Canada Gazette du Part I

Canada Gazette du Part I
Vol. 148, no 23
Vol. 148, No. 23
Canada
Gazette
Gazette
du Canada
Part I
Partie I
OTTAWA, LE samedi 7 juin 2014
OTTAWA, Saturday, June 7, 2014
NOTICE TO READERS
The Canada Gazette is published under the authority of the
Statutory Instruments Act. It consists of three parts as described
below:
Part I
Material required by federal statute or regulation to
be published in the Canada Gazette other than items
identified for Part II and Part III below — Published
every Saturday
Part II
Statutory instruments (regulations) and other classes
of statutory instruments and documents — Published
January 1, 2014, and at least every second
Wednesday thereafter
Part III
Public Acts of Parliament and their enactment
proclamations — Published as soon as is reasonably
practicable after royal assent
The two electronic versions of the Canada Gazette are available
free of charge. A Portable Document Format (PDF) version of
Part I, Part II and Part III as an official version since April 1, 2003,
and a HyperText Mark-up Language (HTML) version of Part I and
Part II as an alternate format are available on the Canada Gazette
Web site at http://gazette.gc.ca. The HTML version of the enacted
laws published in Part III is available on the Parliament of Canada
Web site at http://www.parl.gc.ca.
Requests for insertion should be directed to the Canada
Gazette Directorate, Public Works and Government Services
Canada, 350 Albert Street, 5th Floor, Ottawa, Ontario K1A 0S5,
613-996-2495 (telephone), 613-991-3540 (fax).
Bilingual texts received as late as six working days before the
requested Saturday’s date of publication will, if time and other
resources permit, be scheduled for publication that date.
For information regarding reproduction rights, please contact
Public Works and Government Services Canada by email at
questions@tpsgc-pwgsc.gc.ca.
© Her Majesty the Queen in Right of Canada, 2014
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2014
AVIS AU LECTEUR
La Gazette du Canada est publiée conformément aux
dispositions de la Loi sur les textes réglementaires. Elle est
composée des trois parties suivantes :
Partie I
Textes devant être publiés dans la Gazette du
Canada conformément aux exigences d’une loi
fédérale ou d’un règlement fédéral et qui ne satisfont
pas aux critères de la Partie II et de la Partie III —
Publiée le samedi
Partie II Textes réglementaires (Règlements) et autres
catégories de textes réglementaires et de documents —
Publiée le 1er janvier 2014 et au moins tous les deux
mercredis par la suite
Partie III Lois d’intérêt public du Parlement et les proclamations
énonçant leur entrée en vigueur — Publiée aussitôt que
possible après la sanction royale
Les deux versions électroniques de la Gazette du Canada sont
offertes gratuitement. Le format de document portable (PDF) de la
Partie I, de la Partie II et de la Partie III à titre de version officielle
depuis le 1er avril 2003 et le format en langage hypertexte (HTML)
de la Partie I et de la Partie II comme média substitut sont
disponibles sur le site Web de la Gazette du Canada à l’adresse
http://gazette.gc.ca. La version HTML des lois sanctionnées
publiées dans la Partie III est disponible sur le site Web du
Parlement du Canada à l’adresse http://www.parl.gc.ca.
Les demandes d’insertion doivent être envoyées à la Direction
de la Gazette du Canada, Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada, 350, rue Albert, 5e étage, Ottawa
(Ontario) K1A 0S5, 613-996-2495 (téléphone), 613-991-3540
(télécopieur).
Un texte bilingue reçu au plus tard six jours ouvrables avant
la date de parution demandée paraîtra, le temps et autres ressources
le permettant, le samedi visé.
Pour obtenir des renseignements sur les droits de reproduction,
veuillez communiquer avec Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada par courriel à l’adresse questions@
tpsgc-pwgsc.gc.ca.
ISSN 1494-6076
© Sa Majesté la Reine du Chef du Canada, 2014
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141291
TABLE OF CONTENTS
TABLE DES MATIÈRES
Vol. 148, No. 23 — June 7, 2014
Vol. 148, no 23 — Le 7 juin 2014
Government notices ............................................................1292
Avis du gouvernement ........................................................1292
Parliament
House of Commons .........................................................1294
Bills assented to ..............................................................1294
Chief Electoral Officer ....................................................1294
Parlement
Chambre des communes .................................................1294
Projets de loi sanctionnés ................................................1294
Directeur général des élections .......................................1294
Commissions .......................................................................1295
(agencies, boards and commissions)
Commissions .......................................................................1295
(organismes, conseils et commissions)
Miscellaneous notices .........................................................1307
(banks; mortgage, loan, investment, insurance and
railway companies; other private sector agents)
Avis divers ...........................................................................1307
(banques; sociétés de prêts, de fiducie et
d’investissements; compagnies d’assurances et de
chemins de fer; autres agents du secteur privé)
Proposed regulations ...........................................................1310
(including amendments to existing regulations)
Règlements projetés ............................................................1310
(y compris les modifications aux règlements existants)
Index ...................................................................................1473
Index ...................................................................................1474
Supplements
Suppléments
Copyright Board
Commission du droit d’auteur
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141292
GOVERNMENT NOTICES
AVIS DU GOUVERNEMENT
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Order 2014-87-04-02 Amending the Non-domestic Substances
List
Arrêté 2014-87-04-02 modifiant la Liste extérieure
Whereas, pursuant to subsections 87(1) and (5) of the Canadian
Environmental Protection Act, 19991a, the Minister of the Environment has added the substances referred to in the annexed Order to
the Domestic Substances List2b;
Therefore, the Minister of the Environment, pursuant to subsections 87(1) and (5) of the Canadian Environmental Protection Act,
1999a, makes the annexed Order 2014-87-04-02 Amending the
Non-domestic Substances List.
Gatineau, May 26, 2014
LEONA AGLUKKAQ
Minister of the Environment
Attendu que, conformément aux paragraphes 87(1) et (5) de la
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)1a, la
ministre de l’Environnement a inscrit sur la Liste intérieure2b les
substances visées par l’arrêté ci-après,
À ces causes, en vertu des paragraphes 87(1) et (5) de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a, la
ministre de l’Environnement prend l’Arrêté 2014-87-04-02 modifiant la Liste extérieure, ci-après.
Gatineau, le 26 mai 2014
La ministre de l’Environnement
LEONA AGLUKKAQ
ORDER 2014-87-04-02 AMENDING THE
NON-DOMESTIC SUBSTANCES LIST
ARRÊTÉ 2014-87-04-02 MODIFIANT
LA LISTE EXTÉRIEURE
AMENDMENT
MODIFICATION
1
1. Part I of the Non-domestic Substances List3 is amended by
deleting the following:
1. La partie I de la Liste extérieure31 est modifiée par radiation de ce qui suit :
638-38-0
61128-47-0
68855-43-6
103458-58-8
128116-83-6
142636-89-3
142982-21-6
638-38-0
61128-47-0
68855-43-6
103458-58-8
128116-83-6
142636-89-3
142982-21-6
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
2. This Order comes into force on the day on which Order
2014-87-04-01 Amending the Domestic Substances List comes
into force.
2. Le présent arrêté entre en vigueur à la date d’entrée en
vigueur de l’Arrêté 2014-87-04-01 modifiant la Liste intérieure.
[23-1-o]
[23-1-o]
a
a
b
b
S.C. 1999, c. 33
SOR/94-311
1
Supplement, Canada Gazette, Part I, January 31, 1998
L.C. 1999, ch. 33
DORS/94-311
Supplément, Partie I de la Gazette du Canada, 31 janvier 1998
1
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141293
DEPARTMENT OF PUBLIC SAFETY AND EMERGENCY
PREPAREDNESS
MINISTÈRE DE LA SÉCURITÉ PUBLIQUE ET DE LA
PROTECTION CIVILE
CRIMINAL CODE
CODE CRIMINEL
Designation as fingerprint examiner
Désignation à titre de préposé aux empreintes digitales
Pursuant to subsection 667(5) of the Criminal Code, I hereby
designate the following persons of the Royal Canadian Mounted
Police as fingerprint examiners:
David Westin
Vanessa Philpott
Ottawa, May 28, 2014
KATHY THOMPSON
Assistant Deputy Minister
Community Safety and Countering Crime Branch
En vertu du paragraphe 667(5) du Code criminel, je nomme par
la présente les personnes suivantes de la Gendarmerie royale du
Canada à titre de préposé aux empreintes digitales :
David Westin
Vanessa Philpott
Ottawa, le 28 mai 2014
La sous-ministre adjointe
Secteur de la sécurité communautaire et
de la lutte contre le crime
KATHY THOMPSON
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141294
PARLIAMENT
PARLEMENT
HOUSE OF COMMONS
CHAMBRE DES COMMUNES
Second Session, Forty-First Parliament
Deuxième session, quarante et unième législature
PRIVATE BILLS
PROJETS DE LOI D’INTÉRÊT PRIVÉ
Standing Order 130 respecting notices of intended applications
for private bills was published in the Canada Gazette, Part I, on
October 19, 2013.
For further information, contact the Private Members’ Business
Office, House of Commons, Centre Block, Room 134-C, Ottawa,
Ontario K1A 0A6, 613-992-6443.
L’article 130 du Règlement relatif aux avis de demande de projets de loi d’intérêt privé a été publié dans la Partie I de la Gazette
du Canada du 19 octobre 2013.
Pour de plus amples renseignements, prière de communiquer
avec le Bureau des affaires émanant des députés, Chambre des
communes, Édifice du Centre, pièce 134-C, Ottawa (Ontario)
K1A 0A6, 613-992-6443.
La greffière de la Chambre des communes
AUDREY O’BRIEN
AUDREY O’BRIEN
Clerk of the House of Commons
ROYAL ASSENT
SANCTION ROYALE
Friday, May 30, 2014
Le vendredi 30 mai 2014
On Thursday, May 29, 2014, His Excellency the Governor General signified assent in Her Majesty’s name to the Bills listed below.
Le jeudi 29 mai 2014, Son Excellence le Gouverneur général a
accordé la sanction royale au nom de Sa Majesté aux projets de loi
mentionnés ci-dessous.
La sanction a été octroyée par déclaration écrite, conformément
à la Loi sur la sanction royale, L.C. 2002, ch. 15. Aux termes de
l’article 5 de cette loi, « la déclaration écrite porte sanction royale
le jour où les deux chambres du Parlement en ont été avisées ».
Assent was signified by written declaration, pursuant to the
Royal Assent Act, S.C. 2002, c. 15. Section 5 of that Act provides
that each Act “. . . is deemed to be assented to on the day on which
the two Houses of Parliament have been notified of the
declaration.”
The Senate was notified of the written declaration on Thursday, May 29, 2014.
The House of Commons was notified of the written declaration
on Thursday, May 29, 2014.
An Act restricting the fees charged by promoters of the disability
tax credit and making consequential amendments to the Tax
Court of Canada Act
(Bill C-462, chapter 7, 2014)
An Act to amend the Canada Grain Act and the Canada Transportation Act and to provide for other measures
(Bill C-30, chapter 8, 2014)
GARY W. O’BRIEN
Clerk of the Senate and
Clerk of the Parliaments
Le Sénat a été informé de la déclaration écrite le jeudi
29 mai 2014.
La Chambre des communes a été informée de la déclaration
écrite le jeudi 29 mai 2014.
Loi limitant les frais imposés par les promoteurs du crédit d’impôt pour personnes handicapées et apportant des modifications corrélatives à la Loi sur la Cour canadienne de l’impôt
(Projet de loi C-462, chapitre 7, 2014)
Loi modifiant la Loi sur les grains du Canada et la Loi sur les
transports au Canada et prévoyant d’autres mesures
(Projet de loi C-30, chapitre 8, 2014)
Le greffier du Sénat et
greffier des Parlements
GARY W. O’BRIEN
[23-1-o]
[23-1-o]
CHIEF ELECTORAL OFFICER
DIRECTEUR GÉNÉRAL DES ÉLECTIONS
CANADA ELECTIONS ACT
LOI ÉLECTORALE DU CANADA
Determination of number of electors
Établissement du nombre d’électeurs
Notice is hereby given that the above-mentioned notice was published as Extra Vol. 148, No. 1, on Friday, May 30, 2014.
Avis est par les présentes donné que l’avis susmentionné a été
publié dans l’édition spéciale vol. 148, no 1, le vendredi 30 mai
2014.
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141295
COMMISSIONS
COMMISSIONS
CANADA REVENUE AGENCY
AGENCE DU REVENU DU CANADA
INCOME TAX ACT
LOI DE L’IMPÔT SUR LE REVENU
Revocation of registration of charities
Révocation de l’enregistrement d’organismes de bienfaisance
The following notice of proposed revocation was sent to the
charities listed below revoking them for failure to meet the parts of
the Income Tax Act as listed in this notice:
“Notice is hereby given, pursuant to paragraph 168(1)(b) and to
subsections 168(2) and 248(1) of the Income Tax Act, that I propose to revoke the registration of the organizations listed below
and that the revocation of the registration is effective on the date
of publication of this notice.”
L’avis d’intention de révocation suivant a été envoyé aux organismes de bienfaisance indiqués ci-après parce qu’ils n’ont pas
respecté les parties de la Loi de l’impôt sur le revenu tel qu’il est
indiqué ci-dessous :
« Avis est donné par les présentes que, conformément à l’alinéa 168(1)b) et aux paragraphes 168(2) et 248(1) de la Loi de
l’impôt sur le revenu, j’ai l’intention de révoquer l’enregistrement des organismes mentionnés ci-dessous et que la révocation
de l’enregistrement entre en vigueur à la publication du présent
avis. »
Business Number
Numéro d’entreprise
119028652RR0001
119284404RR0001
834629354RR0001
Name/Nom
Address/Adresse
ACCUEIL PÈRE ÉMILIEN CARRIER INC., LA BAIE (QC)
ABERDEEN HEALTH AND COMMUNITY SERVICES, BRANT-NORFOLK-HALDIMAND, BRANTFORD, ONT.
THE ERESMAN FAMILY FOUNDATION, CALGARY, ALTA.
CATHY HAWARA
Director General
Charities Directorate
La directrice générale
Direction des organismes de bienfaisance
CATHY HAWARA
[23-1-o]
[23-1-o]
CANADA REVENUE AGENCY
AGENCE DU REVENU DU CANADA
INCOME TAX ACT
LOI DE L’IMPÔT SUR LE REVENU
Revocation of registration of charities
Révocation de l’enregistrement d’organismes de bienfaisance
Following a request from the charities listed below to have their
status as a charity revoked, the following notice of intention to
revoke was sent:
“Notice is hereby given, pursuant to paragraph 168(1)(a) of the
Income Tax Act, that I propose to revoke the registration of the
charities listed below and that by virtue of paragraph 168(2)(a)
thereof, the revocation of the registration is effective on the date
of publication of this notice in the Canada Gazette.”
À la suite d’une demande présentée par les organismes de bienfaisance indiqués ci-après, l’avis d’intention de révocation suivant
a été envoyé :
« Avis est donné par les présentes que, conformément à l’alinéa 168(1)a) de la Loi de l’impôt sur le revenu, j’ai l’intention de
révoquer l’enregistrement des organismes de bienfaisance mentionnés ci-dessous en vertu de l’alinéa 168(2)a) de cette loi et
que la révocation de l’enregistrement entre en vigueur à la publication du présent avis dans la Gazette du Canada. »
Business Number
Numéro d’entreprise
Name/Nom
Address/Adresse
101835536RR0001
106918279RR0001
107020307RR0007
107470528RR0001
107816134RR0001
108077231RR0001
LA FONDATION DES AMIS DE L’INSTITUT CATHOLIQUE DE MONTRÉAL, LAVAL (QC)
CHRISTIAN APOSTOLIC CHURCH, VANCOUVER, B.C.
ST. PAUL’S ANGLICAN CHURCH, EAR FALLS, ONT.
HASTINGS TOWNSITE CHILD CARE SOCIETY, VANCOUVER, B.C.
PARKMINSTER CHURCH NURSERY SCHOOLS, WATERLOO, ONT.
THE CHURCHES’ COUNCIL ON THEOLOGICAL EDUCATION IN CANADA: AN ECUMENICAL FOUNDATION - LE CONSEIL DES
ÉGLISES POUR L’ÉDUCATION THÉOLOGIQUE AU CANADA : UNE FONDATION ŒCUMÉNIQUE, CAMBRIDGE, ONT.
CANA CENTRE DE RESSOURCEMENT POUR COUPLES, DORVAL (QC)
ÉCOLE CEDAR HILL SCHOOL SOCIETY, VICTORIA, B.C.
CORI MEDICAL & EDUCATIONAL CHARITIES, WINDSOR, ONT.
FONDS POUR LES DONS CHARITABLES PAR LES EMPLOYÉS DE STADACONA INC., QUÉBEC (QC)
FINNISH UNITED CHURCH, BELLEVILLE, ONT.
GREEK FREE EVANGELICAL CHURCH, TORONTO, SCARBOROUGH, ONT.
THE MUSQUODOBOIT VALLEY MEMORIAL HEALTHCARE AUXILIARY, MUSQUODOBOIT VALLEY, N.S.
MACCAN UNITED BAPTIST CHURCH, MACCAN, N.S.
