des règlements provinciaux ou territoriaux ne doivent pas être supérieures à ce qu’elles auraient été si les règlements fédéraux correspondants avaient plutôt été appliqués. Cela permet à une province ou à un territoire d’atteindre le résultat des émissions de GES qui aurait eu lieu en vertu du règlement fédéral de la façon qui convient le mieux à sa situation particulière.

Le Ministère est disposé à envisager de conclure des accords d’équivalence pour le Règlement avec les provinces et territoires intéressés afin de réduire le chevauchement réglementaire et de leur offrir une plus grande souplesse pour répondre aux besoins et aux circonstances régionales uniques pendant la transition vers un réseau carboneutre.

International

Bien que l’électricité au Canada soit principalement produite au pays, le Canada et les États-Unis sont néanmoins des partenaires commerciaux internationaux importants pour l’électricité. On ne s’attend pas à ce que le Règlement ait une incidence importante sur la dynamique commerciale entre le Canada et les États-Unis (comme le montre la section Avantages et coûts), avec des exportations du Canada vers les États-Unis qui devraient diminuer de 0,1 % et des importations en provenance des États-Unis qui devraient diminuer de 11 %, par rapport au scénario de référence. Le Canada et les États-Unis partagent des objectifs et des approches communs pour la réglementation des émissions de GES du secteur de l’électricité. Notamment, en mars 2023, le président des États-Unis et le premier ministre ont fait une déclaration commune dans laquelle ils ont fait allusion aux engagements des deux pays visant à mettre en place des réseaux électriques carboneutres, accélérer les efforts visant à éliminer progressivement les nouvelles installations de production d’électricité à partir de charbon sans dispositif de réduction des émissions et à réduire les émissions de gaz à effet de serre du secteur de l’électricité en Amérique du Nord au moyen de la réglementation.^{référence 36}

À cette fin, en avril 2024, l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis a publié des normes définitives sur la pollution par le carbone pour les centrales électriques qui fixent des limites de dioxyde de carbone pour les nouvelles turbines à combustion à gaz et les lignes directrices sur les émissions de CO₂ pour les générateurs de vapeur à combustion existants au charbon, au pétrole et au gaz.^{référence 37} À l’heure actuelle, les règles américaines n’appliquent une norme d’émissions qu’aux nouvelles turbines à combustion à charge de base, qui doivent satisfaire à une norme d’environ 45 t/GWh d’ici 2032. En revanche, l’interdiction du Règlement s’appliquera à tous les nouveaux groupes à compter de 2035. Entre 2035 et 2049 (inclusivement), l’interdiction pour chaque groupe est une LÉA calculée avec une intensité d’émission applicable de 65 t/GWh et fondée sur la capacité de production d’électricité du groupe. Le Règlement s’applique également à tous les groupes existants, mais la limite d’émissions pour les groupes existants commence en 2035 ou à la fin de la durée de vie réglementaire pour ces groupes, selon la plus tardive des deux dates. L’EPA des États-Unis poursuit également une nouvelle approche globale visant à réduire les émissions de GES des turbines à gaz naturel existantes, qui pourrait inclure de futures propositions de réglementation.^{référence 38}

Effets sur l’environnement

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une évaluation environnementale stratégique (EES) a été menée relativement au Règlement. Elle a permis de déterminer que le Règlement devrait entraîner des effets positifs sur l’environnement, qui contribueront à la réalisation de l’Objectif de développement durable 7 – Énergie propre et d’un coût abordable. L’EES a par ailleurs révélé que le Règlement devrait soutenir l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable 2022-2026 consistant à « accroître l’accès des Canadiens à une énergie propre ».

En revanche, une modélisation du Ministère suggère que le Règlement augmentera le déploiement de sources de production d’électricité à faible émission ou sans émission, ce qui pourrait entraîner des effets environnementaux négatifs comme des répercussions localisées sur l’utilisation des terres en lien avec le développement et la mise en œuvre de nouveaux projets liés aux énergies solaire, éolienne et hydraulique. Des facteurs relatifs au stockage et à l’élimination du combustible usé provenant de centrales nucléaires et des impacts du remplacement et de l’élimination des éoliennes et des panneaux solaires lorsqu’ils atteignent la fin de leur cycle de vie sont à prendre en considération. Les turbines éoliennes sont recyclables par masse^{référence 39} à 85 à 90 %, tandis que les panneaux solaires le sont à 90 %.^{référence 40} Il existe donc des solutions pour atténuer ces répercussions. Ces effets négatifs potentiels sur l’environnement devraient être limités, en comparaison aux effets positifs sur l’environnement qu’entraînera la réduction des émissions de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques du secteur de l’électricité.

Sans le Règlement (c.-à-d. dans le cadre du scénario de référence), la modélisation du Ministère suggère que le secteur de l’électricité aurait continué à produire de l’électricité provenant de groupes de production d’électricité alimentés au gaz naturel sans utiliser de technologies de réduction des émissions (voir le tableau 8 de la section Avantages et coûts), ce qui aurait eu des conséquences négatives sur la santé et l’environnement. Dans le cadre du scénario de référence, ces émissions se seraient probablement poursuivies pendant les années 2040. Par ailleurs, le Ministère n’a pas trouvé ou reçu de preuve crédible, d’analyse ou de modélisation indiquant que, dans le cadre d’un scénario de référence, les émissions du secteur de l’électricité auraient diminué de manière assez importante pour permettre l’atteinte d’un réseau d’électricité carboneutre. C’est pourquoi, dans le cadre du scénario de référence, les Canadiens peuvent raisonnablement s’attendre à des effets négatifs sur l’environnement liés aux émissions excessives du secteur de l’électricité après 2050. Comme le Règlement exige la compensation entière des émissions du secteur de l’électricité à partir de 2050, les Canadiens peuvent raisonnablement prévoir que le Règlement entraînera des avantages environnementaux majeurs après 2050. Ces avantages n’ont toutefois pas été estimés dans la section Avantage et coûts puisqu’ils sont exclus de la portée de la période déterminée pour l’analyse coûts-avantages.

Analyse comparative entre les sexes plus

En adoptant l’approche de l’analyse comparative entre les sexes Plus (ACS+), le Ministère a déterminé qu’en ce qui a trait à la population canadienne en général, le Règlement pourrait avoir des effets négatifs et positifs disproportionnés sur certains groupes démographiques. Les facteurs pris en compte dans l’ACS+ sont résumés dans les sous-sections ci-dessous.