118828201RR0001
118841832RR0001
118875897RR0001
118899657RR0001
118915867RR0001
118947175RR0001
118990100RR0001
119026847RR0001
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141296
Business Number
Numéro d’entreprise
Name/Nom
Address/Adresse
119185999RR0001
119232866RR0001
119258077RR0001
119259737RR0001
119288918RR0765
119431856RR0001
120823075RR0001
131295347RR0001
131710766RR0001
132389446RR0001
133080218RR0001
135902575RR0001
138070446RR0001
139482491RR0001
140113143RR0001
802837674RR0001
804167203RR0001
805885209RR0001
810249896RR0001
811673466RR0001
815044144RR0001
820893816RR0001
826633273RR0001
829059955RR0001
844111799RR0001
848496683RR0001
850075276RR0001
850884073RR0001
851244012RR0001
855076329RR0001
856611710RR0001
859932915RR0001
861055689RR0001
863749370RR0001
868822214RR0001
869978841RR0001
870783131RR0001
875325318RR0001
880207428RR0001
885226027RR0001
886713098RR0001
889246773RR0001
889385449RR0001
889675062RR0001
889766200RR0001
890961378RR0001
891459489RR0001
891481160RR0001
892248139RR0001
894684083RR0001
895405082RR0001
896770245RR0001
897456794RR0001
ST. LUKE’S LUTHERAN CHURCH, LAMPMAN, SASK.
THE FERRY POINT CEMETERY, DONALDA, ALTA.
THE STROW FOUNDATION, COLLINGWOOD, ONT.
THE TOURING PLAYERS’ THEATRE OF CANADA, ORILLIA, ONT.
CONGRÉGATION DES TÉMOINS DE JÉHOVAH DE SAINTE-THÉRÈSE-CENTRE (QUÉBEC), BOISBRIAND (QC)
FRIENDS OF MT. REVELSTOKE & GLACIER, REVELSTOKE, B.C.
COMMUNAUTÉ CHRÉTIENNE ST-FRANÇOIS DE VAL D’OR INC., VAL-D’OR (QC)
CENTRE VIMONT, MONTRÉAL (QC)
PARTNERS IN ATLANTIC CANADA EVANGELISM, HAMMONDS PLAINS, N.S.
FOOTHILLS COMMUNITY CHURCH, PINCHER CREEK, ALTA.
ONTARIO BLOCK PARENT PROGRAM INCORPORATED, LONDON, ONT.
SELF HELP ALLIANCE WATERLOO WELLINGTON, KITCHENER, ONT.
JAYMAC FOUNDATION, VANCOUVER, B.C.
VICTORY WAY BAPTIST CHURCH, QUESNEL, B.C.
LAVAL EN FLEURS (1988), LAVAL (QC)
SERVICE CHARITIES COUNCIL OF OAKVILLE, OAKVILLE, ONT.
PAISLEY FRIENDS OF THE LIBRARY, PAISLEY, ONT.
CALGARY SCIENCE SCHOOL FOUNDATION, CALGARY, ALTA.
PRIESTLY FRATERNITY OF ST. PETER-TORONTO, THOROLD SOUTH, ONT.
THE JAMES L. ATKINSON FAMILY CHARITABLE FOUNDATION, CALGARY, ALTA.
DAVID’S HARP SCHOLARSHIP FUND, BRAMPTON, ONT.
ALZHEIMER’S FOUNDATION FOR CAREGIVING IN CANADA INC., NEW YORK, N.Y., U.S.A.
CALVARY FELLOWSHIP NORTH VANCOUVER, NORTH VANCOUVER, B.C.
URBATEX-QUÉBEC, OTTAWA (ONT.)
LASTING FOOTPRINT ARTS FOUNDATION, VANCOUVER, B.C.
CRAVE MINISTRIES ASSOCIATION, CHILLIWACK, B.C.
UNIVERSAL FREE CHURCH OF JESUS CHRIST INC., WOODMORE, MAN.
GROUPE VISION NOUVELLE, MONTRÉAL (QC)
THE BILL CONNELLY COMMUNITY EDUCATION CHARITY, OTTAWA, ONT.
INSTRUMENT LENDERS CANADA, STRATFORD, ONT.
FOUNDRY THEATRE COMPANY, TORONTO, ONT.
BALA LEARNING CENTRE, BRACEBRIDGE, ONT.
RIVERSIDE COMMUNITY CHURCH, PRINCE GEORGE, B.C.
ON THE WAY BAPTIST CHURCH, WOODSTOCK, ONT.
STANDING OVATION, PICTON, ONT.
GRACE CHURCH, MONTRÉAL, QUE.
JUSTICE RONALD B. LESTER MEMORIAL YOUTH FOUNDATION, THUNDER BAY, ONT.
FATHER SEAN O’SULLIVAN BAY STREET COUNCIL NO. 12248 CHARITABLE WELFARE TRUST, ETOBICOKE, ONT.
MISSISSAUGA HOMES FOR INDEPENDENT LIVING, MISSISSAUGA, ONT.
PARKLAND FIRST PRESBYTERIAN CHURCH, STONY PLAIN, B.C.
THE D. & H. BRING FOUNDATION, ABBOTSFORD, B.C.
LES FOURMIS DE DISRAELI INC., DISRAELI (QC)
DURANNO KOREAN ALLIANCE CHURCH, BURNABY, B.C.
DYSTONIA MEDICAL RESEARCH FOUNDATION TORONTO CHAPTER, TORONTO, ONT.
PEI SENIORS SAFETY PROGRAM INC., CHARLOTTETOWN, P.E.I.
MEDICINE HAT AND DISTRICT CITIZEN ADVOCACY SOCIETY, MEDICINE HAT, ALTA.
ÉGLISE CHRÉTIENNE CONGRÉGATIONALISTE DU QUÉBEC, LASALLE (QC)
CANADIAN MUSIC COMPETITIONS (ONTARIO) INC., OTTAWA REGIONAL COMMITTEE, OTTAWA, ONT.
MAYERTHORPE AREA COMMUNITY FOUNDATION, MAYERTHORPE, ALTA.
F.M.G. MINISTRIES, EDMONTON, ALTA.
LA PETITE FERME DU COTEAU INC., ALMA (QC)
JAMAATO AKHWANNIL MUSLIMEEN OF ETOBICOKE, ETOBICOKE, ONT.
ELIZA J. DE WAARD FAMILY FOUNDATION, WAINFLEET, ONT.
CATHY HAWARA
Director General
Charities Directorate
La directrice générale
Direction des organismes de bienfaisance
CATHY HAWARA
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141297
CANADA-NOVA SCOTIA OFFSHORE PETROLEUM
BOARD
OFFICE CANADA — NOUVELLE-ÉCOSSE DES
HYDROCARBURES EXTRACÔTIERS
CANADA-NOVA SCOTIA OFFSHORE PETROLEUM
RESOURCES ACCORD IMPLEMENTATION ACT
LOI DE MISE EN ŒUVRE DE L’ACCORD CANADA —
NOUVELLE-ÉCOSSE SUR LES HYDROCARBURES
EXTRACÔTIERS
Call for Bids No. NS14-1
Appel d’offres no NS14-1
The Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board (the
“Board”) hereby gives notice of a call for submission of bids for
four Exploration Licences covering those lands in the Nova Scotia
offshore area described in Appendix I (the “Lands”).
This notice of Call for Bids No. NS14-1 is made pursuant to the
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Act, S.C. 1988, c. 28, as amended, and the CanadaNova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation (Nova Scotia) Act, S.N.S. 1987, c. 3, as amended (the
“Legislation”).
The following is a summary of Call for Bids No. NS14-1:
(a) Bids must be received by the Board before 4 p.m., Atlantic
Daylight Time (ADT), October 30, 2014.
(b) Bids must be accompanied by a confirmation of operating
experience that satisfies the Board that the Bidder, its parent
company or an affiliated company has operated, or has been a
joint operator, in the drilling of exploration wells in water depths
greater than 800 metres in the past 10 years. Confirmation of
operating experience must be submitted in a sealed envelope
marked “CONFIRMATION OF OPERATING EXPERIENCE
FOR CALL FOR BIDS No. NS14-1 — DEEPWATER PARCELS”, to be opened prior to considering the Bid.
(c) All bids must be submitted in accordance with the terms and
conditions of Call for Bids No. NS14-1 and must be submitted
in a separate sealed envelope marked “CALL FOR BIDS
No. NS14-1 (Parcel # _ )”, to be opened if the confirmation of
operating experience satisfies the Board.
(d) The Board may amend this Call for Bids at any time up to
10 days prior to the Closing Date. Any amendment made to the
Call for Bids shall be published on the Call for Bids Web site
(www.callforbids.ca).
(e) The public is invited to submit written comments to the
Board on the Lands included in the Call for Bids. The deadline
for the submission of written comments is 60 days after the
announcement of the Call for Bids on the Board’s Web site. Any
comments received by the deadline will be made publicly available on the Call for Bids Web site at www.callforbids.ca.
(f) Bidding on each parcel will be based solely on the amount of
money proposed to be expended on the exploration of the parcel
within Period 1 of the term of the Exploration Licence (“Work
Expenditure Bid”), determined in accordance with the Schedule
of Allowable Expenditures as defined in Schedule B of the
Exploration Licence attached as Appendix III in the Terms and
Conditions of Call for Bids No. NS14-1.
(g) The minimum bid that will be considered is $1,000,000 of
work expenditure.
(h) The Board is not obliged to accept any bid, nor is the Board
required to issue an interest as the result of this Call for Bids.
(i) Each Bid must be accompanied by a Bid Deposit in the
amount of $10,000, in the form of a certified cheque or bank
draft payable to the Receiver General for Canada. The successful bidder will receive a refund of the Bid Deposit, without interest, if the Work Deposit is posted within the time specified and
any outstanding Environmental Studies Research Fund (ESRF)
levies are paid as described below.
L’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (l’Office) donne avis d’un appel d’offres relativement à quatre permis d’exploration visant les terres de la région extracôtière
de la Nouvelle-Écosse décrites à l’annexe I (les terres).
Cet avis de l’appel d’offres no NS14-1 est donné conformément
à la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse
sur les hydrocarbures extracôtiers, L.C. 1988, ch. 28, et ses modifications, et à la Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources
Accord Implementation (Nova Scotia) Act, S.N.S. 1987, ch. 3, et
ses modifications (les lois).
Ce qui suit est un sommaire de l’appel d’offres no NS14-1 :
a) Les soumissions doivent être reçues par l’Office avant
16 h, heure avancée de l’Atlantique, le 30 octobre 2014.
b) Les soumissions doivent être accompagnées d’une confirmation d’expérience, acceptable à l’Office, attestant que le soumissionnaire, sa société mère ou une société affiliée ont exercé, au
cours des 10 dernières années, seules ou en coentreprise, des
activités de forage de puits d’exploration dans des eaux d’une
profondeur supérieure à 800 mètres. La confirmation de l’expérience d’exploitation doit être déposée dans une enveloppe scellée portant la mention « CONFIRMATION D’EXPÉRIENCE
D’EXPLOITATION POUR L’APPEL D’OFFRES No NS14-1 —
PARCELLES EN EAU PROFONDE », laquelle sera ouverte
avant l’étude de la soumission.
c) Toutes les soumissions doivent être conformes aux modalités
précisées dans l’appel d’offres no NS14-1 et être déposées dans
une enveloppe scellée distincte portant la mention « APPEL
D’OFFRES No NS14-1 (Parcelle # _ ) » qui sera ouverte si la
confirmation de l’expérience d’exploitation est satisfaisante aux
yeux de l’Office.
d) L’Office peut modifier l’appel d’offres à tout moment jusqu’à
10 jours avant la date de clôture. Les modifications à l’appel
d’offres seront publiées sur le site Web de l’appel d’offres, à
www.callforbids.ca.
e) Le public est invité à soumettre des observations écrites à
l’Office relativement aux parcelles visées par l’appel d’offres.
La date limite pour le dépôt de commentaires écrits est 60 jours
après l’annonce de l’appel d’offres sur le site Web de l’Office.
Les commentaires reçus au plus tard à l’échéance seront publiés
sur le site Web de l’appel d’offres, au www.callforbids.ca.
f) Le choix du soumissionnaire pour chaque parcelle sera fait
exclusivement en fonction du montant que le soumissionnaire
propose de dépenser pour les travaux d’exploration qui seront
réalisés sur les parcelles au cours de la période 1 de la durée du
permis d’exploration (« montant des dépenses prévues »), montant déterminé conformément à la liste des dépenses autorisées
définies à l’annexe B du permis d’exploration joint comme
annexe III aux modalités de l’appel d’offres no NS14-1.
g) La soumission la moins élevée qui sera prise en considération
est de 1 000 000 $ de travaux.
h) L’Office n’est tenu d’accepter aucune soumission ni de délivrer une manifestation d’intérêt à la suite de l’appel d’offres.
i) Chaque soumission doit être accompagnée d’une caution de
10 000 $ sous forme de chèque certifié ou de traite bancaire
payable à l’ordre du receveur général du Canada. Le soumissionnaire retenu recevra le remboursement de la caution, sans
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(j) The successful bidder will be required to post security for the
performance of work. The amount of the required security will
be 25% of its Work Expenditure Bid. The successful bidder must
post this Work Deposit within 30 days of being notified that its
bid was successful, as a condition of issuance of the Exploration
Licence. This Work Deposit is refundable to the extent of
25% of approved Allowable Expenditures, described in the form
of Exploration Licence.
(k) In accordance with the legislation, prior to the authorization
of any petroleum-related activities on the Lands, the operator
must demonstrate to the satisfaction of the Board that such activities can be conducted in an environmentally safe manner. Special precautions, such as enhanced environmental assessments,
more stringent mitigation measures and environmental effects
monitoring, may be required in some cases.
(l) Upon issuance of the Exploration Licence, the successful bidder must pay Environmental Studies Research Fund (ESRF) levies under Part VII of the Canada Petroleum Resources Act,
R.S.C. 1985, c. 36 (2nd Supp.) [see www.esrfunds.org].
(m) Please note an additional provision will apply with respect to
Exploration Licences for Parcel 1 (Call for Bids No. NS14-1):
The Lands include a portion of Shortland Canyon, which has
been designated as critical habitat area under the Species at Risk
Act respecting the endangered Northern Bottlenose Whale, Scotian Shelf population. Any approved activity within or near this
area may require enhanced mitigation and may require certain
limitations for the protection of this species and the prevention
of the destruction of critical habitat.
(n) Please note an additional provision will apply with respect to
Exploration Licences for Parcel 2 (Call for Bids No. NS14-1):
The Lands include a portion of Haldimand Canyon, which has
been designated as critical habitat area under the Species at Risk
Act respecting the endangered Northern Bottlenose Whale, Scotian Shelf population. Any approved activity within or near this
area may require enhanced mitigation and may require certain
limitations for the protection of this species and the prevention
of the destruction of critical habitat.
(o) A Canada-Nova Scotia Benefits Plan must be submitted to,
and approved by, the Board prior to the approval of any development plan, or the authorization of any other work or activity in
the Nova Scotia offshore area. Canada-Nova Scotia Benefits
Plan Guidelines can be found at www.cnsopb.ns.ca.
(p) Before carrying out any work or activity in the offshore area,
an operator must first obtain an Operating Licence. (q) No activities related to the exploration for, development of,
or transportation of petroleum on the Lands can be conducted
without a specific authorization issued by the Board. Operators
are required to meet certain regulatory requirements before the
Board can approve offshore petroleum-related activities. The
regulatory framework which governs offshore petroleum operations consists of the legislation, its regulations, and Board
guidelines and policies.
(r) Any licence that may be issued shall be in the form of the
Exploration Licence attached to Call for Bids No. NS14-1 as
Appendix III.
(s) Each resulting Significant Discovery Licence shall be in the
form attached to Call for Bids No. NS14-1 as Appendix IV.
(t) Failure to comply with the Call for Bids or any term or condition of the Exploration Licence or resulting Significant Discovery Licence or Production Licence may result in cancellation of
the respective Licence.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141298
intérêt, si le cautionnement d’exécution est déposé dans le délai
imparti et que les prélèvements pour le Fonds de recherche
d’études environnementales (FRÉE) sont acquittés de la façon
décrite ci-dessous.
j) Le soumissionnaire retenu devra déposer une sûreté pour
l’exécution des travaux. Le montant de la sûreté sera de 25 % du
montant des dépenses prévues. Le soumissionnaire retenu doit,
comme condition préalable à l’émission du permis d’exploration, déposer ce cautionnement dans les 30 jours de l’avis qui lui
est donné que sa soumission a été retenue. Le cautionnement
d’exécution est remboursable jusqu’à concurrence de 25 % des
dépenses autorisées approuvées, tel que le tout est décrit plus en
détail dans le formulaire de permis d’exploration.
k) Conformément aux lois, avant que l’autorisation de procéder
à une activité pétrolière sur les parcelles ne soit accordée, l’exploitant doit démontrer, à la satisfaction de l’Office, que les activités peuvent être menées sans danger pour l’environnement.