Populations et générations à venir touchées de façon disproportionnée

En raison de sa portée en tant qu’instrument réglementaire fédéral, le Règlement contribue à réduire les émissions de GES du Canada (telles que quantifiées dans la section Avantages). Ces réductions des émissions de GES sont particulièrement bénéfiques pour les groupes démographiques qui sont plus exposés aux effets néfastes des changements climatiques et de la pollution atmosphérique au Canada et touchés de manière disproportionnée par ceux-ci.^{référence 41,}^{référence 42} comprend les collectivités côtières et sujettes à la sécheresse ainsi que les collectivités rurales, éloignées et nordiques, dont les infrastructures sont souvent moins résilientes et plus vulnérables à l’augmentation de la fréquence ou de l’intensité des phénomènes météorologiques extrêmes, de même que celles qui vivent à proximité de sources de pollution atmosphérique.^{référence 43,}^{référence 44}

Les enfants, les personnes âgées, les femmes enceintes et les personnes atteintes de maladies préexistantes sont plus vulnérables aux risques pour la santé posés par les changements climatiques, par exemple en ce qui a trait à la chaleur extrême, à la pollution de l’air et aux maladies à transmission vectorielle.^{référence 41} Les évacuations liées aux conditions météorologiques sont particulièrement difficiles pour les personnes ayant une indépendance et une mobilité limitées. Les personnes handicapées, les ménages monoparentaux, les nouveaux immigrants, les personnes racisées et les personnes deux-esprits, lesbiennes, gaies, bisexuelles, trans, queers, intersexes et autres qui s’identifient comme faisant partie de la population des communautés sexuelles et de genre diverses (2ELGBTQI+) sont statistiquement plus susceptibles de ne pas disposer des ressources financières nécessaires pour s’adapter aux changements climatiques ou de ne pas avoir un accès fiable aux ressources ou aux organisations nécessaires pour faire face aux phénomènes météorologiques extrêmes en raison de la discrimination, de la langue, des obstacles à la citoyenneté et d’autres facteurs.^{référence 45,}^{référence 46} Les enfants, les jeunes et les générations futures seront confrontés à des impacts de plus en plus graves des changements climatiques au cours de leur vie. Ces groupes sont ceux qui bénéficieront le plus de la construction d’une infrastructure d’électricité propre ayant une incidence à long terme sur la réduction des émissions de GES.

Bien que le secteur de l’électricité ait considérablement réduit ses émissions de polluants atmosphériques depuis 2015, notamment en diminuant sa dépendance à l’égard de la production d’électricité à partir du charbon,^{référence 47} le Règlement devrait entraîner des réductions supplémentaires des émissions de polluants atmosphériques à l’échelle du Canada (comme le quantifie la section Avantages). Ces réductions entraîneront des améliorations de la qualité de l’air à certains endroits, en fonction des caractéristiques géographiques et météorologiques des sites d’émissions, ce qui permettra d’éviter des effets négatifs sur la santé et sur l’environnement, selon la taille et la proximité des populations par rapport aux sites d’émissions.

Bien que toutes les personnes vivant au Canada puissent bénéficier d’une meilleure qualité de l’air, les groupes les plus sensibles et les plus exposés aux polluants atmosphériques émis par le secteur de l’électricité devraient bénéficier le plus du Règlement. Plus précisément, les populations vivant à proximité de groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles ont tendance à être plus exposées aux polluants atmosphériques rejetés par ces groupes. Étant donné que la plupart des groupes de production d’électricité à partir de combustibles fossiles sont situés en Alberta, en Saskatchewan, en Ontario, en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick, les habitants de ces provinces, qui sont plus susceptibles d’être exposés aux polluants atmosphériques provenant du secteur de l’électricité, devraient bénéficier le plus de la réduction de ces derniers.^{référence 48,}^{référence 49}

Répercussions sur l’emploi dans le secteur de l’électricité

On s’attend, dans le cadre du Règlement, à un abandon de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions au profit d’une production d’électricité à faibles émissions ou à émissions nulles. Comme indiqué dans la sous-section des Coûts, il est prévu que certains groupes de production d’électricité alimentés par des combustibles fossiles soient mis hors service plus tôt ou moins utilisés que cela aurait été le cas sans le Règlement. Les travailleurs de ces endroits pourraient perdre leur emploi et devoir déménager et faire des études ou des formations professionnelles supplémentaires afin d’effectuer une transition vers de nouvelles possibilités d’emploi.^{référence 50,}^{référence 51} En 2021, les hommes occupaient 73 % des emplois dans l’industrie de la production, du transport et de la distribution d’électricité au Canada, tandis que 47 % des travailleurs du secteur de l’électricité étaient âgés d’au moins 45 ans.^{référence 52} Par conséquent, les pertes d’emploi qui pourraient découler du Règlement sont plus susceptibles de toucher les hommes que les femmes, et risquent d’avoir une incidence sur les travailleurs plus âgés, qui pourraient faire face à des défis liés à l’âge lors de la transition vers un nouvel emploi. Environ 300 collectivités canadiennes dépendent au moins modérément du secteur de l’énergie pour leurs revenus et leurs emplois locaux.^{référence 53} Les collectivités avoisinantes pourraient être touchées négativement par la perte de recettes fiscales et le déclin des emplois locaux si certains groupes de production d’électricité fonctionnent moins, sont mis hors service ou sont remplacés par des groupes de production à faibles émissions ou à émissions nulles situés ailleurs.^{référence 54}

Alors que les hommes, les travailleurs plus âgés et certaines collectivités dépendantes de l’énergie pourraient subir des effets négatifs en raison des pertes d’emplois, plusieurs autres groupes démographiques pourraient bénéficier de nouvelles possibilités d’emploi. De façon générale et en l’absence du Règlement, les recherches et les rapports suggèrent que les investissements dans l’électricité propre entraînent la création nette d’emplois et qu’il devrait y avoir une croissance proportionnelle de l’emploi dans les secteurs de la production d’électricité à faibles émissions et à émissions nulles.^{référence 55,}^{référence 56,}^{référence 57,}^{référence 58} Par exemple, le rapport World Energy Employment (novembre 2024, en anglais seulement) de l’Agence internationale de l’énergie a révélé que le secteur de l’énergie propre a fait l’objet d’une augmentation de 1,5 million d’emplois en 2023 et a contribué à 10 % de la croissance de l’emploi à l’échelle de l’économie dans les principaux marchés des technologies d’énergie propre. L’industrie du solaire photovoltaïque a créé à elle seule plus d’un demi-million de nouveaux emplois, stimulée par un nombre record de nouvelles installations. Ressources humaines, industrie électrique du Canada (RHIEC) a modélisé la création d’emplois dans le secteur de l’électricité dans le cadre d’un scénario de trajectoire vers la carboneutralité, et a prévu 28 000 possibilités d’emploi ainsi qu’une augmentation de la main-d’œuvre de 12 000 personnes pour répondre à la demande accrue d’électricité, de 2023 à 2028 seulement. RHIEC prévoit également d’importants écarts d’offre de main-d’œuvre dans le secteur de l’électricité à court terme.^{référence 59} La création d’emplois peut profiter à tous les Canadiens et offre l’occasion de constituer une main-d’œuvre plus diversifiée et représentative. Un meilleur accès à l’électricité propre entraînerait aussi des avantages socioéconomiques à long terme pour les générations futures en attirant l’industrie et les entreprises, qui cherchent de plus en plus à réduire leurs émissions opérationnelles au moyen de l’électrification propre.