Des précautions spéciales, par exemple des évaluations environnementales, des mesures d’atténuation et une surveillance des
effets environnementaux plus strictes, pourront être exigées dans
certains cas.
l) À la délivrance du permis d’exploration, le soumissionnaire
retenu doit verser au Fonds pour l’étude de l’environnement
les prélèvements prévus à la partie VII de la Loi fédérale sur les
hydrocarbures, L.R.C. 1985, ch. 36 (2e suppl.) [voir www.
esrfunds.org].
m) Une disposition additionnelle s’applique relativement aux
permis d’exploration relativement à la parcelle 1 visée par l’appel d’offres no NS14-1 : Les terres comprennent une partie du
canyon Shortland, lequel a reçu la désignation d’habitat essentiel en vertu de la Loi sur les espèces en péril relativement à la
population du plateau néo-écossais de baleine à bec commune
en voie de disparition. Toute activité approuvée à l’intérieur ou
près de cette zone pourra exiger des mesures d’atténuation
accrues et être assortie de certaines restrictions pour protéger
cette espèce et prévenir la destruction d’habitat essentiel.
n) Une disposition additionnelle s’applique relativement aux
permis d’exploration pour la parcelle 2 visée par l’appel d’offres
no NS14-1 : Les terres comprennent une partie du canyon
Haldimand, lequel a reçu la désignation d’habitat essentiel en
vertu de la Loi sur les espèces en péril relativement à la population du plateau néo-écossais de baleine à bec commune en voie
de disparition. Toute activité approuvée à l’intérieur ou près de
cette zone pourra exiger des mesures d’atténuation accrues et
être assortie de certaines restrictions pour protéger cette espèce
et prévenir la destruction d’habitat essentiel.
o) Un plan de retombées économiques Canada — NouvelleÉcosse doit être déposé auprès de l’Office et approuvé par ce
dernier avant qu’il n’approuve un plan d’exploitation ou qu’il
n’autorise quelque autre travail ou activité dans la région extracôtière de la Nouvelle-Écosse. Les lignes directrices concernant
les plans de retombées économiques Canada — Nouvelle-Écosse
sont publiées sur le site www.cnsopb.ns.ca.
p) Avant d’exécuter quelque travail ou d’exercer quelque activité
dans la zone extracôtière, un exploitant doit obtenir un permis
d’exploitation.
q) Aucune activité ayant trait à la prospection pétrolière, à la
mise en valeur ou au transport de la ressource ne peut être entreprise dans les parcelles si elle n’a pas fait l’objet d’une autorisation particulière de l’Office. Les exploitants ont l’obligation de
remplir certaines exigences réglementaires avant que l’Office
puisse approuver des activités liées aux hydrocarbures extracôtiers. Le cadre réglementaire qui régit les activités d’exploitation des hydrocarbures en zone extracôtière est formé des lois,
de leurs règlements ainsi que des lignes directrices et des politiques de l’Office.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141299
The full text of Call for Bids No. NS14-1 is available at www.
callforbids.ca or upon request made to the Director, Rights Management & Finance, Secretary of the Board, Canada-Nova Scotia
Offshore Petroleum Board, TD Centre, 8th Floor, 1791 Barrington
Street, Halifax, Nova Scotia B3J 3K9, 902-422-5588.
March 20, 2014
STUART PINKS, P.Eng.
Chief Executive Officer
r) Tout permis qui sera délivré sera conforme au permis de prospection joint à l’appel d’offres no NS14-1 comme annexe III.
s) Chaque attestation de découverte importante sera conforme au
document joint à l’appel d’offres no NS14-1 comme annexe IV.
t) Le défaut de se conformer à l’appel d’offres, à une modalité du
permis d’exploration, à l’attestation de découverte importante
ou au permis de production peut entraîner l’annulation du permis concerné.
Le texte complet de l’appel d’offres no NS14-1 est publié sur le
site www.callforbids.ca ou peut être obtenu sur demande présentée
au Directeur, Gestion des droits et Service des finances, Secrétaire
de l’Office, Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures
extracôtiers, Centre TD, 8e étage, 1791, rue Barrington, Halifax
(Nouvelle-Écosse) B3J 3K9, 902-422-5588.
Le 20 mars 2014
Le chef de la direction
STUART PINKS, ing.
APPENDIX I
CALL FOR BIDS NO. NS14-1
the “LANDS”
ANNEXE I
APPEL D’OFFRES No NS14-1
les TERRES
Land parcel No. 1 — All petroleum substances in all geological
formations
Parcelle no 1 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques
Parcel 1 includes partial sections, as noted in the table below,
which abut the boundary of the Gully Marine Protected Area as
defined under section 2 of the Government of Canada’s Gully
Marine Protected Area Regulations (SOR/2004-112). This boundary is defined as a rhumb line connecting point 44°13′ N, 59°06′ W
to point 43°47′ N, 58°35′ W (NAD27 datum).
La parcelle 1 englobe des sections partielles, qui sont indiquées
dans le tableau ci-dessous. Ces sections sont adjacentes à la
zone de protection marine du Gully telle qu’elle est définie à l’article 2 du Règlement sur la zone de protection marine du Gully
(DORS/2004-112) du gouvernement du Canada. La limite est définie comme étant une courbe rhombique reliant le point 44°13′ N.,
59°06′ O. au point 43°47′ N., 58°35′ O. (données NAD27).
Grid (NAD27)
44-10-58-00
44-00-58-00
43-50-58-00
43-40-58-00
43-30-58-00
43-20-58-00
43-10-58-00
44-10-58-15
Hectares (ha)
29 640
29 728
29 808
7 472
7 492
7 512
7 532
18 550
44-00-58-15
43-50-58-15
43-40-58-15
43-30-58-15
43-20-58-15
43-10-58-15
44-00-58-30
37 160
37 260
37 360
37 460
37 560
37 660
32 852
43-50-58-30
13 737
43-40-58-30
19 294
43-30-58-30
26 222
Sections
21-100
21-100
21-100
81-100
81-100
81-100
81-100
1-5, 11-15, 21-25, 31-35,
41-45, 51-55, 61-65,
71-75, 81-85, 91-95
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-50, 51*, 52-60, 61*,
62*, 63-70, 72*, 73*,
74-80, 83*, 84*, 85*,
86-90, 95*, 96*, 97-100
* Partial sections
1-30, 31*, 32*, 33*, 34*,
35*, 36*, 37*, 38*, 39, 40,
48*, 49*, 50*, 60*
* Partial sections
1-30, 31-35, 36*, 37*,
38*, 39*, 40*, 41-45,
51-55, 61-65
* Partial sections
1-70
Grille (NAD27)
44-10-58-00
44-00-58-00
43-50-58-00
43-40-58-00
43-30-58-00
43-20-58-00
43-10-58-00
44-10-58-15
Hectares (ha)
29 640
29 728
29 808
7 472
7 492
7 512
7 532
18 550
44-00-58-15
43-50-58-15
43-40-58-15
43-30-58-15
43-20-58-15
43-10-58-15
44-00-58-30
37 160
37 260
37 360
37 460
37 560
37 660
32 852
43-50-58-30
13 737
43-40-58-30
19 294
43-30-58-30
26 222
Sections
21-100
21-100
21-100
81-100
81-100
81-100
81-100
1-5, 11-15, 21-25, 31-35,
41-45, 51-55, 61-65,
71-75, 81-85, 91-95
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-50, 51*, 52-60, 61*,
62*, 63-70, 72*, 73*,
74-80, 83*, 84*, 85*,
86-90, 95*, 96*, 97-100
* Sections partielles
1-30, 31*, 32*, 33*, 34*,
35*, 36*, 37*, 38*, 39, 40,
48*, 49*, 50*, 60*
* Sections partielles
1-30, 31-35, 36*, 37*,
38*, 39*, 40*, 41-45,
51-55, 61-65
* Sections partielles
1-70
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141300
Land parcel No. 1 — All petroleum substances in all geological
formations — Continued
Parcelle no 1 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques (suite)
Grid (NAD27)
43-20-58-30
43-10-58-30
Hectares (ha)
26 292
9 405
Grille (NAD27)
43-20-58-30
43-10-58-30
Hectares (ha)
26 292
9 405
Total hectares
(Approximate)
489 996
Superficie totale
(hectares)
[Approximativement]
489 996
Sections
1-70
6-10, 16-20, 26-30, 36-40,
46-50
Land parcel No. 2 — All petroleum substances in all geological
formations
Grid (NAD27)
44-20-57-15
44-10-57-15
44-20-57-30
44-10-57-30
44-00-57-30
43-50-57-30
43-40-57-30
43-30-57-30
43-20-57-30
43-10-57-30
Hectares
5 550
11 115
36 950
37 050
18 580
18 630
18 680
18 730
18 780
7 520
44-20-57-45
44-10-57-45
44-00-57-45
43-50-57-45
43-40-57-45
43-30-57-45
43-20-57-45
43-10-57-45
18 475
37 050
37 160
37 260
37 360
37 460
37 560
26 350
44-10-58-00
44-00-58-00
43-50-58-00
43-40-58-00
43-30-58-00
43-20-58-00
43-10-58-00
Total hectares
(Approximate)
7 410
7 432
7 452
29 888
29 968
30 048
30 128
602 586
Sections
71-75, 81-85, 91-95
71-100
1-100
1-100
51-100
51-100
51-100
51-100
51-100
57-60, 67-70, 77-80,
87-90, 97-100
1-50
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-100
1-20
1-20
1-20
1-80
1-80
1-80
1-80
Sections
1-70
6-10, 16-20, 26-30, 36-40,
46-50
Parcelle no 2 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques
Grille (NAD27)
44-20-57-15
44-10-57-15
44-20-57-30
44-10-57-30
44-00-57-30
43-50-57-30
43-40-57-30
43-30-57-30
43-20-57-30
43-10-57-30
Hectares
5 550
11 115
36 950
37 050
18 580
18 630
18 680
18 730
18 780
7 520
44-20-57-45
44-10-57-45
44-00-57-45
43-50-57-45
43-40-57-45
43-30-57-45
43-20-57-45
43-10-57-45
18 475
37 050
37 160
37 260
37 360
37 460
37 560
26 350
44-10-58-00
44-00-58-00
43-50-58-00
43-40-58-00
43-30-58-00
43-20-58-00
43-10-58-00
Superficie totale
(hectares)
[Approximativement]
7 410
7 432
7 452
29 888
29 968
30 048
30 128
602 586
Sections
71-75, 81-85, 91-95
71-100
1-100
1-100
51-100
51-100
51-100
51-100
51-100
57-60, 67-70, 77-80,
87-90, 97-100
1-50
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-100
1-20
1-20
1-20
1-80
1-80
1-80
1-80
Land parcel No. 3 — All petroleum substances in all geological
formations
Parcelle no 3 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques
Parcel 3 includes partial sections, as noted in the table below,
which abut the boundary between Nova Scotia and Newfoundland
and Labrador, as defined by the Newfoundland and Labrador Offshore Area Line Regulations (SOR/2003-192). The Nova Scotia–
Newfoundland and Labrador boundary line along Parcel 3
is defined as a geodesic line between the points 44°55′51.9″ N,
57°10′34.0″ W and 44°14′13.9″ N, 56°23′55.7″ W
(NAD83 datum). These points transform to 44°55′51.75″ N,
57°10′36.95″ W and 43°14′13.54″ N, 56°23′58.86″ W
(NAD27 datum) using the NTv2 transformation.
La parcelle 3 englobe des sections partielles, qui sont indiquées
dans le tableau ci-dessous. Ces sections sont adjacentes à
la limite entre la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador,
telle qu’elle est définie dans le Règlement sur les limites de la
zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador (DORS/2003192). Le long de la parcelle 3, la limite entre la Nouvelle-Écosse
et Terre-Neuve-et-Labrador est définie comme étant une ligne
géodésique entre les points 44°55′51,9″ N., 57°10′34,0″ O.
et 44°14′13,9″ N., 56°23′55,7″ O. (données NAD83). Ces coordonnées sont transformées en les coordonnées 44°55′51,75″ N.,
57°10′36,95″ O. et 43°14′13,54″ N., 56°23′58,86″ O.
(données NAD27) à l’aide de la fonction transformation de NTv2.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141301
Land parcel No. 3 — All petroleum substances in all geological
formations — Continued
Parcelle no 3 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques (suite)
Grid (NAD27)
44-10-56-30
Hectares
35
Grille (NAD27)
44-10-56-30
Hectares
35
44-00-56-30
6 544
44-00-56-30
6 544
44-30-56-45
9 452
44-30-56-45
9 452
44-20-56-45
20 836
44-20-56-45
20 836
44-10-56-45
32 229
44-10-56-45
32 229
44-00-56-45
44-30-57-00
44-20-57-00
44-10-57-00
44-00-57-00
44-30-57-15
37 160
36 850
36 950
37 050
37 160
18 450
44-00-56-45
44-30-57-00
44-20-57-00
44-10-57-00
44-00-57-00
44-30-57-15
37 160
36 850
36 950
37 050
37 160
18 450
44-20-57-15
44-10-57-15
44-00-57-15
31 400
25 935
10 396
44-20-57-15
44-10-57-15
44-00-57-15
31 400
25 935
10 396
Total hectares
(Approximate)
340 412
Superficie totale
(hectares)
[Approximativement]
340 412
Sections
91*
* Partial sections
61*, 71*, 72*, 73*, 74*,
75*, 81-84, 85*, 86*, 87*,
88*, 91-97, 98*, 99*, 100*
* Partial sections
51*, 61*, 62*, 63*, 64*,
71-73, 74*, 75*, 76*, 77*,
81-86, 87*, 88*, 89*, 90*,
91-100
* Partial sections
21*, 31*, 32*, 33*, 34*,
41-43, 44*, 45*, 46*, 47*,
48*, 51-57, 58*, 59*, 60*,
61-100
* Partial sections
1*, 2*, 3*, 4*, 5*, 11-14,
15*, 16*, 17*, 18*, 21-27,
28*, 29*, 30*, 31-100
* Partial sections
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-5, 11-15, 21-25, 31-35,
41-45, 51-55, 61-65,
71-75, 81-85, 91-95
1-70, 76-80, 86-90, 96-100
1-70
3-10, 13-20, 27-30, 37-40,
47-50
Sections
91*
* Sections partielles
61*, 71*, 72*, 73*, 74*,
75*, 81-84, 85*, 86*, 87*,
88*, 91-97, 98*, 99*, 100*
* Sections partielles
51*, 61*, 62*, 63*, 64*,
71-73, 74*, 75*, 76*, 77*,
81-86, 87*, 88*, 89*, 90*,
91-100
* Sections partielles
21*, 31*, 32*, 33*, 34*,
41-43, 44*, 45*, 46*, 47*,
48*, 51-57, 58*, 59*, 60*,
61-100
* Sections partielles
1*, 2*, 3*, 4*, 5*, 11-14,
15*, 16*, 17*, 18*, 21-27,
28*, 29*, 30*, 31-100
* Sections partielles
1-100
1-100
1-100
1-100
1-100
1-5, 11-15, 21-25, 31-35,
41-45, 51-55, 61-65,
71-75, 81-85, 91-95
1-70, 76-80, 86-90, 96-100
1-70
3-10, 13-20, 27-30, 37-40,
47-50
Land parcel No. 4 — All petroleum substances in all geological
formations
Parcelle no 4 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques
Parcel 4 includes partial sections, as noted in the table below,
which abut the boundary between Nova Scotia and Newfoundland
and Labrador, as defined by the Newfoundland and Labrador
Offshore Area Line Regulations (SOR/2003-192). The Nova
Scotia–Newfoundland and Labrador boundary line along Parcel 4
is defined as a geodesic line between the points 44°55′51.9″ N,
57°10′34.0″ W and 44°14′13.9″ N, 56°23′55.7″ W
(NAD83 datum). These points transform to 44°55′51.75″ N,
57°10′36.95″ W and 43°14′13.54″ N, 56°23′58.86″ W
(NAD27 datum) using the NTv2 transformation.
La parcelle 4 englobe des sections partielles, qui sont indiquées
dans le tableau ci-dessous. Ces sections sont adjacentes à la
limite entre la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador, telle
qu’elle est définie dans le Règlement sur les limites de la zone
extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador (DORS/2003-192). Le
long de la parcelle 4, la limite entre la Nouvelle-Écosse et TerreNeuve-et-Labrador est définie comme étant une ligne géodésique
entre les points 44°55′51,9″ N., 57°10′34,0″ O. et 44°14′13,9″ N.,
56°23′55,7″ O. (données NAD83). Ces coordonnées sont transformées en les coordonnées 44°55′51,75″ N., 57°10′36,95″ O.
et 43°14′13,54″ N., 56°23′58,86″ O. (données NAD27) à l’aide de
la fonction transformation de NTv2.