La croissance prévue de l’emploi dans le secteur de l’électricité et les pénuries de main-d’œuvre offrent l’occasion de remédier à la sous-représentation des femmes, des personnes 2ELGBTQI+, des membres de groupes racialisés, des personnes handicapées et des peuples autochtones dans le secteur de l’électricité au Canada.^{référence 60} Ces groupes sont également sous-représentés dans les programmes de formation et d’éducation liés à l’électricité.^{référence 59} De nombreuses petites municipalités et communautés autochtones du Canada peuvent participer à la transition vers l’électricité propre en ayant la propriété partielle ou entière des projets d’énergie renouvelable, qui sont déjà considérés comme constituant une source de revenus et une mesure d’économie.^{référence 61} Le Plan provisoire pour des emplois durables du gouvernement fédéral, qui a été lancé en février 2023, peut aider à garantir la prise en compte des circonstances uniques des groupes marginalisés et sous-représentés afin de permettre leur participation pleine et égale à l’économie à faibles émissions de carbone.

Ménages à faible revenu

De façon générale, sans le Règlement, les provinces et les territoires devront faire des investissements importants dans les réseaux électriques pour répondre à la demande croissante d’électricité stimulée par la croissance économique et démographique et de l’électrification de l’économie, ce qui aurait pour conséquence des augmentations proportionnelles des tarifs d’électricité. Avec le Règlement, on prévoit que les investissements nécessaires seront plus rapides et plus importants que ce qui aurait été prévu pour la production à faibles émissions ou sans émissions. Comme on le voit dans la section Analyse de la répartition, les répercussions supplémentaires sur les tarifs d’électricité (au-delà de ce qui serait prévu en l’absence du Règlement) devraient être peu importantes dans la plupart des provinces et pourraient même se traduire par des économies pour certaines provinces au cours de la période d’analyse.

L’abordabilité et la pauvreté énergétique sont une préoccupation majeure qui touche une bonne partie de la population canadienne et de nombreux ménages souffrent déjà de problèmes d’abordabilité.^{référence 62} Certains groupes démographiques, comme les ménages monoparentaux, en particulier les femmes célibataires avec enfants, les hommes et les femmes transgenres, les personnes non binaires, les groupes racialisés, les peuples autochtones et les immigrants, sont plus enclins à vivre dans la pauvreté énergétique puisqu’ils risquent davantage de toucher de faibles revenus.^{référence 63} Les ménages dits à faible revenu et souffrant de pauvreté énergétique sont plus susceptibles que d’autres de ressentir les répercussions des augmentations des tarifs d’électricité, même les plus légères. Ils présentent donc un risque disproportionné de subir les augmentations supplémentaires des tarifs pouvant survenir dans certaines régions en raison du Règlement.

D’un autre côté, comme on peut le voir dans la section Analyse de la répartition, le Règlement peut également contribuer indirectement aux économies d’énergie globales des ménages à long terme en favorisant la transition vers l’électricité propre. Plus précisément, plusieurs études indiquent que l’électricité propre peut aider à abaisser et stabiliser relativement les tarifs d’électricité, car de nombreuses sources d’électricité propre ne nécessitent pas de carburant et ne sont donc pas soumises aux prix volatils de ce dernier.^{référence 64,}^{référence 65,}^{référence 66,}^{référence 67} En outre, puisqu’au fil du temps les ménages demandent de plus en plus d’électricité pour alimenter leur voiture et chauffer leur maison, et proportionnellement de moins en moins d’essence et de gaz naturel, ils peuvent économiser de l’argent grâce à l’électrification, même si les tarifs d’électricité augmentent. Cependant, de telles économies sont souvent associées à des coûts d’investissement initiaux élevés (p. ex., l’achat d’un véhicule électrique ou l’installation d’une thermopompe), que les ménages à faible revenu ne peuvent pas toujours se permettre d’assumer. Selon les travaux du Ministère, les économies d’énergie découlant de l’électrification propre des maisons continueront néanmoins de compenser ces coûts dans la plupart des provinces (voir la section Analyse de la répartition). Le soutien gouvernemental, comme souligné ci-dessous dans la sous-section Mesures d’atténuation, peut aider à réduire ces coûts et permettre aux ménages à faible revenu d’accéder à des technologies propres favorisant les économies d’énergie à long terme.

Les peuples et les communautés autochtones

Bien que le Règlement ne s’appliquera pas à la plupart des groupes de production d’électricité situés dans les communautés autochtones et éloignées, dans la mesure où ils sont exclus du Règlement, les peuples autochtones et leurs communautés peuvent quand même subir certaines répercussions distributionnelles liées au Règlement, comme il est décrit dans les sous-sections précédentes. Étant donné que les communautés des Premières Nations, des Inuits et des Métis peuvent être plus exposées aux effets négatifs des changements climatiques et de la pollution atmosphérique au Canada en raison de leur emplacement géographique et de leur statut socioéconomique, ces groupes démographiques pourraient profiter de façon disproportionnée des réductions d’émissions de GES.^{référence 68,}^{référence 69,}^{référence 70,}^{référence 71,}^{référence 72} Les changements climatiques peuvent également causer le déplacement des peuples autochtones et la disparition des artefacts culturels autochtones, ce qui peut avoir une incidence sur les identités culturelles, les pratiques et l’histoire des peuples et entraîner la perte des sciences autochtones.^{référence 73,}^{référence 74} Le Règlement a pour objet de protéger l’environnement et la santé humaine contre la menace des changements climatiques en interdisant les émissions excessives de CO₂ liées à l’utilisation de combustibles fossiles pour produire de l’électricité. Il devrait donc procurer un avantage net aux peuples autochtones et à leurs collectivités. Il est important de reconnaître cependant que certains peuples autochtones travaillent actuellement dans des groupes de production d’électricité alimentés aux combustibles fossiles et que certaines communautés autochtones ont investi dans de tels groupes et en sont propriétaires. De ce fait, ils risquent de subir des incidences négatives de la transition vers la production d’électricité à faibles émissions ou sans émissions. Cependant, la transition vers la production d’électricité à faibles émissions ou sans émissions prévue par le Règlement en place pourrait ouvrir de nouvelles possibilités d’emploi pour les peuples autochtones et augmenter le nombre de projets d’énergie propre dirigés par des communautés autochtones ou en partenariat avec celles-ci. Les représentants autochtones ont également déterminé que l’abordabilité était une préoccupation, étant donné que les communautés et les peuples des Premières Nations, des Métis et des Inuits sont touchés de façon disproportionnée par l’augmentation des coûts de la vie, y compris les coûts des services énergétiques liés à l’électricité, au chauffage et au transport.^{référence 75}

Mesures d’atténuation

Comme l’interdiction stipulée par le Règlement entrera en vigueur en 2035, les travailleurs concernés ont suffisamment de temps pour se préparer à d’éventuelles transitions professionnelles. Avec une décennie pour se préparer et la souplesse du Règlement, les travailleurs peuvent avoir plus de certitude que leur emploi à court terme ne sera pas menacé et qu’ils pourront adapter leur carrière si nécessaire. Les jeunes travailleurs et les étudiants ont également le temps d’adapter leurs études et leur parcours professionnel de sorte à tirer profit d’un secteur de l’électricité propre en pleine croissance. Le Règlement prévoit également de mettre en place une LÉA des émissions, plutôt qu’une limite d’intensité des émissions et plusieurs mécanismes de souplesse en matière de conformité. Les entités réglementées pourraient donc continuer à exploiter des groupes de production d’électricité alimentés aux combustibles fossiles sans dispositif de réduction des émissions après 2035. De plus, les exploitants de groupes peuvent choisir d’investir dans des technologies de réduction des émissions comme la technologie de CSC afin de continuer à exploiter les groupes existants. Cela pourrait également ouvrir de nouvelles possibilités d’emploi.