Grid (NAD27)
43-50-56-30
Hectares
17 890
43-40-56-30
13 163
43-50-56-45
43-40-56-45
43-50-57-00
37 260
37 360
37 260
Sections
31*, 41, 42*, 43*, 44*,
45*, 51-54, 55*, 56*, 57*,
58*, 61-67, 68*, 69*, 70*,
71-100
* Partial sections
26*, 27*, 28*, 36, 37, 38*,
39*, 40*, 46-50, 56-60,
66-70, 76-80, 86-90,
96-100
* Partial sections
1-100
1-100
1-100
Grille (NAD27)
43-50-56-30
Hectares
17 890
43-40-56-30
13 163
43-50-56-45
43-40-56-45
43-50-57-00
37 260
37 360
37 260
Sections
31*, 41, 42*, 43*, 44*,
45*, 51-54, 55*, 56*, 57*,
58*, 61-67, 68*, 69*, 70*,
71-100
* Sections partielles
26*, 27*, 28*, 36, 37, 38*,
39*, 40*, 46-50, 56-60,
66-70, 76-80, 86-90,
96-100
* Sections partielles
1-100
1-100
1-100
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141302
Land parcel No. 4 — All petroleum substances in all geological
formations — Continued
Parcelle no 4 — Tous les hydrocarbures dans toutes les formations
géologiques (suite)
Grid (NAD27)
43-40-57-00
43-30-57-00
Hectares
37 360
9 355
Grille (NAD27)
43-40-57-00
43-30-57-00
Hectares
37 360
9 355
44-00-57-15
26 764
44-00-57-15
26 764
43-50-57-15
43-40-57-15
43-30-57-15
43-20-57-15
43-10-57-15
37 260
37 360
37 460
37 560
15 040
43-50-57-15
43-40-57-15
43-30-57-15
43-20-57-15
43-10-57-15
37 260
37 360
37 460
37 560
15 040
44-00-57-30
43-50-57-30
43-40-57-30
43-30-57-30
43-20-57-30
43-10-57-30
18 580
18 630
18 680
18 730
18 780
7 520
44-00-57-30
43-50-57-30
43-40-57-30
43-30-57-30
43-20-57-30
43-10-57-30
18 580
18 630
18 680
18 730
18 780
7 520
Total hectares
(Approximate)
482 013
Superficie totale
(hectares)
[Approximativement]
482 013
Sections
1-100
56-60, 66-70, 76-80,
86-90, 96-100
1, 2, 11, 12, 21-26, 31-36,
41-46, 51-100
1-100
1-100
1-100
1-100
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-50, 57-60, 67-70,
77-80, 87-90, 97-100
1-50
1-50
1-50
1-50
1-50
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-50
Sections
1-100
56-60, 66-70, 76-80,
86-90, 96-100
1, 2, 11, 12, 21-26, 31-36,
41-46, 51-100
1-100
1-100
1-100
1-100
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-50, 57-60, 67-70,
77-80, 87-90, 97-100
1-50
1-50
1-50
1-50
1-50
7-10, 17-20, 27-30, 37-40,
47-50
[23-1-o]
[23-1-o]
CANADIAN INTERNATIONAL TRADE TRIBUNAL
TRIBUNAL CANADIEN DU COMMERCE EXTÉRIEUR
APPEAL
APPEL
Notice No. HA-2014-007
Avis no HA-2014-007
The Canadian International Trade Tribunal (the Tribunal) will
hold a public hearing to consider the appeal referenced hereunder.
This hearing will be held beginning at 9:30 a.m., in the Tribunal’s
Hearing Room No. 2, 18th Floor, 333 Laurier Avenue West,
Ottawa, Ontario. Interested persons planning to attend should contact the Tribunal at 613-998-9908 to obtain further information and
to confirm that the hearing will be held as scheduled.
Le Tribunal canadien du commerce extérieur (le Tribunal) tiendra une audience publique afin d’entendre l’appel mentionné cidessous. L’audience débutera à 9 h 30 et aura lieu dans la salle
d’audience no 2 du Tribunal, 18e étage, 333, avenue Laurier Ouest,
Ottawa (Ontario). Les personnes intéressées qui ont l’intention
d’assister à l’audience doivent s’adresser au Tribunal en composant le 613-998-9908 si elles désirent plus de renseignements ou si
elles veulent confirmer la date de l’audience.
Special Import Measures Act
Loi sur les mesures spéciales d’importation
Canadian Tire Corporation, Limited v. President of the Canada Border Services
Agency
Date of Hearing:
Appeal No.:
July 10, 2014
AP-2012-035
Goods in Issue:
Issues:
Certain thermoelectric containers
The first issue is whether the Special Import Measures Act
(SIMA) empowers the President of the Canada Border Services
Agency (CBSA) to re-determine all aspects of the assessment at
issue or only the issues raised in the request filed by Canadian
Tire Corporation, Limited under section 58 of SIMA. The
second issue is whether the normal values applied by the
CBSA in its re-determination were determined in accordance
with the provisions of SIMA and the Special Import Measures
Regulations.
May 26, 2014
La Société Canadian Tire Limitée c. Président de l’Agence des services
frontaliers du Canada
Date de l’audience :
Appel no :
Marchandises en
cause :
Questions en litige :
10 juillet 2014
AP-2012-035
Certains conteneurs thermoélectriques
La première question en litige consiste à déterminer si la Loi
sur les mesures spéciales d’importation (LMSI) autorise le
président de l’Agence des services frontaliers du Canada
(ASFC) à réviser tout aspect de la cotisation en question ou
seulement les questions soulevées dans la demande déposée par
La Société Canadian Tire Limitée aux termes de l’article 58 de
la LMSI. La deuxième question en litige consiste à déterminer
si les valeurs normales utilisées par l’ASFC lors de sa révision
ont été établies conformément aux dispositions de la LMSI et
du Règlement sur les mesures spéciales d’importation.
Le 26 mai 2014
By order of the Tribunal
GILLIAN BURNETT
Secretary
Par ordre du Tribunal
La secrétaire
GILLIAN BURNETT
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141303
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
NOTICE TO INTERESTED PARTIES
AVIS AUX INTÉRESSÉS
The Commission posts on its Web site the decisions, notices of
consultation and regulatory policies that it publishes, as well as
information bulletins and orders. On April 1, 2011, the Canadian
Radio-television and Telecommunications Commission Rules of
Practice and Procedure came into force. As indicated in Part 1 of
these Rules, some broadcasting applications are posted directly
on the Commission’s Web site, www.crtc.gc.ca, under “Part 1
Applications.”
To be up to date on all ongoing proceedings, it is important to
regularly consult “Today’s Releases” on the Commission’s Web
site, which includes daily updates to notices of consultation that
have been published and ongoing proceedings, as well as a link to
Part 1 applications.
The following documents are abridged versions of the Commission’s original documents. The original documents contain a more
detailed outline of the applications, including the locations and
addresses where the complete files for the proceeding may be
examined. These documents are posted on the Commission’s Web
site and may also be examined at the Commission’s offices and
public examination rooms. Furthermore, all documents relating to
a proceeding, including the notices and applications, are posted on
the Commission’s Web site under “Public Proceedings.”
Le Conseil affiche sur son site Web les décisions, les avis de
consultation et les politiques réglementaires qu’il publie ainsi que
les bulletins d’information et les ordonnances. Le 1er avril 2011, les
Règles de pratique et de procédure du Conseil de la radiodiffusion
et des télécommunications canadiennes sont entrées en vigueur.
Tel qu’il est prévu dans la partie 1 de ces règles, le Conseil affiche
directement sur son site Web, www.crtc.gc.ca, certaines demandes
de radiodiffusion sous la rubrique « Demandes de la Partie 1 ».
Pour être à jour sur toutes les instances en cours, il est important
de consulter régulièrement la rubrique « Nouvelles du jour » du site
Web du Conseil, qui comporte une mise à jour quotidienne des avis
de consultation publiés et des instances en cours, ainsi qu’un lien
aux demandes de la partie 1.
Les documents qui suivent sont des versions abrégées des documents originaux du Conseil. Les documents originaux contiennent
une description plus détaillée de chacune des demandes, y compris
les lieux et les adresses où l’on peut consulter les dossiers complets
de l’instance. Ces documents sont affichés sur le site Web du
Conseil et peuvent également être consultés aux bureaux et aux
salles d’examen public du Conseil. Par ailleurs, tous les documents
qui se rapportent à une instance, y compris les avis et les demandes,
sont affichés sur le site Web du Conseil sous « Instances publiques ».
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
PART 1 APPLICATIONS
DEMANDES DE LA PARTIE 1
The following applications were posted on the Commission’s
Web site between 23 May 2014 and 29 May 2014:
Newcap Inc.
Corner Brook, Newfoundland and Labrador
2014-0449-1
Amendment to the technical parameters for CFCB
Deadline for submission of interventions, comments and/or
answers: 25 June 2014
Radio Saguenay inc.
Chicoutimi, Quebec
2014-0439-2
Amendment to several conditions of licence for CKRS-FM
Deadline for submission of interventions, comments and/or
answers: 26 June 2014
Les demandes suivantes ont été affichées sur le site Web du
Conseil entre le 23 mai 2014 et le 29 mai 2014 :
Newcap Inc.
Corner Brook (Terre-Neuve-et-Labrador)
2014-0449-1
Modification des paramètres techniques de CFCB
Date limite pour le dépôt des interventions, des observations ou
des réponses : le 25 juin 2014
Radio Saguenay inc.
Chicoutimi (Québec)
2014-0439-2
Changements à plusieurs conditions de licence pour CKRS-FM
Date limite pour le dépôt des interventions, des observations ou
des réponses : le 26 juin 2014
[23-1-o]
[23-1-o]
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
NOTICE OF CONSULTATION
AVIS DE CONSULTATION
2014-282
29 May 2014
Notice of applications received
Across Canada
Deadline for submission of interventions, comments and/or
answers: 3 July 2014
The Commission has received the following applications:
Groupe V Média inc.
Across Canada
Applications by Groupe V Média inc. (Groupe V) on behalf of
MusiquePlus Inc., licensee of the French-language specialty
2014-282
Le 29 mai 2014
Avis de demandes reçues
L’ensemble du Canada
Date limite pour le dépôt des interventions, des observations ou
des réponses : le 3 juillet 2014
Le Conseil a été saisi des demandes suivantes :
Groupe V Média inc.
L’ensemble du Canada
Demandes par Groupe V Média inc. (Groupe V) au nom
de MusiquePlus inc., titulaire des services spécialisés de
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141304
Category A services MusiquePlus and MusiMax, for authority to
transfer the ownership and effective control of the licensee from
the trustee Pierre Boivin to Groupe V, and to amend certain
conditions of licence of MusiquePlus and MusiMax.
catégorie A de langue française MusiquePlus et MusiMax, afin
d’obtenir l’autorisation de modifier la propriété et le contrôle
effectif du titulaire, qui passera du fiduciaire M. Pierre Boivin à
Groupe V, et afin de modifier certaines des conditions de licence
des services MusiquePlus et MusiMax.
[23-1-o]
[23-1-o]
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
DECISIONS
DÉCISIONS
2014-272
27 May 2014
2014-272
Le 27 mai 2014
Utilities Consumers’ Group Society
Whitehorse, Yukon Territory
Approved — Application to renew the broadcasting licence for
the English-language community radio station CJUC-FM
Whitehorse.
Utilities Consumers’ Group Society
Whitehorse (Territoire du Yukon)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio communautaire de langue anglaise
CJUC-FM Whitehorse.
2014-273
2014-273
27 May 2014
Le 27 mai 2014
Radio communautaire Cornwall-Alexandria Inc.
Cornwall, Ontario
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
French-language community radio station CHOD-FM Cornwall.
Radio communautaire Cornwall-Alexandria Inc.
Cornwall (Ontario)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio communautaire de langue française
CHOD-FM Cornwall.
2014-274
2014-274
27 May 2014
Le 27 mai 2014
Radio Anticosti
Port-Menier, Quebec
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
French-language community radio station CJBE-FM Port-Menier.
Radio Anticosti
Port-Menier (Québec)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio communautaire de langue française
CJBE-FM Port-Menier.
2014-275
2014-275
27 May 2014
Le 27 mai 2014
Radio communautaire de l’Estrie
Sherbrooke, Quebec
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
French-language community radio station CFLX-FM Sherbrooke.
Radio communautaire de l’Estrie
Sherbrooke (Québec)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio communautaire de langue française
CFLX-FM Sherbrooke.
2014-276
2014-276
27 May 2014
Le 27 mai 2014
Various licensees
Various locations across Canada
Approved — Applications to renew the broadcasting licences for
the campus radio stations listed in the appendix to the decision.
Divers titulaires
Diverses localités au Canada
Approuvé — Demandes en vue de renouveler les licences de radiodiffusion des stations de radio de campus énumérées à l’annexe de
la décision.
2014-279
2014-279
28 May 2014
Cobequid Radio Society
Lower Sackville, Nova Scotia
Approved in part — Application for a broadcasting licence to operate an English-language community FM radio station in Lower
Sackville.
Hubbards Radio Society
Hubbards, Nova Scotia
Approved — Application for a broadcasting licence to operate an
English-language community FM radio station in Hubbards.
Le 28 mai 2014
Cobequid Radio Society
Lower Sackville (Nouvelle-Écosse)
Approuvé en partie — Demande en vue d’obtenir une licence de
radiodiffusion afin d’exploiter une station de radio FM communautaire de langue anglaise à Lower Sackville.
Hubbards Radio Society
Hubbards (Nouvelle-Écosse)
Approuvé — Demande en vue d’obtenir une licence de radiodiffusion afin d’exploiter une station de radio FM communautaire de
langue anglaise à Hubbards.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
2014-281
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141305
28 May 2014
2014-281
Le 28 mai 2014
Golden West Broadcasting Ltd.
Estevan, Saskatchewan
Approved — Applications to change the authorized contours of the
radio stations CJSL, CKSE-FM and CHSN-FM Estevan.
Golden West Broadcasting Ltd.
Estevan (Saskatchewan)
Approuvé — Demandes en vue de modifier les périmètres de
rayonnement autorisés des stations de radio CJSL, CKSE-FM et
CHSN-FM Estevan.
2014-284
2014-284
29 May 2014
Le 29 mai 2014
La Corporation des médias étudiants de l’Université Laval
(CoMÉUL)
Sainte-Foy, Quebec
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
French-language campus radio station CHYZ-FM Sainte-Foy.
La Corporation des médias étudiants de l’Université Laval
(CoMÉUL)
Sainte-Foy (Québec)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio de campus de langue française CHYZFM Sainte-Foy.
2014-285
2014-285
29 May 2014
Le 29 mai 2014
CKDJ-FM Algonquin Radio
Nepean, Ontario
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
English-language campus radio station CKDJ-FM Nepean.
CKDJ-FM Algonquin Radio
Nepean (Ontario)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio de campus de langue anglaise CKDJFM Nepean.
2014-286
2014-286
29 May 2014
Le 29 mai 2014
Laurentian Student and Community Radio Corporation
Sudbury, Ontario
Approved — Application to renew the broadcasting licence for the
English-language campus radio station CKLU-FM Sudbury.
Laurentian Student and Community Radio Corporation
Sudbury (Ontario)
Approuvé — Demande en vue de renouveler la licence de radiodiffusion de la station de radio de campus de langue anglaise CKLUFM Sudbury.
[23-1-o]
[23-1-o]
PUBLIC SERVICE COMMISSION
COMMISSION DE LA FONCTION PUBLIQUE
PUBLIC SERVICE EMPLOYMENT ACT
LOI SUR L’EMPLOI DANS LA FONCTION PUBLIQUE
Permission granted (Gagnon, Annik Irène)
Permission accordée (Gagnon, Annik Irène)
The Public Service Commission of Canada, pursuant to section 116 of the Public Service Employment Act, hereby gives notice
that it has granted permission, pursuant to subsection 115(2) of the
said Act, to Annik Irène Gagnon, COMSEC Custodian and Security Coordinator (AS-4), Technology and Information Management
Services Directorate, Department of Transport, Ottawa, Ontario, to
be a candidate, before and during the election period, for the position of Councillor for the Municipality of Denholm, Quebec, in a
municipal election held on November 3, 2013.
KATHY NAKAMURA
Director General
Political Activities and
Non-Partisanship Directorate
La Commission de la fonction publique du Canada, en vertu de
l’article 116 de la Loi sur l’emploi dans la fonction publique, donne
avis par la présente qu’elle a accordé à Annik Irène Gagnon, gardien de la SECOM et coordonnateur de la sécurité (AS-4), Direction des services de gestion de la technologie et de l’information,
ministère des Transports, Ottawa (Ontario), la permission, aux
termes du paragraphe 115(2) de ladite loi, de se porter candidate,
avant et pendant la période électorale, au poste de conseillère de la
Municipalité de Denholm (Québec), à l’élection municipale qui a
eu lieu le 3 novembre 2013.
Le 23 mai 2014
La directrice générale
Direction des activités politiques
et de l’impartialité politique
KATHY NAKAMURA
[23-1-o]
[23-1-o]
May 23, 2014
PUBLIC SERVICE COMMISSION
COMMISSION DE LA FONCTION PUBLIQUE
PUBLIC SERVICE EMPLOYMENT ACT
LOI SUR L’EMPLOI DANS LA FONCTION PUBLIQUE
Permission granted (Pickett, Karolyne)
Permission accordée (Pickett, Karolyne)
The Public Service Commission of Canada, pursuant to section 116 of the Public Service Employment Act, hereby gives notice
La Commission de la fonction publique du Canada, en vertu de
l’article 116 de la Loi sur l’emploi dans la fonction publique, donne
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141306
that it has granted permission, pursuant to subsection 115(2) of the
said Act, to Karolyne Pickett, Species at Risk Biologist (BI-3),
Canadian Wildlife Service — Ontario, Department of the Environment, Toronto, Ontario, to be a candidate, before and during the
election period, for the positions of Councillor, Ward 1, and Deputy Mayor for the City of Guelph, Ontario, in a municipal election
to be held on October 27, 2014.
May 29, 2014
avis par la présente qu’elle a accordé à Karolyne Pickett, biologiste
des espèces sauvages en péril (BI-3), Service canadien de la
faune — Ontario, ministère de l’Environnement, Toronto (Ontario), la permission, aux termes du paragraphe 115(2) de ladite loi,
de se porter candidate, avant et pendant la période électorale, aux
postes de conseillère, quartier 1, et de mairesse suppléante de la
Ville de Guelph (Ontario), à l’élection municipale prévue pour
le 27 octobre 2014.
Le 29 mai 2014
KATHY NAKAMURA
Director General
Political Activities and
Non-Partisanship Directorate
La directrice générale
Direction des activités politiques
et de l’impartialité politique
KATHY NAKAMURA
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141307
MISCELLANEOUS NOTICES
AVIS DIVERS
ABORIGINAL HEALING FOUNDATION
ABORIGINAL HEALING FOUNDATION
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that Aboriginal Healing Foundation
intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender
its charter pursuant to subsection 32(1) of the Canada Corporations Act.
May 15, 2014
GEORGES ERASMUS
President
Avis est par les présentes donné qu’Aboriginal Healing Foundation demandera au ministre de l’Industrie la permission d’abandonner sa charte en vertu du paragraphe 32(1) de la Loi sur les
corporations canadiennes.
Le 15 mai 2014
Le président
GEORGES ERASMUS
[23-1-o]
[23-1-o]
ALLSTATE INSURANCE COMPANY OF CANADA
ALLSTATE DU CANADA, COMPAGNIE D’ASSURANCE
APPLICATION TO ESTABLISH AN INSURANCE COMPANY
DEMANDE DE CONSTITUTION D’UNE SOCIÉTÉ
D’ASSURANCES
Notice is hereby given, pursuant to subsection 25(2) of the
Insurance Companies Act (Canada), that Allstate Insurance Company of Canada, a subsidiary of The Allstate Corporation, intends
to file with the Superintendent of Financial Institutions, on or after
June 16, 2014, an application for the Minister of Finance to issue
letters patent incorporating an insurance company to carry on the
business of automobile and property insurance in Canada. Its head
office will be located in Markham, Ontario.
Avis est par les présentes donné, conformément au paragraphe 25(2) de la Loi sur les sociétés d’assurances (Canada), que
Allstate du Canada, Compagnie d’Assurance, filiale de The
Allstate Corporation, a l’intention de déposer auprès du surintendant des institutions financières, au plus tôt le 16 juin 2014, une
demande pour que le ministre des Finances délivre des lettres
patentes en vue de constituer une société d’assurances. Cette
société exercera ses activités dans les branches suivantes : assurance automobile et assurance de biens au Canada. Son siège sera
situé à Markham (Ontario).
Quiconque s’oppose au projet de constitution peut notifier par
écrit son opposition au Bureau du surintendant des institutions
financières, 255, rue Albert, Ottawa (Ontario) K1A 0H2, au plus
tard le 14 juillet 2014.
Le 24 mai 2014
ALLSTATE DU CANADA, COMPAGNIE D’ASSURANCE
Nota : La publication du présent avis ne doit pas être interprétée
comme une attestation de la délivrance de lettres patentes visant à
constituer la société. La délivrance des lettres patentes sera tributaire du processus normal d’examen des demandes prévu par la Loi
sur les sociétés d’assurances (Canada) et de la décision du ministre
des Finances.
Any person who objects to the proposed incorporation may
submit an objection in writing to the Office of the Superintendent
of Financial Institutions, 255 Albert Street, Ottawa, Ontario K1A
0H2, on or before July 14, 2014.
May 24, 2014
ALLSTATE INSURANCE COMPANY OF CANADA
Note: The publication of this Notice should not be construed as
evidence that letters patent will be issued to incorporate the company. The granting of the letters patent will be dependent upon the
normal Insurance Companies Act (Canada) application review process and the discretion of the Minister of Finance.
[21-4-o]
[21-4-o]
FELLOWSHIP OF CATHOLIC SCHOLARS, CANADA
AMICALE DES SAVANTS CATHOLIQUES, CANADA
RELOCATION OF HEAD OFFICE
CHANGEMENT DE LIEU DU SIÈGE SOCIAL
Notice is hereby given that the Fellowship of Catholic Scholars,
Canada has changed the location of its head office to the city of
Barry’s Bay, province of Ontario.
May 20, 2014
ROBERT BERARD
President
Avis est par les présentes donné qu’Amicale des Savants Catholiques, Canada a changé le lieu de son siège social, qui est maintenant situé à Barry’s Bay, province d’Ontario.
Le 20 mai 2014
Le président
ROBERT BERARD
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141308
IMMUNOLOGY MONTREAL
IMMUNOLOGIE MONTRÉAL
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that Immunology Montreal intends to
apply to the Minister of Industry for leave to surrender its charter
pursuant to subsection 32(1) of the Canada Corporations Act.
MARIANNA NEWKIRK
President
Avis est par les présentes donné qu’Immunologie Montréal
demandera au ministre de l’Industrie la permission d’abandonner
sa charte en vertu du paragraphe 32(1) de la Loi sur les corporations canadiennes.
Le 28 mai 2014
La présidente
MARIANNA NEWKIRK
[23-1-o]
[23-1-o]
May 28, 2014
NATIONAL INDIAN & INUIT COMMUNITY HEALTH
REPRESENTATIVE ORGANIZATION (NIICHRO) /
ORGANISATION NATIONALE DES REPRESENTANTS
INDIENS & INUIT EN SANTE COMMUNAUTAIRE
(ONRIISC)
NATIONAL INDIAN & INUIT COMMUNITY HEALTH
REPRESENTATIVE ORGANIZATION (NIICHRO) /
ORGANISATION NATIONALE DES REPRESENTANTS
INDIENS & INUIT EN SANTE COMMUNAUTAIRE
(ONRIISC)
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that NATIONAL INDIAN & INUIT
COMMUNITY HEALTH REPRESENTATIVE ORGANIZATION (NIICHRO) / ORGANISATION NATIONALE DES
REPRESENTANTS INDIENS & INUIT EN SANTE COMMUNAUTAIRE (ONRIISC) intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its charter pursuant to subsection 32(1) of the Canada Corporations Act.
May 6, 2014
HELEN HUNTER
President
Avis est par les présentes donné que la NATIONAL INDIAN &
INUIT COMMUNITY HEALTH REPRESENTATIVE ORGANIZATION (NIICHRO) / ORGANISATION NATIONALE DES
REPRESENTANTS INDIENS & INUIT EN SANTE COMMUNAUTAIRE (ONRIISC) demandera au ministre de l’Industrie la
permission d’abandonner sa charte en vertu du paragraphe 32(1) de
la Loi sur les corporations canadiennes.
Le 6 mai 2014
La présidente
HELEN HUNTER
[23-1-o]
[23-1-o]
THE PRUDENTIAL ASSURANCE COMPANY LIMITED
THE PRUDENTIAL ASSURANCE COMPANY LIMITED
THE PRUDENTIAL ASSURANCE COMPANY LIMITED
(OF ENGLAND) [the name under which the company was
authorized to insure in Canada risks]
THE PRUDENTIAL ASSURANCE COMPANY LIMITED
(OF ENGLAND) [la dénomination sous laquelle la société a
été autorisée à garantir au Canada des risques]
RELEASE OF ASSETS
LIBÉRATION D’ACTIF
Pursuant to section 651 of the Insurance Companies Act (Canada) [the “Act”], notice is hereby given that The Prudential Assurance Company Limited intends to apply to the Superintendent of
Financial Institutions (Canada) on or after June 28, 2014, for an
order authorizing the release of the assets that it maintains in Canada in accordance with the Act.
Any policyholder or creditor in respect of The Prudential Assurance Company Limited’s insurance business in Canada opposing
that release is invited to file an opposition by mail to the Office of
the Superintendent of Financial Institutions (Canada), Legislation
and Approvals Division, 255 Albert Street, Ottawa, Ontario K1A
0H2, or by email at approvalsandprecedents@osfi-bsif.gc.ca, on or
before June 28, 2014.
Conformément à l’article 651 de la Loi sur les sociétés d’assurances (Canada) [la « Loi »], avis est par les présentes donné que
The Prudential Assurance Company Limited a l’intention de faire
une demande auprès du surintendant des institutions financières
(Canada), le 28 juin 2014 ou après cette date, afin de libérer l’actif
qu’elle maintient au Canada conformément à la Loi.
Tout créancier ou souscripteur de The Prudential Assurance
Company Limited concernant les opérations au Canada de cette
dernière qui s’oppose à cette libération est invité à faire acte d’opposition auprès de la Division de la législation et des approbations
du Bureau du surintendant des institutions financières (Canada),
soit par la poste à l’adresse 255, rue Albert, Ottawa (Ontario) K1A
0H2, soit par courriel à l’adresse approbationsetprecedents@osfibsif.gc.ca, au plus tard le 28 juin 2014.
Le 17 mai 2014
May 17, 2014
[20-4-o]
[20-4-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141309
WOOD PRODUCTS QUALITY COUNCIL (WPQC)
WOOD PRODUCTS QUALITY COUNCIL (WPQC)
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that Wood Products Quality Council
(WPQC) intends to apply to the Minister of Industry for leave to
surrender its charter pursuant to subsection 32(1) of the Canada
Corporations Act.
May 9, 2014
ROBERT KOZAK
President
Avis est par les présentes donné que Wood Products Quality
Council (WPQC) demandera au ministre de l’Industrie la permission d’abandonner sa charte en vertu du paragraphe 32(1) de la Loi
sur les corporations canadiennes.
Le 9 mai 2014
Le président
ROBERT KOZAK
[23-1-o]
[23-1-o]
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141310
PROPOSED REGULATIONS
RÈGLEMENTS PROJETÉS
Table of Contents
Table des matières
Page
Page
Citizenship and Immigration, Dept. of, and Dept. of
Public Safety and Emergency Preparedness
Regulations Amending the Immigration and
Refugee Protection Regulations............................ 1311
Citoyenneté et de l’Immigration, min. de la, et min.
de la Sécurité publique et de la Protection civile
Règlement modifiant le Règlement sur l’immigration
et la protection des réfugiés...................................... 1311
Environment, Dept. of the, and Dept. of Health
Multi-sector Air Pollutants Regulations.................... 1321
Environnement, min. de l’, et min. de la Santé
Règlement multisectoriel sur les polluants
atmosphériques......................................................... 1321
Industry, Dept. of, and Dept. of Justice
Order Designating Prince Edward Island for the
Purposes of the Criminal Interest Rate
Provisions of the Criminal Code........................... 1461
Industrie, min. de l’, et min. de la Justice
Décret de désignation de l’Île-du-Prince-Édouard
relativement aux dispositions sur le taux
d’intérêt criminel du Code criminel.......................... 1461
Pacific Pilotage Authority
Regulations Amending the Pacific Pilotage
Regulations........................................................... 1469
Administration de pilotage du Pacifique
Règlement modifiant le Règlement sur le pilotage
dans la région du Pacifique....................................... 1469
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141311
Regulations Amending the Immigration and Refugee
Protection Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur
l’immigration et la protection des réfugiés
Statutory authority
Fondement législatif
Immigration and Refugee Protection Act
Loi sur l’immigration et la protection des réfugiés
Sponsoring departments
Ministères responsables
Department of Citizenship and Immigration and Department of
Public Safety and Emergency Preparedness
Ministère de la Citoyenneté et de l’Immigration et ministère de
la Sécurité publique et de la Protection civile
REGULATORY IMPACT
ANALYSIS STATEMENT
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT
DE LA RÉGLEMENTATION
(This statement is not part of the Regulations.)
(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)
Background
Contexte
The federal government has exclusive jurisdiction over Canada’s
admissibility policy, which is administered by Citizenship and
Immigration Canada (CIC) and the Canada Border Services
Agency (CBSA) at all points of service (i.e. outside Canada, at
ports of entry, and inland). The Immigration and Refugee Protection Act (IRPA) provides a high-level framework that aims to reap
the economic, social and cultural benefits of immigration, while
protecting the health, safety, and security of Canadians. The IRPA’s
objectives are achieved, in part, through a set of nine inadmissibility provisions that control the admission of individuals to Canada.
The Minister of Citizenship and Immigration (the Minister of CIC)
is responsible for six of these provisions (criminality, health, financial reasons, misrepresentation, non-compliance, and inadmissible
family members), while the Minister of Public Safety is responsible for three (security, human or international rights violations,
and organized criminality).
Le gouvernement fédéral a compétence exclusive en ce qui a
trait à la politique du Canada en matière d’admissibilité, qui est
administrée par Citoyenneté et Immigration Canada (CIC) et par
l’Agence des services frontaliers du Canada (ASFC) dans tous les
points de service (c’est-à-dire à l’extérieur du Canada, dans les
points d’entrée et dans les bureaux intérieurs). La Loi sur l’immigration et la protection des réfugiés (LIPR) fournit un cadre global
qui vise à permettre de profiter des avantages économiques, sociaux
et culturels de l’immigration tout en protégeant la santé et la sécurité des Canadiens. Les objectifs de la LIPR sont atteints en partie
grâce à neuf dispositions sur l’interdiction de territoire qui contrôlent l’admission des personnes au Canada. Le ministre de la
Citoyenneté et de l’Immigration (le ministre de CIC) est responsable de six des dispositions (criminalité, motifs sanitaires, motifs
financiers, fausses déclarations, manquement à la loi et inadmissibilité familiale), tandis que le ministre de la Sécurité publique est
responsable des trois autres (sécurité, atteintes aux droits humains
ou internationaux et criminalité organisée).
In 2010, CIC launched a review of the IRPA’s inadmissibility
and related provisions in consultation with the CBSA and other
federal partners. The purpose of the admissibility review was to
ensure that officials continue to have the tools necessary to maintain the integrity of Canada’s immigration system. This review also
examined a number of recurrent issues that have surfaced since the
implementation of the IRPA in 2002, such as expediting the
removal process for individuals who are inadmissible for serious
criminality and greater facilitation for low-risk travellers.
En 2010, CIC a lancé un examen des dispositions de la LIPR sur
l’interdiction de territoire et les dispositions connexes, en consultation avec l’ASFC et d’autres partenaires fédéraux. L’objet de l’examen de l’admissibilité était de garantir que les fonctionnaires disposent toujours des outils nécessaires pour préserver l’intégrité du
système d’immigration du Canada. Cet examen a également porté
sur un certain nombre de problèmes récurrents apparus depuis la
mise en œuvre de la LIPR, en 2002, comme l’accélération du processus de renvoi des personnes interdites de territoire pour grande
criminalité et une facilitation accrue pour les voyageurs qui présentent un faible risque.
The admissibility review resulted in the introduction of the
Faster Removal of Foreign Criminals Act (FRFCA), which contained a number of legislative amendments to the IRPA to enhance
the safety and security of Canadians, strengthen the integrity of the
immigration program, and facilitate entry to further support Canadian interests. A number of the FRFCA amendments came into
force when the FRFCA received Royal Assent on June 19, 2013.
Cet examen a été à l’origine du dépôt de la Loi accélérant le
renvoi de criminels étrangers (LARCE), qui comportait un certain
nombre de modifications législatives à la LIPR visant à accroître la
sécurité des Canadiens, à renforcer l’intégrité du programme d’immigration et à faciliter l’entrée de façon à mieux servir les intérêts
canadiens. Un certain nombre de modifications contenues dans la
LARCE sont entrées en vigueur lorsque celle-ci a obtenu la sanction royale le 19 juin 2013.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
However, legislative amendments in the following areas are not
yet in force:
1. increasing consequences for misrepresentation from a two-year
inadmissibility to five years, including a five-year ban on applying
for permanent resident status;
2. placing additional restrictions on the temporary entry of foreign
nationals who have family members inadmissible on the grounds
of security, human or international rights violations, or organized
criminality; and
3. allowing permanent residents to voluntarily renounce their
status.
This Regulatory Impact Analysis Statement focuses on proposed
amendments to the Immigration and Refugee Protection Regulations (the Regulations) that would support the implementation of
the above amendments provided in the FRFCA.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141312
Toutefois, les modifications législatives portant sur les questions
suivantes ne sont pas encore en vigueur :
1. accroître les conséquences pour fausses déclarations, faisant
passer l’interdiction de territoire de deux ans à cinq ans, y compris
une interdiction de présenter une demande de résidence permanente pendant cinq ans;
2. ajouter des restrictions concernant l’entrée temporaire d’étrangers qui ont des membres de la famille interdits de territoire pour
des motifs de sécurité, d’atteinte aux droits humains ou internationaux ou de criminalité organisée;
3. permettre aux résidents permanents de renoncer volontairement
à leur statut.
Le présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation met
l’accent sur les modifications proposées au Règlement sur l’immigration et la protection des réfugiés (le Règlement) qui appuieraient la mise en œuvre des modifications susmentionnées prévues
dans la LARCE.
Issues
Enjeux
During the admissibility review, CIC and key federal partners
identified concerns related to the consequences for immigration
fraud, the admissibility of foreign nationals who have inadmissible
non-accompanying family members and the lack of a legislative
provision to allow individuals with no intent of living in Canada to
renounce their permanent resident status.
Pendant l’examen de l’admissibilité, CIC et les principaux partenaires fédéraux ont exprimé des inquiétudes en ce qui a trait aux
conséquences liées à la fraude en matière d’immigration, à l’admissibilité des étrangers ayant des membres de leur famille ne les
accompagnant pas qui sont interdits de territoire, et à l’absence
d’une disposition législative permettant à des personnes n’ayant
pas l’intention de vivre au Canada de renoncer à leur statut de
résident permanent.