Le Règlement a été conçu de façon à exempter de l’interdiction la plupart des groupes de production d’électricité qui fournissent de l’électricité aux communautés autochtones, étant donné que le seuil de production applicable est de 25 MW pour un groupe. Cependant, les représentants autochtones ont exprimé vouloir une plus grande inclusion des peuples autochtones dans la transition vers l’énergie propre pour abandonner progressivement la production de diesel et pour promouvoir les possibilités économiques locales. Des mesures complémentaires visant à appuyer les communautés, les producteurs d’énergie, les organisations et les peuples autochtones peuvent aider les peuples et les communautés autochtones à surmonter les obstacles et les défis auxquels ils font toujours face quand il s’agit de participer à la transition de l’énergie propre et d’élaborer des projets de production d’électricité à faibles émissions ou sans émissions. Le gouvernement du Canada reconnaît le rôle important que la transition vers l’électricité propre peut jouer dans la réconciliation économique, et il continuera de collaborer avec les partenaires autochtones et les parties intéressées afin de sensibiliser les gens aux programmes d’énergie propre et aux possibilités de financement pour les communautés qui ne sont pas reliées à un réseau électrique soumis aux normes de la NERC (c.-à-d., les communautés hors réseau). Ces efforts appuieront les engagements plus larges du gouvernement en faveur de la réconciliation et du renouvellement des relations avec les peuples autochtones.

La modélisation du Ministère suggère que le Règlement devrait entraîner des impacts différentiels modestes sur les tarifs d’électricité dans certaines provinces, ce qui peut avoir un impact disproportionné sur les ménages à faible revenu. Bien que l’électrisation des ménages puisse permettre d’économiser de l’énergie à long terme, un soutien accru aux ménages à faible revenu peut être nécessaire de la part de tous les niveaux de gouvernement afin que tous les ménages puissent profiter des économies d’énergie.

Le gouvernement du Canada propose une vision fédérale coordonnée de la transition du secteur de l’électricité canadien vers la carboneutralité,^{référence 76} laquelle comprend plusieurs mesures et programmes de financement, comme le crédit d’impôt à l’investissement dans l’électricité propre, le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification, et le financement stratégique par l’entremise de la Banque de l’infrastructure du Canada,^{référence 77} qui peut soutenir et accélérer la transition vers des systèmes électriques carboneutres et, de même, réduire les répercussions supplémentaires sur les tarifs d’électricité. Le gouvernement du Canada dispose également de mesures de soutien pour réduire les coûts d’investissement et rendre les technologies propres plus abordables pour les ménages. Parmi les exemples, mentionnons le Programme d’incitatifs pour les véhicules zéro émission, qui offre des incitatifs pour l’achat de véhicules zéro émission, et l’Initiative canadienne pour des maisons plus vertes, qui regroupent plusieurs programmes, dont des programmes sur mesure répondant aux besoins des ménages à faible revenu et à revenu moyen, et dont le but est de promouvoir l’adoption de thermopompes et l’exécution de rénovations favorisant l’efficacité énergétique. Plusieurs programmes à l’échelle des provinces et des administrations contribuent également à rendre les technologies propres abordables pour les Canadiens.

Justification

Le Règlement aide à protéger la santé et l’environnement des Canadiens contre la menace des changements climatiques en interdisant les émissions excessives de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité alimentée par des combustibles fossiles. L’atteinte de la carboneutralité dans le secteur de l’électricité contribuera également à la décarbonisation dans d’autres secteurs de l’économie, comme les transports et les bâtiments, et à l’engagement du Canada à atteindre la carboneutralité dans l’ensemble de l’économie d’ici 2050. Cet engagement à la carboneutralité a été établi en vue de lancer des mesures visant à atténuer les dommages mondiaux causés par les changements climatiques.

Le présent Règlement est mis en œuvre en vertu de la LCPE, qui prévoit le pouvoir de réglementer les émissions de GES. La modélisation ministérielle montre que, par rapport au scénario de référence, le Règlement entraînerait une augmentation de la production d’électricité provenant de sources non émettrices et l’utilisation de technologies de réductions des émissions pour les sources émettrices, tout en réduisant considérablement la production d’électricité sans dispositifs de réductions des émissions à partir de 2035, et presque en totalité d’ici 2050. Les résultats de la modélisation montrent que le Règlement est nécessaire pour que les émissions de GES du secteur de l’électricité n’augmentent pas indûment dans un scénario où la demande d’électricité est forte.

Une analyse sociétale coûts-avantages effectuée pour le Règlement a indiqué qu’il entraînerait une réduction nette des émissions de gaz à effet de serre d’environ 181 Mt de CO₂e entre 2024 et 2050 (191 en incluant les crédits compensatoires) dans un cas central où la demande d’électricité augmenterait de 50 % d’ici 2050. On estime que l’avantage différentiel associé à ces réductions est de 54,9 milliards de dollars, tandis que le coût différentiel est estimé à 40,2 milliards de dollars au cours de la même période. Il en résulte un avantage net pour la société d’environ 14,7 milliards de dollars, ce qui comprend des réductions monétisées des émissions et des avantages pour la santé. Ceci est également perçu comme une tendance dans les analyses de sensibilité ci-dessus.

En général, on s’entend pour dire que le niveau d’électrification nécessaire pour atteindre l’objectif de 2050 pourrait exiger que l’approvisionnement en électricité du Canada soit environ doublé d’ici 2050. Même dans le scénario de référence, lorsque le Règlement n’existe pas, les provinces et les territoires devraient investir considérablement dans la production et la transmission d’électricité au cours du prochain quart de siècle pour répondre à cette demande croissante d’électricité. Dans ce contexte, le Ministère estime que des investissements de plus de 690 milliards de dollars sont nécessaires dans le cadre des remplacements de routine des installations vieillissantes et de la hausse de la production pour répondre à la demande accrue. La croissance de la population, l’expansion économique, l’augmentation du volume de véhicules électriques, l’adoption du chauffage électrique dans les bâtiments et l’électrification de procédés industriels comme la production d’acier et d’aluminium contribueraient toutes à la croissance de la demande d’électricité.

Sans autre mesure réglementaire, on s’attend à ce que le Canada connaisse une augmentation des émissions du secteur de l’électricité. La mesure réglementaire a été déterminée comme la meilleure approche pour réduire les émissions excessives de CO₂ découlant de l’utilisation de combustibles fossiles pour produire de l’électricité.