1. Misrepresentation
1. Fausses déclarations
An examination of the effectiveness of the IRPA’s current misrepresentation provision — that is, the two-year period of inadmissibility that bans a foreign national from entering or remaining in
Canada because of directly or indirectly misrepresenting or withholding material facts that cause an error in the administration of
the IRPA — determined that it is not sufficient to deter fraudulent
applications, particularly for permanent resident applicants, as processing times in this stream can be in excess of two years. In those
cases, permanent resident applicants who have been found to have
provided false information can simply reapply almost immediately
and wait in the processing queue for the two-year inadmissibility
period to be completed. In practice, there is little or no consequence
for these applicants.
Un examen de l’efficacité de la disposition actuelle de la LIPR
sur les fausses déclarations — c’est-à-dire la période d’interdiction
de territoire de deux ans qui empêche un étranger d’entrer ou de
séjourner au Canada s’il a directement ou indirectement fait une
présentation erronée sur un fait important, ou une réticence sur ce
fait, qui entraîne une erreur dans l’administration de la LIPR — a
permis de déterminer que le fait de prévenir les demandes frauduleuses n’est pas suffisant, en particulier dans le cas des demandeurs
de la résidence permanente, puisque les délais de traitement des
demandes présentées au titre de ce volet peuvent excéder deux ans.
Dans ces cas, les demandeurs de la résidence permanente qui ont
fourni de faux renseignements peuvent simplement présenter une
nouvelle demande presque immédiatement et rester dans la file
d’attente pendant que s’écoule la période d’interdiction de territoire de deux ans. Dans la pratique, les conséquences pour ce type
de demandeur sont inexistantes ou minimes.
2. Inadmissible family member
2. Inadmissibilité familiale
Currently, the fact that non-accompanying family members are
inadmissible on grounds of security (section 34), human or international rights violations (section 35), or organized criminality
(section 37) does not render a temporary resident applicant
inadmissible. For example, the common-law partner of an organized crime syndicate leader, or the spouse of a dictator known to
have committed crimes against humanity, would be admissible if
their application for temporary residence were made separately
from that of the organized crime syndicate leader or dictator.
Allowing entry to family members of those inadmissible under
security, human or international rights violations or organized
criminality could potentially pose a threat to the safety and security
of Canadians where familial ties could allow for the inadmissible
individual to expand networks in Canada, or could be undesirable
from both a public and foreign policy perspective (in cases where
an individual is living on the avails of their immediate family member’s nefarious activities).
À l’heure actuelle, le fait que les membres de la famille qui n’accompagnent pas le demandeur soient interdits de territoire pour
motifs de sécurité (article 34), d’atteinte aux droits humains ou
internationaux (article 35) ou de criminalité organisée (article 37)
n’a pas comme conséquence de rendre un demandeur de la résidence temporaire interdit de territoire. Par exemple, le conjoint de
fait du dirigeant d’une organisation criminelle ou l’époux d’un dictateur connu pour avoir commis des crimes contre l’humanité
seraient admissibles si leur demande de résidence temporaire était
présentée séparément de celle du dirigeant ou du dictateur. Le fait
d’accorder l’entrée aux membres de la famille des personnes interdites de territoire pour des motifs de sécurité, d’atteinte aux droits
humains ou internationaux ou de criminalité organisée pourrait
éventuellement constituer une menace à la sécurité des Canadiens
lorsque les liens familiaux pourraient permettre à la personne interdite de territoire d’étendre ses réseaux au Canada, ou pourrait être
non souhaitable pour la politique publique ainsi que pour la politique étrangère (dans les cas où une personne vit des produits des
activités malveillantes des membres de sa famille immédiate).
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141313
3. Voluntary renunciation
3. Renonciation volontaire
Presently, there is no mechanism in the IRPA to enable permanent residents to renounce their status voluntarily. In some cases,
permanent residents know that they failed to meet residency obligations and have no desire to remain in Canada as permanent residents, yet they wish to visit Canada without being reported for noncompliance with respect to their residency requirements.
À l’heure actuelle, la LIPR ne contient aucun mécanisme permettant aux résidents permanents de renoncer volontairement à
leur statut. Dans certains cas, les résidents permanents savent qu’ils
n’ont pas satisfait à l’obligation de résidence et n’ont aucun désir
de demeurer au Canada en tant que résident permanent, mais ils
souhaitent séjourner au Canada sans faire l’objet d’un signalement
pour manquement à la loi en ce qui a trait à leurs obligations en
matière de résidence.
Dans d’autres cas, ces personnes peuvent être tenues de fournir
une preuve qu’elles ont renoncé au statut de résident permanent
afin de se prévaloir des avantages que leur procure leur pays d’origine ou un pays tiers, par exemple pour pouvoir accepter une affectation diplomatique, pour renouveler des documents civils (par
exemple carte d’identité nationale, couverture de santé/de la pension) ou pour faire le service militaire.
In other cases, such individuals may be required to provide proof
that they have relinquished permanent resident status in order to
obtain benefits from their country of origin or a third country, for
example, to accept a diplomatic posting, renew civil documents
(e.g. national identity cards, health/pension coverage), or enter military service.
Objectives
Objectifs
The proposed regulatory changes would support implementation
of the legislative amendments contained in the FRFCA to
strengthen the integrity of the immigration program, enhance
the safety and security of Canadians, and facilitate entry to support
Canadian interests.
The objectives of the proposed regulatory amendments are
2. to enhance the safety and security of Canadians by imposing
further restrictions on access to Canada by visitors with immediate family members who are inadmissible on grounds of security, human or international rights violations, or organized criminality; and
3.to strengthen the integrity and efficiency of the immigration
program by allowing permanent residents who no longer wish
to maintain their status in Canada to voluntarily give up their
status in a simple and straightforward manner.
Les modifications réglementaires proposées appuieraient la
mise en œuvre des modifications législatives contenues dans la
LARCE visant à renforcer l’intégrité du programme d’immigration, à accroître la sécurité des Canadiens et à faciliter l’entrée de
façon à mieux servir les intérêts canadiens.
Les objectifs des modifications réglementaires proposées sont
les suivants :
1. renforcer l’intégrité du programme d’immigration en :
a) accroissant les conséquences réglementaires pour fausses
déclarations concernant les mesures de renvoi et l’obligation d’obtenir l’autorisation de revenir au Canada, ce qui
créerait un élément dissuasif plus fort empêchant les étrangers et les résidents permanents de fournir de faux renseignements sur les demandes d’immigration liées aux statuts
de résident temporaire et permanent,
b) harmonisant davantage les sanctions du Canada avec les
sanctions sévères imposées par nos principaux partenaires
étrangers, ce qui rendrait le Canada moins attirant pour les
personnes qui espèrent obtenir un statut lié à l’immigration
en faisant de fausses déclarations au sujet de leurs circonstances personnelles;
2. accroître la sécurité des Canadiens en imposant des restrictions
additionnelles relativement à l’accès au Canada pour les visiteurs ayant des membres de leur famille immédiate interdits de
territoire pour des motifs de sécurité, d’atteinte aux droits
humains ou internationaux, ou de criminalité organisée;
3. renforcer l’intégrité et l’efficacité du programme d’immigration
en permettant aux résidents permanents qui ne souhaitent plus
conserver leur statut au Canada d’y renoncer volontairement de
façon simple.
Description
Description
These objectives would be achieved through the following proposed regulatory amendments:
Increase consequences for misrepresentation
In order to implement the legislative increase in consequences
for misrepresentation, as recently amended in the IRPA, the proposed Regulations would ensure that the exclusion order issued
for misrepresentation is increased from a two-year exclusion
period to a five-year one in both the temporary and permanent
resident streams.
Ces objectifs seraient atteints au moyen des modifications réglementaires proposées suivantes :
Accroître les conséquences pour fausses déclarations
Afin de mettre en œuvre l’accroissement législatif des conséquences pour fausses déclarations, telles que récemment modifiées dans la LIPR, les modifications réglementaires proposées
permettraient de garantir que la période de validité de la mesure
d’exclusion délivrée pour fausses déclarations passe de deux à
cinq ans, tant pour la résidence temporaire que pour la résidence
permanente.
Une mesure d’exclusion est une mesure de renvoi qui peut être
délivrée par le délégué du ministre de la Sécurité publique ou
par un commissaire de la Section de l’immigration de la
1. to strengthen the integrity of the immigration program by
(a)increasing the regulatory consequences for misrepresentation that pertain to removal orders and the requirement to
seek authorization to return to Canada, which would create
a stronger deterrent to foreign nationals and permanent residents providing false information in immigration applications related to both temporary and permanent resident
status, and
(b)bringing Canada more in line with the severe penalties
imposed by our key international partners, which would
make Canada a less attractive option for those who hope
to gain immigration status by misrepresenting their
circumstances;
An exclusion order is a removal order that can be issued by the
Minister of Public Safety’s delegate or an Immigration Division
member of the Immigration and Refugee Board to persons who
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141314
have contravened the IRPA or the Regulations and are the subject of an inadmissibility report. The current effect of the exclusion order for misrepresentation is that the person is barred from
returning to Canada within two years after leaving Canada
unless the person obtains written authorization from a CIC or
CBSA officer.
Commission de l’immigration et du statut de réfugié aux personnes qui ont enfreint la LIPR ou le Règlement et qui font
l’objet d’un rapport d’interdiction de territoire. L’effet actuel
d’une mesure d’exclusion pour fausses déclarations est que la
personne n’a pas le droit de revenir au Canada au cours des deux
années suivant son départ du Canada à moins d’obtenir une autorisation écrite auprès d’un agent de CIC ou de l’ASFC.
Les modifications réglementaires proposées permettraient également d’accroître la période au cours de laquelle un étranger est
tenu d’obtenir une autorisation écrite auprès d’un agent de CIC
ou de l’ASFC pour revenir au Canada après l’exécution d’une
mesure d’exclusion pour fausses déclarations, la faisant passer
de deux à cinq ans.
Ajouter des restrictions aux dispositions sur l’inadmissibilité
familiale
Les modifications réglementaires proposées appuieraient les
modifications législatives à la LIPR prévoyant l’interdiction de
territoire de certains étrangers dont un membre de la famille11 est
interdit de territoire pour des motifs de sécurité, d’atteinte aux
droits humains ou internationaux, ou de criminalité organisée.
Ainsi, le Règlement serait modifié afin d’élargir les circonstances dans lesquelles un étranger est interdit de territoire à
cause d’un membre de sa famille qui ne l’accompagne pas, en
incluant l’étranger qui est un résident temporaire ou celui qui a
présenté une demande de résidence temporaire ou de séjour au
Canada à titre de résident temporaire.
Une modification serait également nécessaire pour préciser que
les personnes interdites de territoire parce qu’un membre de leur
famille immédiate qui ne les accompagne pas est interdit de territoire pour les motifs susmentionnés feraient l’objet d’une
mesure d’expulsion prise par le délégué du ministre de la Sécurité publique. Une mesure d’expulsion est une mesure de renvoi
qui peut être prise par le délégué du ministre ou par un commissaire de la Section de l’immigration de la Commission de l’immigration et du statut de réfugié à l’égard des personnes qui ont
enfreint la LIPR ou le Règlement et qui font l’objet d’un rapport
d’interdiction de territoire. L’effet d’une mesure d’expulsion est
que la personne n’a pas le droit de revenir au Canada en tout
temps sans d’abord obtenir l’autorisation d’y revenir auprès
d’un agent de CIC ou de l’ASFC.
Un certain nombre de modifications de forme sont aussi nécessaires afin de tenir compte de la numérotation révisée de certaines dispositions de la LIPR qui font l’objet de renvois dans le
Règlement22.
Créer un cadre juridique permettant la renonciation volontaire
Les modifications réglementaires proposées appuieraient la
modification à la LARCE en mettant en place des critères spécifiques permettant à un résident permanent de présenter une
demande de renonciation à son statut de résident permanent. Les
critères obligeraient un demandeur à fournir une preuve de son
statut de résident permanent ou de citoyenneté dans un autre
pays et, s’il est âgé de moins de 18 ans, la demande devrait être
signée par toute personne qui en a la garde ou qui est habilitée à
agir en son nom.
Les modifications réglementaires proposées préciseraient également que le traitement de toute demande de parrainage présentée
par un résident permanent qui a aussi présenté une demande de
renonciation au statut de résident permanent serait suspendu en
attendant la décision définitive relativement à la demande de
renonciation. Si cette dernière est approuvée par un agent de
CIC ou de l’ASFC, la demande de parrainage ne sera plus valide
The proposed Regulations would also be amended to increase
the period during which a foreign national is required to obtain
written authorization from a CIC or CBSA officer in order to
return to Canada following the enforcement of an exclusion
order on grounds of misrepresentation from a two-year period to
a five-year period.
Add additional restrictions to inadmissible family member
provisions
The proposed regulatory amendments would support legislative
amendments to the IRPA with respect to the inadmissibility of
certain foreign nationals who have a family member11 who is
inadmissible on grounds of security, human or international
rights violations, or organized criminality. In particular, the
Regulations would be amended to broaden the prescribed circumstances in which a foreign national is inadmissible on the
grounds of a non-accompanying family member by including
foreign nationals that are temporary residents, have made an
application for temporary resident status or have made an application to remain in Canada as temporary residents.
An amendment would also be required to specify that persons
inadmissible for having a non-accompanying family member
who is inadmissible on the aforementioned grounds would be
issued a deportation order by the Minister of Public Safety’s
delegate. A deportation order is a removal order that can be
issued by the Minister’s delegate or an Immigration Division
member of the Immigration and Refugee Board to persons who
have contravened the IRPA or the Regulations and are the subject of an inadmissibility report. The effect of the deportation
order is that the person is barred from returning to Canada at any
time without first obtaining an authorization to return from a
CIC or CBSA officer.
A number of technical amendments are also needed throughout
the Regulations to reflect the revised numbering of certain provisions of the IRPA that are referred to in the Regulations2.2
Create a legal framework to allow voluntary renunciation
The proposed regulatory amendments would support the FRFCA
amendment by introducing specific criteria by which a permanent resident can apply to renounce their permanent resident
status. Criteria would require that an applicant include proof of
permanent resident status or citizenship in another country and,
if the applicant is under the age of 18 years, that the application
form be signed by every person who has custody of the applicant
or who is empowered to act on their behalf.
The proposed Regulations would also specify that assessments
of a sponsorship application that was submitted by a permanent
resident who has also made an application to renounce permanent residence would be held in abeyance pending a final decision on the renunciation application. Should the renunciation
application be approved by a CIC or CBSA officer, the sponsorship application would no longer be valid as the person applying
1
The definition of “family member” in the Regulations is limited, subject to some
exceptions, to spouses, common-law partners, dependent children, and dependent
children of a dependent child (see subsection 1(3) and section 23).
2
R23, R65(b)(i)(B), R65(b)(i)(C), R65(b)(i)(C)(II), R225(4), R226(2), R354.
1
La définition de « membre de la famille » dans le Règlement se limite, sous réserve
de certaines exceptions, à l’époux, au conjoint de fait, à l’enfant à charge et à l’enfant à charge d’un enfant à charge [voir le paragraphe 1(3) et l’article 23].
2
R23, R65b)(i)(B), R65b)(i)(C), R65b)(i)(C)(II), R225(4), R226(2), R354.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
to sponsor a member of the family class would now be ineligible
to sponsor.
There would be no application fee to renounce permanent resident status.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141315
puisque la personne qui demande à parrainer une personne au
titre de la catégorie du regroupement familial n’aura pas le droit
de parrainer quelqu’un.
Il n’y aurait aucuns frais de traitement pour les demandes de
renonciation au statut de résident permanent.
Regulatory and non-regulatory options considered
Options réglementaires et non réglementaires considérées
The consequences for misrepresentation currently exist in the
Regulations. Therefore, in order to support the full implementation
of the amendment to change the length of this inadmissibility period, regulatory changes are needed and are the only option.
Le règlement actuel prévoit des conséquences pour fausses
déclarations. Ainsi, pour appuyer la mise en œuvre complète de la
modification visant à changer la durée de cette période de l’interdiction de territoire, des modifications réglementaires sont requises
et représentent la seule option.
La LIPR et la LARCE ont conféré le pouvoir permettant de
prendre, dans les cas réglementaires, des mesures à l’égard des
membres de la famille n’accompagnant pas un demandeur. Actuellement, selon l’article 23 du Règlement, les cas réglementaires sont
que l’étranger doit avoir présenté une demande de visa de résident
permanent ou avoir demandé de demeurer au Canada en tant que
résident permanent. Il était nécessaire de modifier le Règlement
afin d’élargir les cas réglementaires de façon à inclure les résidents
temporaires et les étrangers ayant présenté une demande de résidence temporaire ou ceux ayant demandé de demeurer au Canada
en tant que résident temporaire.
Il existe actuellement un processus administratif (non réglementaire) visant les personnes qui souhaitent renoncer à leur statut de
résident permanent, mais il y a un manque d’uniformité dans la
qualité des demandes présentées et dans l’évaluation de ces
demandes par les agents de CIC et de l’ASFC. Une option réglementaire serait compatible avec la façon dont CIC gère toute
demande de changement de statut provenant d’un non-citoyen
(étranger et résident permanent).
The IRPA and the FRFCA provided the enabling authority to
attend to non-accompanying family members through prescribed
circumstances. Currently, section 23 of the Regulations provides
that the prescribed circumstances are that the foreign national has
made an application for a permanent resident visa or to remain in
Canada as a permanent resident. An amendment to the Regulations
was necessary in order to expand the prescribed circumstances to
include temporary residents and foreign nationals who have made
an application for temporary resident status or who have applied to
remain in Canada as a temporary resident.