L’électricité propre est un autre avantage concurrentiel qui devient rapidement une nécessité pour attirer les investissements. Un nombre croissant d’entreprises s’efforcent d’atteindre la carboneutralité, non seulement pour lutter contre le changement climatique, mais aussi pour stimuler l’innovation et assurer la durabilité à long terme et la conformité réglementaire. Parallèlement, l’économie est un facteur majeur de l’électrification, car les technologies deviennent moins chères et plus compétitives. Les marchés environnementaux, sociaux et de gouvernance d’entreprise (ESG) sont en plein essor à l’échelle mondiale et au Canada, la croissance de l’investissement responsable étant stimulée par le changement climatique et la demande des investisseurs pour des impacts ESG. Les marchés mondiaux continuent de privilégier les produits à faible émission de carbone en raison d’un risque climatique plus faible, avec 30,3 billions de dollars investis à l’échelle mondiale dans des actifs d’investissement durables. Les tendances de la finance durable indiquent qu’à mesure que les marchés en apprennent davantage sur l’impact financier du changement climatique, ils internalisent les risques et les opportunités, privilégiant les investissements présentant des risques climatiques plus faibles. Les actifs d’investissement durable se développent dans la plupart des régions, le Canada connaissant la plus forte croissance absolue, les actifs d’investissement responsable sous gestion ayant bondi de 94 %, passant de 1,5 billion de dollars en 2015 à 2,9 billions de dollars en 2022. Comme le montre le Rapport de tendances de l’investissement responsable canadien 2023, l’élan des investisseurs mondiaux visant à intégrer les rapports sur la durabilité dans les marchés financiers a des effets marqués au Canada. Les émissions de GES sont le facteur ESG le plus couramment pris en compte dans les décisions d’investissement.

Le Canada est déjà un chef de file en matière d’électricité propre, avec environ 85 % de sa production d’électricité provenant de sources non émettrices. Grâce au Règlement, le Canada consolidera sa place de leader mondial dans la transition vers l’électricité nette zéro, tout en établissant une norme que d’autres pays pourront imiter, et en progressant vers une économie nette zéro.

En plus de disposer d’un réseau électrique relativement propre, le Canada a également des coûts d’électricité inférieurs à ceux de nombreux autres pays développés pour les consommateurs industriels. Le Canada se classe parmi les trois premiers exportateurs d’électricité au niveau mondial et dans le premier quartile pour la propreté de la production d’électricité et le coût compétitif de l’électricité pour son secteur industriel. Fort d’une position de départ solide, de la diversité géographique, de l’accès aux matières premières et aux ressources naturelles, d’une main-d’œuvre bien informée et d’un engagement en matière d’innovation, le Canada est en position de chef de file mondial dans la transition énergétique, en plus d’être un solide concurrent pour les investissements commerciaux et industriels internationaux.

Les mesures réglementaires exigeront des investissements proportionnels dans la production et les infrastructures d’électricité propre. Bien que ces investissements aient un coût, l’impact du Règlement sur les tarifs de l’électricité devrait être minime. Des recherches universitaires donnent également à penser que la transition globale de l’énergie, y compris le passage à l’électricité plus propre et à une électrification accrue, pourrait en fin de compte réduire les dépenses énergétiques globales des ménages au cours des prochaines décennies. Le rapport Électricité propre, énergie abordable (juin 2023) de l’Institut climatique du Canada conclut que les dépenses moyennes des ménages en énergie diminueront de 12 % d’ici 2050, car les gens passent des combustibles fossiles aux technologies plus efficaces comme les véhicules électriques et les pompes à chaleur.

Avec le Règlement, la mise en place de la nouvelle production sera propre et ne devrait avoir qu’un faible impact sur le coût global de l’entretien et de l’expansion du réseau électrique. Néanmoins, le gouvernement du Canada a annoncé un soutien financier de plus de 60 milliards de dollars pour le secteur de l’électricité afin de soutenir l’expansion des infrastructures de production et de transmission d’électricité propre. Cela comprend les crédits d’impôt comme les crédits d’impôt pour l’électricité propre et la technologie propre, ainsi que les programmes de financement ciblés, comme le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification de Ressources naturelles Canada, et le financement de la Banque de l’infrastructure du Canada. Le soutien financier du gouvernement du Canada peut aider les services publics à atténuer les impacts tarifaires supplémentaires liés au règlement.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Mise en œuvre

Après publication du Règlement dans la Partie II de la Gazette du Canada, le Ministère élaborera et exécutera des activités de promotion de la conformité, au besoin. Cela pourrait comprendre la publication de renseignements sur Internet, l’envoi de courriels ou de lettres aux organismes de réglementation pour les informer de la publication, la réponse à des demandes de renseignements ou de clarification et l’envoi de lettres de rappel (le cas échéant).

Certaines dispositions du Règlement entrent en vigueur le 1^er janvier 2025, celles liées à l’interdiction entrant en vigueur en 2035; la LÉA en vertu de l’article sur l’interdiction du Règlement entre en vigueur à compter du 1^er janvier 2035. Le même jour, le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon sera abrogé. Le Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel (Règlement sur le gaz naturel) sera abrogé le 1^er janvier 2050. Cela signifie que même si les groupes peuvent être visés par plus d’un règlement à la fois, ces règlements sont coordonnés de sorte que les groupes soient assujettis à l’interdiction en vertu d’un seul règlement. Néanmoins, un groupe pourrait être assujetti au Règlement sur le gaz naturel et être tenu de satisfaire à d’autres exigences, comme les exigences d’enregistrement du Règlement. Les dispositions du Règlement stipulent que si un groupe est assujetti à une limite d’émissions en vertu du Règlement sur le gaz naturel, cette limite d’émissions ne s’appliquera plus si le groupe devient assujetti au Règlement.

Comme il est indiqué dans la section Description, un rapport d’enregistrement initial est requis pour tout groupe générateur d’électricité visé par le Règlement. Le rapport d’enregistrement est exigible le 31 décembre 2025 ou 60 jours après la date à laquelle le groupe générateur d’électricité satisfait aux critères d’applicabilité, selon la dernière de ces éventualités. Par exemple, si un nouveau groupe générateur d’électricité qui répond aux critères d’applicabilité devait commencer à fonctionner le 31 décembre 2027, un rapport d’enregistrement devra être soumis au plus tard le 1^er mars 2028. De plus, un rapport sur les émissions est requis pour tout groupe générateur d’électricité assujettie à l’interdiction. Le rapport sur les émissions doit être produit le 1^er juin de l’année civile suivant celle où le groupe générateur d’électricité est devenu assujetti à l’interdiction. Par conséquent, le premier rapport sur les émissions de tout groupe visé par l’interdiction le 1^er janvier 2035 devra être remis le 1^er juin 2036. De plus, un rapport de rapprochement est requis pour tout groupe assujetti à l’interdiction. Le rapport de rapprochement doit être remis le 15 décembre de l’année civile suivant l’année civile où le groupe est devenu assujetti à l’interdiction. Par conséquent, le premier rapport de rapprochement pour tout groupe visé par l’interdiction le 1^er janvier 2035 devra être remis 15 décembre 2036.