There is currently an administrative (non-regulatory) process
regarding persons who wish to relinquish their permanent resident
status, but there is inconsistency in the quality of submissions and
in the assessment of such requests by CIC and CBSA officers. A
regulatory option would be consistent with how CIC handles any
request by a non-citizen (foreign national and permanent resident)
to change status.
“One-for-One” Rule
Règle du « un pour un »
The “One-for-One” Rule does not apply to these proposals as
there would be no incremental administrative or compliance costs
imposed on business.
La règle du « un pour un » ne s’applique pas à ces propositions
puisqu’il n’y aurait pas de coûts administratifs ou de conformité
supplémentaires imposés aux entreprises.
Small business lens
Lentille des petites entreprises
The small business lens does not apply to these proposals as
there are no costs to small business.
La lentille des petites entreprises ne s’applique pas à ces propositions, car ces dernières n’entraînent aucun coût pour les petites
entreprises.
Consultation
Consultation
Provisions of the FRFCA were debated during meetings of the
Standing Committee on Citizenship and Immigration and of
the Standing Senate Committee on Social Affairs, Science and
Technology. Committee members also considered stakeholder
testimony.
During discussions on the FRFCA’s misrepresentation provisions, committee members raised concerns about the severity of
the new misrepresentation penalty (a five-year ban) on those who
make minor or unintended mistakes on their applications, such as
typos on their year of birth. Departmental officials clarified that
before a final decision is rendered on a case, applicants are provided the opportunity to address any concerns regarding their
immigration application. CIC has guidelines to help officers evaluate inadmissibility for misrepresentation. In addition, if an individual would like to challenge an inadmissibility decision, they may
make an application for leave and judicial review at the Federal
Court. In certain cases, depending on the status of the individual,
they may also have the right of appeal to the Immigration Appeal
Division of the Immigration and Refugee Board.
Les dispositions de la LARCE ont fait l’objet de débats pendant
les réunions du Comité permanent de la citoyenneté et de l’immigration et du Comité sénatorial permanent des affaires sociales, des
sciences et de la technologie. Les membres des comités ont également tenu compte du témoignage des intervenants.
Durant les discussions relatives aux dispositions de la LARCE
sur les fausses déclarations, les membres des comités ont exprimé
des inquiétudes au sujet de la sévérité de la nouvelle sanction
imposée pour fausses déclarations (interdiction de cinq ans) aux
personnes qui font des erreurs mineures ou non intentionnelles
dans leur demande, comme des erreurs typographiques dans l’année de naissance. Les représentants du Ministère ont précisé
qu’avant qu’une décision définitive soit rendue, les demandeurs
ont l’occasion de réagir aux préoccupations concernant leur
demande d’immigration. CIC dispose de lignes directrices pour
aider les agents à évaluer l’interdiction de territoire pour fausses
déclarations. Par ailleurs, si une personne veut contester une décision d’interdiction de territoire, elle peut présenter une demande
d’autorisation et de contrôle judiciaire à la Cour fédérale. Dans
certains cas, selon le statut de la personne, celle-ci peut aussi avoir
le droit d’interjeter appel à la Section d’appel de l’immigration de
la Commission de l’immigration et du statut de réfugié.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
During consideration of the provisions of the FRFCA regarding
inadmissible family members, committee members commented on
the need for discretion to allow entry in cases where an applicant is
fleeing a spouse who is inadmissible on grounds of security, human
or international rights violations, or organized criminality. In such
cases, spousal relationships that have broken down in law or in fact
are currently exempt from the provision regarding inadmissible
family members under subparagraph 23(b)(i) of the Regulations.
In addition, mechanisms exist to facilitate temporary entry of
inadmissible applicants in justifiable circumstances, including
temporary resident permits and humanitarian and compassionate
considerations.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141316
There were no concerns raised during these debates regarding
the provision to allow individuals to renounce permanent resident
status.
Pendant l’étude des dispositions de la LARCE sur les membres
de la famille interdits de territoire, les membres des comités ont
formulé des commentaires sur la nécessité d’avoir un pouvoir discrétionnaire pour permettre l’entrée dans des cas où le demandeur
fuit un époux qui est interdit de territoire pour des motifs de sécurité, d’atteinte aux droits humains ou internationaux, ou de criminalité organisée. Dans de tels cas, les relations conjugales terminées en droit ou en fait sont actuellement dispensées de l’application
de la disposition sur l’inadmissibilité familiale du sousalinéa 23b)(i) du Règlement. En outre, il existe des mécanismes
facilitant l’entrée temporaire des demandeurs interdits de territoire
dans des circonstances justifiables, y compris les permis de séjour
temporaire et les motifs d’ordre humanitaire.
Aucune inquiétude n’a été soulevée pendant les débats au sujet
de la disposition permettant aux personnes de renoncer au statut de
résident permanent.
Rationale
Justification
Review of all of the proposed regulatory amendments does not
reveal any monetized impacts on business, consumers or other levels of government.
L’examen de l’ensemble des modifications réglementaires proposées ne révèle aucune incidence monétaire sur les entreprises,
les consommateurs ou d’autres ordres de gouvernement.
Increase consequences for misrepresentation
Accroître les conséquences pour fausses déclarations
Amendments to existing regulatory provisions related to misrepresentation would support legislative changes that provide a
stronger disincentive for applicants to provide fraudulent information on their immigration applications. The changes would also
help ensure that the processing of legitimate applications is not
delayed by fraudulent permanent resident applicants who reapply
and wait out their period of inadmissibility in the processing queue.
Les modifications aux dispositions réglementaires existantes
relatives aux fausses déclarations appuieraient les modifications
législatives visant à dissuader plus fortement les demandeurs à
fournir de faux renseignements sur leur demande d’immigration.
Les modifications contribueraient également à garantir que le traitement des demandes des demandeurs légitimes n’est pas retardé
par de frauduleux demandeurs de la résidence permanente qui présentent une nouvelle demande et attendent la fin de leur période
d’interdiction de territoire dans la file d’attente.
En outre, les conséquences accrues pour fausses déclarations
rendraient le Canada moins vulnérable à la fraude liée à l’immigration en harmonisant les conséquences à celles de nos partenaires
internationaux ayant des vues similaires aux nôtres. Un élément
dissuasif plus fort pour les fausses déclarations serait profitable
aux Canadiens puisqu’il garantirait que les voyageurs et les immigrants admis au Canada satisfont aux critères établis pour appuyer
les objectifs du Canada en matière d’immigration et augmenterait
la confiance et l’appui du public envers le programme d’immigration du Canada.
La sanction de deux ans est inférieure à celle imposée par nos
partenaires internationaux ayant des vues similaires aux nôtres, ce
qui rend le système d’immigration du Canada plus vulnérable aux
abus. D’autres pays semblent imposer des sanctions plus sévères,
par exemple :
•• Australie : interdiction d’obtenir un visa pendant une période
de trois ans lorsque des renseignements faux ou erronés ont été
fournis;
•• Royaume-Uni : interdiction de rentrer au pays pendant 1, 5 ou
10 ans (la durée de l’interdiction dépend de la gravité des
fausses déclarations);
•• États-Unis : interdiction de territoire à vie (c’est-à-dire interdiction à l’entrée) pour les fraudes concernant les visas et les
fausses déclarations.
In addition, the increased consequences for misrepresentation
would make Canada less vulnerable to immigration fraud by bringing consequences in line with Canada’s like-minded international
partners. A stronger deterrent for misrepresentation would benefit
Canadians by ensuring travellers and immigrants admitted to Canada meet the criteria established to support Canadian immigration
objectives, and would increase public confidence in and support
for Canada’s immigration program.
The two-year penalty is shorter than those imposed by Canada’s
like-minded international partners, which makes the Canadian
immigration system more vulnerable to abuse. Other countries
appear to have more severe penalties, for example:
•• Australia: three-year ban on visas where false or misleading
information is provided;
•• United Kingdom: 1-, 5-, or 10-year ban on re-entry (length of
ban depends on severity of false representation); and
•• United States: lifetime inadmissibility (i.e. ban on entry) for
visa fraud or misrepresentation.
Add restrictions to inadmissible family member provisions
Ajouter des restrictions aux dispositions sur l’inadmissibilité
familiale
Amendments to existing regulations related to inadmissible
family members would ensure that foreign nationals with immediate family members who are security threats, have committed
human or international rights violations, or are involved in organized criminality could not enter the country.
Des modifications aux dispositions réglementaires actuelles
concernant les membres de la famille interdits de territoire garantiraient que les étrangers ayant des membres de la famille immédiate
constituant une menace pour la sécurité, ayant porté atteinte aux
droits humains ou internationaux ou participant à des activités de
criminalité organisée ne pourront pas entrer au Canada.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141317
Program integrity issues have also been identified with the current legislation, as the inadmissibility of non-accompanying family
members does not affect temporary resident applicants, whereas
the inadmissibility of non-accompanying family members does
affect applicants for permanent resident status. Currently, a temporary resident applicant who is inadmissible by virtue of an
inadmissible accompanying family member at a port of entry
would be considered admissible if they leave and re-enter Canada
separately.
Des problèmes liés à l’intégrité du programme ont également été
relevés avec la loi actuelle, car l’interdiction de territoire des
membres de la famille n’accompagnant pas le demandeur n’a pas
d’incidence sur les demandeurs de la résidence temporaire, alors
que l’interdiction de territoire des membres de la famille n’accompagnant pas le demandeur a une incidence sur les demandeurs de la
résidence permanente. À l’heure actuelle, un demandeur de la résidence temporaire qui est interdit de territoire dans un point d’entrée du fait qu’un membre de sa famille qui l’accompagne est interdit de territoire serait admis si les deux quittaient le Canada et y
revenaient séparément.
Create a legal framework to allow voluntary renunciation
Créer un cadre juridique permettant la renonciation volontaire
Under the current process, permanent residents renounce their
status through an administrative process, which is cumbersome
and, in some cases, inadequate. Time and resources are spent on
travellers who have no desire to remain in Canada permanently.
•• Overseas, if a person does not meet the residency obligation,
the person has the option of signing a declaration stating that
they consent to a determination of failure to comply with residency obligations as well as a waiver of the right to appeal a
decision on residency. If the permanent resident does not meet
the residency obligation and does not sign the declaration, the
person has 60 days in which to appeal the negative
determination.
•• For port of entry and inland clients, CBSA and CIC officers
must apply an enforcement process in order to terminate the
permanent resident status of such individuals. If the permanent
resident does not meet the residency obligation under the IRPA,
enforcement action would involve the CBSA or CIC officer
preparing an inadmissibility report and possibly issuing a
removal order. The person can appeal the decision to issue a
removal order to the Immigration Appeal Division.
•• If the permanent resident meets the residency obligation under
the IRPA — whether abroad, at a port of entry or in Canada —
there is no legal way to give up that status.
Dans le cadre du processus actuel, les résidents permanents
renoncent à leur statut par un processus administratif qui est lourd
et, dans certains cas, inadéquat. Du temps et des ressources sont
consacrés à des voyageurs qui ne souhaitent pas rester au Canada
de façon permanente.
•• À l’étranger, si une personne ne satisfait pas à l’obligation de
résidence, elle a l’option de signer une déclaration selon
laquelle elle consente à une détermination de manquement à
l’obligation de résidence ainsi qu’une renonciation au droit
d’appel d’une décision touchant la résidence. Si le résident permanent ne satisfait pas à l’obligation de résidence et ne signe
pas volontairement la déclaration, il a 60 jours pour interjeter
un appel à l’égard de la détermination défavorable.
•• Relativement aux clients aux points d’entrée et aux bureaux
intérieurs, les agents de CIC et de l’ASFC doivent appliquer un
processus d’exécution de la loi pour annuler le statut de résident
permanent de ces personnes. Si le résident permanent ne satisfait pas à l’obligation de résidence aux termes de la LIPR, la
mesure d’exécution nécessiterait que l’agent de CIC ou de
l’ASFC prépare un rapport d’interdiction de territoire et prenne,
possiblement, une mesure de renvoi. La personne peut interjeter appel de la décision de prendre une mesure de renvoi auprès
de la Section d’appel de l’immigration.
•• Si le résident permanent satisfait à l’obligation de résidence
aux termes de la LIPR, qu’il soit à l’étranger, à un point d’entrée ou au Canada, il n’y a aucun moyen légal d’annuler son
statut.
Les modifications réglementaires proposées permettraient de
simplifier la procédure permettant à une personne de renoncer
volontairement à son statut de résident permanent et d’accroître
l’uniformité de la prise de décision par les agents. La LIPR a été
modifiée afin de mettre en place un mécanisme de renonciation
officiel dans le Règlement, de façon à ce que les clients qui n’ont
manifestement pas l’intention de demeurer au Canada en tant que
résidents permanents n’aient plus à se soumettre à la détermination
de résidence en vertu de la LIPR.
Les modifications réglementaires proposées définiraient clairement, pour les demandeurs, ce qui est nécessaire pour que leur
demande de renonciation au statut de résident permanent soit prise
en compte, ce qui améliorerait la qualité du service offert aux
demandeurs qui fournissent les renseignements nécessaires dès le
début du processus. Les délais de traitement pourraient varier
puisque ces demandes peuvent être traitées dans les bureaux à
l’étranger, dans les points d’entrée et au Canada. On s’attend à ce
que le traitement de ces demandes soit simple et permette, plus
tard, l’utilisation d’une plateforme de demande électronique, ce
qui donnerait des délais de traitement relativement courts. Il n’y
aurait aucuns frais de traitement puisqu’il n’y a pas de frais de
traitement dans le cadre du processus actuel, qui est purement
administratif.
Une solution de rechange à des dispositions réglementaires sur
la renonciation volontaire consisterait à continuer à traiter les
The proposed Regulations would simplify the procedure by
which a person can voluntarily renounce their permanent resident
status and would improve consistency in officers’ decision making.
The IRPA has been amended to introduce a formal renunciation
mechanism in the Regulations so that clients who clearly have no
intention to remain permanent residents of Canada no longer need
to submit to the residency determination under the IRPA.
The proposed Regulations would clearly define for applicants
what is required for their application to renounce permanent resident status to be considered, thereby improving the quality of service provided to applicants who submit the necessary information
at the outset. Processing times could vary, as such applications can
be processed at offices abroad, at ports of entry and in Canada. It is
expected that the processing of these applications would be simple
and could later allow for an electronic application platform, which
would result in relatively quick processing times. There is no processing fee because the current administrative-only process does
not charge a fee.
An alternative to regulations on voluntary renunciation would
have been continuing to process requests for renunciation using
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141318
only administrative procedures. Reliance on non-binding guidelines would be less effective than regulations in ensuring consistency and transparency in decision making and could lead to
uncertainty about the individual’s legal status in Canada.
demandes de renonciation à l’aide simplement de procédures
administratives. Le fait de compter sur des lignes directrices non
obligatoires serait moins efficace que des dispositions réglementaires pour assurer l’uniformité et la transparence du processus
décisionnel et pourrait causer de l’incertitude quant au statut légal
de la personne au Canada.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
The proposed Regulations would come into force on the day
they are registered, which is anticipated to be in fall 2014.
CIC and the CBSA would update field manuals and inform officers of their roles in enforcing the Regulations. There would also
be communications activities for the purpose of explaining these
regulatory changes to the Canadian public, stakeholders and Government employees; for example, the CIC Web site would be
updated.
For clients who wish to renounce their permanent resident status,
a new application kit would be developed that would include a
form and an accompanying guide to ensure that potential applicants are fully aware of the application requirements and consequences of renunciation. CIC anticipates that application intake
would be low, with the majority of applications coming from applicants who are residing outside of Canada. As this type of application can be processed in Canada, at a port of entry in Canada or at
a visa office abroad, the service standard can vary according to the
current operational environment.
Le règlement proposé entrerait en vigueur la journée de son
enregistrement, prévu pour l’automne 2014.
CIC et l’ASFC mettront à jour les guides pour les agents sur le
terrain et informeront les agents de leur rôle en ce qui a trait à
l’application du Règlement. Il y aura également des activités de
communication afin d’expliquer ces modifications réglementaires
au public canadien, aux intervenants et aux employés du gouvernement; par exemple, le site Web de CIC serait mis à jour.
Pour les clients qui souhaitent renoncer à leur statut de résident
permanent, une nouvelle trousse de demande serait préparée et
inclurait un formulaire et un guide d’accompagnement afin que les
demandeurs éventuels soient tout à fait au courant des exigences
liées à la demande et des conséquences de la renonciation. CIC
s’attend à ce que le nombre de nouvelles demandes soit faible et à
ce que la majorité des demandes proviennent de personnes résidant
à l’étranger. Comme ce type de demande peut être traité au Canada,
dans un point d’entrée au Canada ou dans un bureau des visas à
l’étranger, la norme de service peut varier en fonction de l’environnement opérationnel actuel.
Contact
Personne-ressource
Maureen Tsai
Director
Migration Control and Horizontal Policy Division
Admissibility Branch
Citizenship and Immigration Canada
365 Laurier Avenue West
Ottawa, Ontario
K1A 1L1
Email: C-43-Regs@cic.gc.ca
Maureen Tsai
Directrice
Division du contrôle de la migration et des politiques horizontales
Direction générale de l’admissibilité
Citoyenneté et Immigration Canada
365, avenue Laurier Ouest
Ottawa (Ontario)
K1A 1L1
Courriel : C-43-Regs@cic.gc.ca
PROPOSED REGULATORY TEXT
PROJET DE RÉGLEMENTATION
Notice is given that the Governor in Council, pursuant to subsections 5(1) and 14(1) and (2)3a and sections 264b, 325c, 43 and 536d of
the Immigration and Refugee Protection Act7e, proposes to make the
annexed Regulations Amending the Immigration and Refugee Protection Regulations.