Le responsable d’un groupe soumis à l’interdiction et exploité au cours de l’année pour remédier à une situation d’urgence doit en informer le ministre dans les sept jours et fournir des informations sur la situation d’urgence et les périodes de déduction correspondantes dans la déclaration d’émissions du groupe. De plus, le Ministère publiera les détails de chaque urgence déclarée, y compris la raison pour laquelle l’événement était une urgence et d’autres détails pertinents, sur un site accessible comme la page Web du gouvernement du Canada du Règlement sur l’électricité propre.

Conformité et application

Comme le Règlement est établi en vertu de la LCPE, les agents d’exécution de la loi appliqueront la Politique de conformité et d’application de la LCPE lorsqu’ils vérifieront la conformité au Règlement. Cette politique définit l’éventail des réponses possibles aux infractions présumées, notamment les avertissements, les instructions, les ordres de mise en conformité en matière de protection de l’environnement, les contraventions, les arrêtés ministériels, les injonctions, les poursuites pénales et les mesures de substitution en matière de protection de l’environnement (qui constituent une alternative aux poursuites judiciaires après le dépôt d’une plainte pour une infraction à la LCPE). La politique explique quand le gouvernement du Canada aura recours à des poursuites civiles de la part de la Couronne pour le recouvrement des coûts.

Personnes-ressources

Karishma Boroowa
Directrice
Division de l’électricité et de la combustion
Direction de l’énergie et des transports
Environnement et changement climatique Canada
Courriel : ECD-DEC@ec.gc.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Direction de l’analyse économique
Environnement et changement climatique Canada
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

Références

Référence a

L.C. 2023, ch. 12, art. 55

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Référence b

L.C. 1999, ch. 33

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Référence c

L.C. 2015, ch. 3, al. 172d)

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Référence d

L.C. 2023, ch. 12, par. 33(1) à (6)

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Référence e

L.C. 2009, ch. 14, art. 80

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Référence f

L.C. 2023, ch. 26, art. 620

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Référence g

L.C. 2008, ch. 31, art. 5

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Référence 1

DORS/2012-134

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Référence 2

DORS/2018-261

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Référence 3

DORS/2012-167

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Référence 4

Selon la comptabilisation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour le RIN, la catégorie « production d’électricité et de chaleur du secteur public » comprend les services d’électricité et la cogénération effectuée par des exploitants qui ont divisé leur déclaration selon deux entités commerciales du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN).

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Référence 5

Une mégatonne (Mt) est égale à un million de tonnes métriques.

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Référence 6

Nations Unies – Action climat – Solutions – Zéro émission nette, pourcentage fondé sur : Net Zero Tracker (2023), Net Zero Stocktake 2023, NewClimate Institute, Oxford Net Zero, Energy and Climate Intelligence Unit et Data-Driven EnviroLab.

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Référence 7

Les méthodes de compilation et les rapports des juridictions au BDC peuvent avoir changé au fil du temps. La page Web du BDC indique que (i) Il n’existe actuellement aucune ligne directrice normalisée pour la collecte des données sur les coûts et les pertes. La finalisation des données financières peut prendre des années, et des estimations sont parfois fournies dans le but de maintenir la base de données à jour. Les informations relatives aux événements récents doivent donc être considérées comme préliminaires, possiblement incomplètes et susceptibles d’être modifiées. (ii) Le BDC peut ne pas se prêter à une analyse comparative en raison des différences de responsabilités juridictionnelles, du type de données disponibles et de la manière dont elles sont collectées et utilisées au fil du temps.

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Référence 8

Our World in Data: Greenhouse Gas Emissions (en anglais seulement), les chiffres sont tirés de Jones M.W., Peters, G.P., Gasser, T. et coll. (2023). National contributions to climate change due to historical emissions of carbon dioxide, methane, and nitrous oxide since 1850. Sci Data, 10:155.

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Référence 9

Dans le cadre de la comptabilité du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour le RIN, la catégorie « production publique d’électricité et de chaleur » comprend les services d’électricité et la cogénération à partir d’opérations qui divisent leur Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) en deux entités commerciales.

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Référence 10

L’approvisionnement net correspond à la quantité d’électricité fournie à un réseau électrique au cours d’une année civile, exprimée en GWh, déterminée conformément à la formule pertinente figurant dans le Règlement. Dans le présent document, « Fournisseur net » fait référence aux installations dont le solde de fourniture est positif. Lors des consultations qui ont suivi la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada, le concept de solde de fourniture avait été appelé « exportations nettes ».

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Référence 11

Exemples d’équipements principaux : chaudières, des brûleurs et d’autres dispositifs de combustion tels que des systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur et dispositifs de contrôle des émissions et équipements et générateurs du système de CSC.

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Référence 12

Une approche fondée sur les distinctions signifie que le travail du Ministère avec les Premières Nations, les Métis et les Inuits a été effectué d’une manière qui reconnaît les droits particuliers, les intérêts, les priorités et les préoccupations de chacun, tout en respectant et en reconnaissant ces peuples distincts ayant des cultures, des histoires, des droits, des lois et des gouvernements uniques.

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Référence 13

Le chiffre de 690 milliards de dollars a été obtenu en additionnant les coûts totaux de 2024 à 2050 dans le scénario de référence pour la construction de nouveaux capitaux, les opérations et la maintenance fixes, la rénovation et le commerce net international. Il convient d’inclure le solde de commerce dans ce calcul, car il représente un compromis par rapport à la construction de nouvelles capacités de production. Ce total n’inclut pas les coûts associés au carburant ni aux opérations et à l’entretien variables. Dans la comptabilité de l’ACA, les économies supplémentaires attendues dans ces catégories sont considérées comme des bénéfices. Par conséquent, 690 milliards de dollars sont directement comparables aux 40 milliards de dollars de coûts différentiels pris en compte dans l’ACA. Veuillez consulter les notes de bas de page 29 et 30 pour plus de contexte.

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Référence 14

Les ressources énergétiques distribuées (RED) comprennent les technologies de production et de stockage d’énergie à petite échelle qui sont généralement installées pour alimenter un site proche. Il s’agit, par exemple, de panneaux solaires sur les toits, d’éoliennes, de piles à combustible et de dispositifs de stockage d’énergie. Les RED, y compris la gestion de la demande et l’efficacité énergétique, devraient être plus largement utilisées pour soutenir la fiabilité pendant que le Canada effectue la transition vers un réseau d’électricité propre.

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Référence 15

Dans un réseau électrique, l’« inertie » désigne l’énergie emmagasinée dans les groupes producteurs d’électricité rotatifs (par exemple dans les centrales à combustibles fossiles, nucléaires et hydroélectriques), qui leur permet de continuer à tourner temporairement après une panne. Ainsi, l’inertie représente une source d’énergie emmagasinée qui peut être utilisée brièvement en cas de panne dans une centrale électrique. Le terme « tension » désigne la pression électrique qui pousse les électrons dans un circuit et fait circuler l’électricité; la stabilité de la tension est essentielle à la stabilité du réseau électrique.

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Référence 16

International Energy Agency (IEA). (2024). Denmark - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 17

International Energy Agency (IEA). (2024). The Netherlands - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 18

International Energy Agency (IEA). (2024). Germany - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 19

International Energy Agency (IEA). (2024). Spain - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 20

International Energy Agency (IEA). (2024). Ireland - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 21

International Energy Agency (IEA). (2024). United Kingdom - Countries & Regions - IEA. IEA Data Services. (en anglais seulement)

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Référence 22

Selon les indications du rapport de la US EPA, le module des facteurs socioéconomiques et des émissions s’appuie sur un nouvel ensemble de prévisions probabilistes de la population, du revenu et des émissions de GES conçu dans le cadre de l’initiative Social Cost of Carbon de Resources for the Future. Le module du climat repose sur le modèle Finite Amplitude Impulse Response (un modèle du système terrestre largement utilisé et recommandé par les National Academies), qui tient compte des relations entre les émissions de GES, les concentrations atmosphériques de GES et la température moyenne à la surface du globe. Les prévisions socioéconomiques et les extrants du module du climat servent d’intrants au module des dommages, aux fins de l’estimation de la valeur pécuniaire des futurs dommages dus aux changements de température. Le module de l’actualisation calcule la valeur actualisée des dommages futurs causés par le climat à l’année des émissions au moyen d’un ensemble de taux d’actualisation dynamiques qui comprend une grande incertitude.

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Référence 23

Parmi les études réalisées par le ministère de la Santé, citons : Évaluation scientifique canadienne du smog (PDF) (2013), Évaluation des risques pour la santé humaine du dioxyde de soufre (2016), Évaluation des risques pour la santé humaine du dioxyde d’azote ambiant (PDF) (2016) et Évaluation scientifique canadienne des effets sur la santé des particules fines (PDF) (2022).

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Référence 24

Santé Canada - Impacts de la pollution atmosphérique sur la santé au Canada en 2018 (2024)

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Référence 25

Canada - Impacts sur la santé de la pollution de l’air au Canada provenant du transport, de l’industrie et de la combustion résidentielle (PDF) (2023)

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Référence 26

United States Environmental Protection Agency. 2023. Technical Support Document – Estimating the benefit per ton of reducing directly-emitted PM2.5, PM2.5 precursors and ozone precursors from 21 sectors (PDF) (en anglais seulement).

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Référence 27

Une variation d’un deciview représente le plus petit changement dans la qualité visuelle de l’air que l’œil humain peut percevoir. Une réduction d’un deciview représente une amélioration d’environ 10 % de la portée visuelle, peu importe sa valeur initiale. L’échelle des unités deciview commence à zéro (conditions parfaites) et augmente à mesure que la visibilité se dégrade.

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Référence 28

Net Zero Tracker. A Distinctly Private Pursuit: Not going net zero (avril 2024). (En anglais seulement.)

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Référence 29

Aux fins de la présente analyse, aucune distinction n’a été faite entre les sociétés d’État et les producteurs du secteur privé.

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Référence 30

L’ACA considère le coût de remise à neuf comme étant celui associé au remplacement d’un ancien groupe sur le même site par un nouveau groupe de type et de capacité équivalents. Un nouveau groupes est considéré comme un groupe remplaçant un ancien groupe sur le même site lorsqu’il utilise l’infrastructure d’un ancien groupe comme base, ce qui est beaucoup moins coûteux que la construction d’un nouveau groupe dans une nouvelle zone. La différence de coût la plus importante entre la construction d’un nouveau groupe sur un site existant et celle d’un nouveau groupe sur un nouveau site est la présence de lignes d’alimentation en combustible et de lignes de transmission d’électricité qui relient les groupes en amont et en aval. Le fait de ne pas avoir à assumer les dépenses associées à la mise en place de ces éléments d’infrastructure, lors de la construction sur un site existant, permet de réduire, en moyenne, le coût par MW.

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Référence 31

La répartition des 122 installations concernées est estimée comme suit : 91 installations du SCIAN 2211 (Production, transport et distribution d’électricité), 17 installations du SCIAN 2111 (Extraction de pétrole et de gaz), 7 installations du SCIAN 3221 (Usines de pâte à papier, de papier et de carton) et 7 installations du SCIAN 3251 (Fabrication de produits chimiques de base).

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Référence 32

Le chiffre de 766 milliards de dollars a été obtenu en additionnant les coûts totaux de 2024 à 2050 dans le scénario de référence pour les nouveaux investissements, les opérations fixes et la maintenance, la remise en état, le commerce international net, le carburant et les opérations variables et la maintenance. Ainsi, les 766 milliards de dollars sont directement comparables aux 31 milliards de dollars de coûts supplémentaires, déduction faite des économies de coûts prises en compte dans la présente section. Voir les notes de bas de page 10 et 30 pour plus de détails.

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Référence 33

Le chiffre de 679 milliards de dollars a été obtenu en additionnant les coûts totaux de 2024 à 2050 dans le scénario de référence pour les nouveaux investissements, les opérations et la maintenance fixes, la remise en état, le commerce international net, le carburant et les opérations et la maintenance variables. Ainsi, les 679 milliards de dollars sont directement comparables aux 9 milliards de dollars de coûts supplémentaires, déduction faite des économies de coûts prises en compte dans la présente section. Voir les notes de bas de page 10 et 29 pour plus de détails.

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Référence 34

ICC. The Road to Net Zero Electricity in Saskatchewan (PDF) (septembre 2024) (en anglais seulement).

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Référence 35

National Survey Summary Conducted by Nanos for the University of Ottawa (PDF) (juin 2024) (en anglais seulement).

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Référence 36

Déclaration conjointe du premier ministre Trudeau et du président Biden | Premier ministre du Canada

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Référence 37

United States Environmental Protection Agency – Greenhouse Gas Standards and Guidelines for Fossil Fuel-Fired Power Plants (août 2024) [en anglais seulement]

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Référence 38

United States Environmental Protection Agency – Nonregulatory Public Docket: Reducing Greenhouse Gas Emissions from Existing Gas Turbines at Power Plants (Novembre 2024) [en anglais seulement]

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Référence 39

Association Canadienne de l’énergie renouvelable - Recyclage des composantes d’éoliennes (PDF)

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Référence 40

Association Canadienne de l’énergie renouvelable - Recyclage des panneaux solaires (PDF)

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Référence 41

Gouvernement du Canada – Personnes les plus affectées par les changements climatiques

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Référence 42

United States Environmental Protection Agency – Climate change and the health of socially vulnerable people (en anglais seulement)

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Référence 43

Kulp & Strauss, Nature Communications – New elevation data triple estimates of global vulnerability to sea-level rise and coastal flooding (octobre 2019) (en anglais seulement)

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Référence 44

Gouvernement du Canada – Le Canada dans un climat en changement : Rapport (PDF) sur les enjeux nationaux - Collectivités rurales et éloignées

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Référence 45

Institut climatique du Canada – Résilience inclusive

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Référence 46

United States Environmental Protection Agency – Climate change and the health of socially vulnerable people (juillet 2024) (en anglais seulement)

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Référence 47

Gouvernement du Canada – Sources de pollution : l’électricité

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Référence 48

Régie de l’énergie du Canada – Profils énergétiques des provinces et territoires – Canada

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Référence 49

Santé Canada – Effets sur la santé de la pollution atmosphérique provenant des transports, de l’industrie et des habitations au Canada (2023) (PDF)

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Référence 50

International Energy Agency – Skills development and inclusivity for clean energy transitions (PDF) (septembre 2022) (en anglais seulement)

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Référence 51

International Energy Agency – The importance of focusing on jobs and fairness in clean energy transitions (2021) (en anglais seulement)

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Référence 52

Centre canadien d’information sur l’énergie - Énergie et emploi

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Référence 53

Ressources naturelles Canada – Bulletin d’information sur l’énergie 2022-2023 (PDF) (2022)

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Référence 54

Carley et Konisky, Nature Energy – The justice and equity implications of the clean energy transition (juin 2022) (en anglais seulement)

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Référence 55

Hanna, Heptonstall, & Gross, Sustainability Science – (janvier 2024) (en anglais seulement)

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Référence 56

International Energy Agency – Net zero by 2050: A roadmap for the global energy sector (PDF) (Octobre 2021) (en anglais seulement)

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Référence 57

Clean Energy Canada – The new reality (PDF) (Juin 2021) (en anglais seulement)

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Référence 58

International Labour Organisation – Green jobs and renewable energy: Low carbon, high employment (PDF) (en anglais seulement)

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Référence 59

Ressources humaines, industrie électrique du Canada – Électricité en demande : Aperçu du marché du travail 2023-2028

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Référence 60

Government of Canada – Plan pour des emplois durables (2023)

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Référence 61

Miller, Patel, Gorzitza, & Parkins, Université de l’Alberta – Community energy in Western Canada: Insights from case studies on small-scale renewable energy development (Juin 2023) (en anglais seulement)

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Référence 62

Statistique Canada. Estimation des taux de pauvreté énergétique en utilisant le Recensement de la population de 2021. Février 2024.

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Référence 63

Statistique Canada. Tendances désagrégées en matière de pauvreté tirées du Recensement de la population de 2021. Novembre 2022.

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Référence 64

Institut climatique du Canada. Électricité propre, énergie abordable. Juin 2023.

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Référence 65

Roosevelt Institute. Energy Price Stability: The Peril of Fossil fuels and the Promise of Renewables (en anglais seulement). Mai 2022

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Référence 66

Clean Energy Canada. A Clean Bill (en anglais seulement). Septembre 2023.

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Référence 67

Agence internationale de l’énergie. World Energy Outlook 2023 (PDF). Chapitre 4 : Secure and people-centered energy transitions (en anglais seulement). Octobre 2023.

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Référence 68

Organisation des Nations Unies. Département des Affaires Économiques et Sociales : Peuples autochtones (en anglais seulement).

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Référence 69

Gouvernement du Canada. Rapport sur le climat changeant du Canada. (PDF) Chapitre 5 : Évolution de la neige, de la glace et du pergélisol à l’échelle du Canada. 2019.

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Référence 70

Centre de collaboration nationale de la santé autochtone. Changements climatiques et santé des Autochtones du Canada. Mai 2022.

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Référence 71

Santé Canada. Le Canada dans un climat en changement : faire progresser nos connaissances pour agir. Février 2022.

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Référence 72

Statistique Canada. Tendances désagrégées de la pauvreté du Recensement de la population de 2021. Novembre 2022.

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Référence 73

Carmichael B. et al. A Methodology for the Assessment of Climate Change Adaptation Options for Cultural Heritage Sites (en anglais seulement). Climate, 8(8):88. Juillet 2020.

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Référence 74

Erlandson, J. M. As the world warms: Rising seas, coastal archaeology, and the erosion of maritime history (en anglais seulement). Journal of Insect Conservation, 16(2). Juin 2010.

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Référence 75

Indigenous Clean Energy. Energy foundations: (PDF) The Value Proposition for Financing Energy Efficient Homes in Indigenous Communities Canada-Wide (PDF) (avril 2021) (en anglais seulement).

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Référence 76

Ressources naturelles Canada. Propulser le Canada dans l’avenir : Construire un réseau électrique propre, abordable et fiable pour toutes les régions du Canada (2023).

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Référence 77

Gouvernement du Canada. Budget de 2024. Chapitre 4 – Croissance économique pour chaque génération.

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Règlement sur l’électricité propre : DORS/2024-263

Règlement sur l’électricité propre

Objet

Définitions et interprétation

Champ d’application

Enregistrement

Interdiction

Obligations

Exemptions

Quantification

Combustion de combustible fossile

Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions

Méthode fondée sur le combustible

Énergie thermique utile

Électricité utilisée à l’installation

Captage et stockage de carbone

Vecteurs énergétiques

Situations d’urgence

Crédits compensatoires canadiens

Unités de conformité

Délivrance

Remise

Échantillonnage et données manquantes

Exactitude des données

Erreurs et omissions

Rapports

Consignation des renseignements

Langue des documents

Modifications corrélatives

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

Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel

Abrogations

Entrée en vigueur

ANNEXE 1

Rapport du contrôleur de l’essai de rendement — renseignements exigés

ANNEXE 2

Rapport d’enregistrement — renseignements exigés

ANNEXE 3

Notes du tableau 1

ANNEXE 4

Rapport sur le SMECE — renseignements exigés

ANNEXE 5

Rapport sur les émissions — renseignements exigés

ANNEXE 6

Rapport de rapprochement — renseignements exigés

ANNEXE 7

Avis de cessation définitive de production d’électricité — renseignements exigés

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

Résumé

Enjeux

Contexte

Dommages causés par les changements climatiques et efforts déployés au niveau mondial pour parvenir à une économie carboneutre

Note(s) du tableau c1

Rendement et engagements du Canada en matière de réduction des émissions de GES

Initiatives visant à réduire les émissions de GES dans le secteur de la production d’électricité au Canada

Réseau électrique du Canada : composition, génération, émissions et technologies

Note(s) du tableau c2

Note(s) du tableau c3

Compétitivité économique

Objectif

Description

Application

Limite d’émission annuelle

Calendrier associé à l’interdiction prévue par le Règlement

Groupes planifiés

Acceptation anticipée

Respect de l’interdiction

Crédits compensatoires canadiens

Unités de conformité : Émission, remise, mise en réserve et mise en commun

Émission et remise des unités de conformité

Unités de conformité transférables : émission et remise (« mise en commun »)

Échanger l’admissibilité pour émettre et remettre des unités transférables

Mise en réserve d’unités de conformité

Cogénération

Urgences

Vecteurs énergétiques

Comptabilité indirecte pour le gaz naturel renouvelable

Enregistrements et rapports

Erreurs et omissions

Modifications connexes