Interested persons may make representations concerning the
proposed Regulations within 30 days after the date of publication
of this notice. All such representations must cite the Canada Gazette, Part I, and the date of publication of this notice, and be
addressed to Maureen Tsai, Director, Migration Control and
Horizontal Policy, Department of Citizenship and Immigration,
300 Slater Street, Ottawa, Ontario K1A 1L1 (tel.: 613-960-5788;
fax: 613-952-9187; email: C-43-Regs@cic.gc.ca).
Ottawa, May 29, 2014
JURICA ČAPKUN
Assistant Clerk of the Privy Council
Avis est donné que le gouverneur en conseil, en vertu des paragraphes 5(1), 14(1) et (2)3a et des articles 264b, 325c, 43 et 536d de la Loi
sur l’immigration et la protection des réfugiés7e, se propose de
prendre le Règlement modifiant le Règlement sur l’immigration et
la protection des réfugiés, ci-après.
Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du
projet de règlement dans les trente jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette
du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à
Maureen Tsai, directrice, Contrôle de la migration et politiques
horizontales, ministère de la Citoyenneté et de l’Immigration,
300, rue Slater, Ottawa (Ontario) K1A 1L1 (tél. : 613-960-5788;
téléc. : 613-952-9187; courriel : C-43-Regs@cic.gc.ca).
Ottawa, le 29 mai 2014
Le greffier adjoint du Conseil privé
JURICA ČAPKUN
a
a
b
b
S.C. 2013, c. 16, s. 4
S.C. 2013, c. 16, s. 11
c
S.C. 2013, c. 16, par. 37(2)(b)
d
S.C. 2013, c. 16, s. 21
e
S.C. 2001, c. 27
L.C. 2013, ch. 16, art. 4
L.C. 2013, ch. 16, art. 11
L.C. 2013, ch. 16, al. 37(2)b)
d
L.C. 2013, ch. 16, art. 21
e
L.C. 2001, ch. 27
c
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141319
REGULATIONS AMENDING THE
IMMIGRATION AND REFUGEE
PROTECTION REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE
RÈGLEMENT SUR L’IMMIGRATION
ET LA PROTECTION DES RÉFUGIÉS
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Paragraph 23(a) of the Immigration and
Refugee Protection Regulations81 is replaced by
the following:
(a) the foreign national is a temporary resident or
has made an application for temporary resident
status, an application for a permanent resident
visa or an application to remain in Canada as a
temporary or permanent resident; and
1. L’alinéa 23a) du Règlement sur l’immigration
et la protection des réfugiés81 est remplacé par ce
qui suit :
a) l’étranger est un résident temporaire ou a fait
une demande de statut de résident temporaire, de
visa de résident permanent ou de séjour au Canada
à titre de résident temporaire ou de résident
permanent;
2. The Regulations are amended by adding the
following after section 72.4:
2. Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 72.4, de ce qui suit :
Division 9
Section 9
Application to Renounce Permanent
Resident Status
Demande de renonciaton au statut de
Separate
application
72.5 Despite subsection 10(3), a separate application must be made for each family member that
would like to renounce their permanent resident
status.
72.5 Malgré le paragraphe 10(3), une demande
distincte est présentée pour chaque membre d’une
même famille qui veut renoncer au statut de résident
permanent.
Demande
distincte
Application —
conditions
72.6 An officer may approve a person’s application to renounce their permanent resident status if
(a) the person has provided evidence of their citizenship, nationality or permanent legal resident
status in another country; and
(b) in the case of an application in respect of a
person who is less than 18 years of age, the application is signed by every person who has custody
of that person or who is empowered to act on their
behalf by virtue of a court order or written agreement or by operation of law, unless otherwise
ordered by a court.
72.6 L’agent peut accepter la demande de renonciation au statut de résident permanent présentée par
un résident permanent si :
a) ce résident a fourni la preuve qu’il possède la
citoyenneté, la nationalité ou le statut de résident
permanent autorisé dans un autre pays;
b) dans le cas où la demande est présentée à
l’égard d’une personne âgée de moins de 18 ans,
la demande est signée par toute personne qui en a
la garde ou qui est habilitée à agir en son nom en
vertu d’une ordonnance judiciaire ou d’un accord
écrit ou par l’effet de la loi, à moins qu’il en soit
ordonné autrement par un tribunal.
Demande —
conditions
Sponsorship
application
suspended
72.7 If a permanent resident makes an application
to renounce their permanent resident status, any
sponsorship application made by them is suspended
until a decision is made on the application to renounce permanent residence.
72.7 Si un résident permanent présente une
demande de renonciation au statut de résident permanent, le traitement de toute demande de parrainage présentée par ce résident est suspendu jusqu’à
ce qu’il soit statué sur sa demande de renonciation.
Suspension de
la demande de
parrainage
3. Subsection 183(3) of the Regulations is
amended by striking out “and” at the end of
paragraph (a) and by adding the following after
that paragraph:
(a.1) if they have become a temporary resident in
accordance with subsection 46(1.1) of the Act, the
day on which their application to renounce their
permanent resident status is approved; and
3. Le paragraphe 183(3) du même règlement
est modifié par adjonction, après l’alinéa a), de ce
qui suit :
a.1) dans le cas de celui qui est devenu résident
temporaire conformément au paragraphe 46(1.1)
de la Loi, à la date d’acceptation de sa demande
de renonciation au statut de résident permanent;
4. Subsections 225(2) and (3) of the Regulations
are replaced by the following:
(2) For the purposes of subsection 52(1) of the
Act, the expiry of a one-year period following the
enforcement of an exclusion order, or a five-year
period if subsection (3) applies, is a circumstance in
which the foreign national is exempt from the
requirement to obtain an authorization in order to
return to Canada.
4. Les paragraphes 225(2) et (3) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
(2) Pour l’application du paragraphe 52(1) de la
Loi, l’expiration d’une période de un an — ou de
cinq ans dans le cas visé au paragraphe (3) — suivant l’exécution d’une mesure d’exclusion constitue
un cas dans lequel l’étranger visé par la mesure est
dispensé de l’obligation d’obtenir une autorisation
pour revenir au Canada.
Exception
1
SOR/2002-227
résident permanent
1
DORS/2002-227
Exception
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Misrepresentation
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 20141320
(3) A foreign national who is issued an exclusion
order as a result of the application of paragraph 40(2)(a) of the Act must obtain a written
authorization in order to return to Canada within the
five-year period after the exclusion order was
enforced.
5. Subsection 228(1) of the Regulations is
amended by striking out “and” at the end of
paragraph (c) and by replacing paragraph (d)
with the following:
(d) subject to paragraph (e), if the foreign national
is inadmissible under section 42 of the Act on
grounds of an inadmissible family member, the
same removal order as was made in respect of the
inadmissible family member; and
(e) if the foreign national is inadmissible on
grounds of an inadmissible family member in
accordance with paragraph 42(2)(a) of the Act, a
deportation order.
6. The Regulations are amended by replacing
“paragraph 42(a)” with “paragraph 42(1)(a)” in
the following provisions:
(a) the portion of section 23 before paragraph (a);
(b) clause 65(b)(i)(B);
(c) subclause 65(b)(i)(C)(II); and
(d) section 354.
7. The Regulations are amended by replacing
“paragraph 42(b)” with “paragraph 42(1)(b)” in
the following provisions:
(a) clause 65(b)(i)(C);
(b) subsection 225(4); and
(c) subsection 226(2).
(3) L’étranger visé par une mesure d’exclusion
prise en application de l’alinéa 40(2)a) de la Loi doit
obtenir une autorisation écrite pour revenir au
Canada au cours des cinq années suivant l’exécution
de la mesure d’exclusion.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
8. These Regulations come into force on the day
on which they are registered.
8. Le présent règlement entre en vigueur à la
date de son enregistrement.
[23-1-o]
Fausses
déclarations
5. L’alinéa 228(1)d) du même règlement est
remplacé par ce qui suit :
d) en cas d’interdiction de territoire de l’étranger
pour inadmissibilité familiale aux termes de l’article 42 de la Loi, sauf dans le cas prévu à l’alinéa e), la même mesure de renvoi que celle prise
à l’égard du membre de la famille interdit de
territoire;
e) en cas d’interdiction de territoire de l’étranger
pour inadmissibilité familiale conformément à
l’alinéa 42(2)a) de la Loi, l’expulsion.
6. Dans les passages ci-après du même règlement, « l’alinéa 42a) » est remplacé par « l’alinéa 42(1)a) » :
a) le passage de l’article 23 précédant l’alinéa a);
b) la division 65b)(i)(B);
c) la subdivision 65b)(i)(C)(II);
d) l’article 354.
7. Dans les passages ci-après du même règlement, « l’alinéa 42b) » est remplacé par « l’alinéa 42(1)b) » :
a) la division 65b)(i)(C);
b) le paragraphe 225(4);
c) le paragraphe 226(2).
[23-1-o]
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1321
Multi-sector Air Pollutants Regulations
Règlement multisectoriel sur les polluants
atmosphériques
Statutory authority
Canadian Environmental Protection Act, 1999
Fondement législatif
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Sponsoring departments
Department of the Environment and Department of Health
Ministères responsables
Ministère de l’Environnement et ministère de la Santé
REGULATORY IMPACT
ANALYSIS STATEMENT
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT
DE LA RÉGLEMENTATION
(This statement is not part of the Regulations.)
(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)
Executive summary
Issues: Air pollutants negatively affect human health, place a
serious burden on the health care system, degrade the environment and have an adverse impact on the economy. While progress has been made in reducing some air pollutant emissions,
air quality remains an ongoing issue in Canada.
Actions to manage industrial emissions currently vary across
Canada, creating an uneven playing field for Canadian enterprises. Canada lacks a nationally consistent approach to reducing industrial air pollutant emissions, and it is unlikely that
a base level of performance standards can be established
across Canada in the absence of federal action.
Description: The Multi-sector Air Pollutants Regulations
(“proposed Regulations”) would impose mandatory national
performance standards on specific sector/equipment groups, in
order to establish a nationally consistent emissions “floor.”
Within the proposed Regulations, performance standards for
the cement sector and two equipment types (i.e. gaseous-fuelfired non-utility boilers and heaters [“boilers and heaters”],
and stationary spark-ignition gaseous-fuel-fired engines [“engines”]) are included. It is expected that requirements for additional sectors/equipment groups would come forward in the
near future. The performance standards impose limits on the
amount of nitrogen oxides (NOx) and sulphur dioxide (SO2)
that can be emitted from cement manufacturing facilities, and
limits the amount of NOx that can be emitted from the two
equipment types.
Cost-benefit statement: The proposed Regulations are estimated to result in a reduction of approximately 2 065 kilotonnes (kt) of NOx and 96 kt of SO2 over the 2013–2035 period. A cost-benefit analysis was conducted for each sector/
equipment group, and each of these results in net benefits. The
net present value of the proposed Regulations is estimated to
be $6.5 billion for engines, $1.1 billion for boilers and heaters,
Résumé
Enjeux : Les polluants atmosphériques ont des répercussions
négatives sur la santé humaine, représentent un lourd fardeau
pour le système de soins de santé, nuisent à l’environnement
et ont des impacts négatifs sur l’économie. Même si des progrès ont été accomplis dans la réduction des émissions de polluants atmosphériques, la qualité de l’air est toujours un problème d’actualité au Canada.
Actuellement, les mesures mises en place pour gérer les émissions industrielles varient au Canada, ce qui fait que les règles
du jeu ne sont pas les mêmes pour toutes les entreprises canadiennes. Le Canada n’a pas d’approche nationale uniforme
concernant la réduction des émissions industrielles de polluants atmosphériques et il semble peu probable qu’un niveau
de rendement de base puisse être établi dans l’ensemble du
pays en l’absence de mesure fédérale.
Description : Le Règlement multisectoriel sur les polluants
atmosphériques (soit le projet de règlement) imposerait des
normes nationales de rendement obligatoires propres à des
secteurs ou des groupes d’équipement spécifiques, afin
d’établir un niveau de rendement de base uniforme à l’échelle
nationale. Le projet de règlement inclut des normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment et deux types
d’équipement (c’est-à-dire les chaudières et les fours industriels indépendants à combustibles gazeux [soit les chaudières
et les fours industriels] et les moteurs stationnaires à allumage
commandé brûlant des combustibles gazeux [soit les moteurs]). Il est prévu que des exigences pour d’autres secteurs
ou groupes d’équipement voient le jour dans un proche avenir.
Les normes de rendement imposent des limites concernant la
quantité d’oxydes d’azote et de dioxyde de soufre pouvant être
émise par les cimenteries et limitent la quantité d’oxydes
d’azote pouvant être émise par les deux types d’équipement.
Énoncé des coûts et avantages : Le projet de règlement
devrait entraîner une réduction d’environ 2 065 kilotonnes (kt)
d’oxydes d’azote et de 96 kt de dioxyde de soufre au cours de
la période de 2013 à 2035. Une analyse des coûts et avantages
a été effectuée pour chaque secteur ou groupe d’équipement,
et chacune de ces analyses indique des avantages nets.
La valeur actuelle nette du projet de règlement est estimée à
Canada Gazette Part I June 7, 2014
and $1.4 billion for cement. The benefit-to-cost ratios are
15:1 for engines, 24:1 for boilers and heaters, and 34:1 for
cement.
The present value of the benefits of the proposed Regulations
is estimated to be $7.0 billion for engines, $1.2 billion for
boilers and heaters, and $1.5 billion for cement. These benefits
largely arise from avoided environmental and health impacts
(such as premature mortalities and emergency room visits).
These benefits occur across Canada, and the largest share of
benefits is accrued in the province of Alberta.
The present value of the costs of the proposed Regulations is
estimated to be $470 million for engines, $50 million for boilers and heaters, and $43 million for cement. These costs are
largely due to the incremental expense of adopting the technologies required to reduce emissions. Due to the provision of
flexible compliance options, and differing requirements for
new versus existing capital, virtually all capital investments
involve “add-on” technologies or the purchase of loweremitting models at the time of natural capital stock turnover,
rather than early retirement of capital stock. Costs are not expected to be directly passed on to consumers given the competitive positions of the affected sectors.
“One-for-One” Rule and small business lens: The proposed
Regulations are expected to result in a net increase in administrative burden. However, these costs are small relative to other
costs. The requirements associated with each performance
standard in the proposed Regulations are estimated to result in
an annualized increase in total administrative costs to all businesses subject to the proposed Regulations of approximately
$120,075 for engines, $21,135 for boilers and heaters, and
$1,237 for cement.
No small businesses would be affected by the performance
standards for boilers and heaters or for cement. The small
business lens analysis was applied to the performance standards for engines. The application of the small business lens
analysis has resulted in an option in the proposed Regulations
that decreases both compliance and administrative burden for
small businesses by an estimated $19,025 over the period
($1,427 per business, or $68 per business annualized). An
exemption for small businesses from the requirements for
original engines is being proposed by Environment Canada.
Domestic and international coordination and cooperation:
The Government of Canada has extensively engaged provinces and territories during the regulatory development process in order to better understand their perspectives on the proposed Regulations and the relationship with existing actions
on the industries in their jurisdiction. Provinces support the
implementation of the system, seeing it as a model of effective
federal/provincial cooperation where each level of government
takes distinct, coordinated actions within their authorities that
are mutually reinforcing.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1322
6,5 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,1 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 1,4 milliard
de dollars pour les cimenteries. Les ratios avantages-coûts
sont de 15 pour 1 pour les moteurs, de 24 pour 1 pour les
chaudières et les fours industriels et de 34 pour 1 pour les
cimenteries.
La valeur actuelle des avantages du projet de règlement est estimée à 7 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,2 milliard
de dollars pour les chaudières et les fours industriels et à
1,5 milliard de dollars pour les cimenteries. Ces avantages découlent en grande partie des impacts évités sur l’environnement et la santé (comme les décès prématurés et les visites aux
services d’urgence). On a observé ces avantages dans tout le
Canada et, en particulier, dans la province d’Alberta.
La valeur actuelle des coûts du projet de règlement est évaluée
à 470 millions de dollars pour les moteurs, à 50 millions de
dollars pour les chaudières et les fours industriels et à 43 millions de dollars pour les cimenteries. Ces coûts résultent en
grande partie du coût différentiel de l’adoption des technologies nécessaires pour réduire les émissions. En raison des
options de conformité flexibles et des exigences différentes
pour les nouvelles immobilisations et les immobilisations
existantes, pratiquement toutes les dépenses en immobilisation
concernent l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de
modèles à faibles émissions au moment de la rotation du capital naturel, plutôt que la retraite anticipée du capital. Étant
donné les positions concurrentielles des secteurs touchés, les
coûts ne devraient pas être directement répercutés sur les
consommateurs.
Règle du « un pour un » et lentille des petites entreprises :
Le projet de règlement devrait se traduire par une nette augmentation du fardeau administratif. Toutefois, ces coûts restent faibles par rapport aux autres coûts. Les exigences associées à chaque norme de rendement du projet de règlement
devraient entraîner une augmentation annuelle de l’ensemble
des coûts administratifs pour toutes les entreprises assujetties
au projet de règlement d’environ 120 075 $ pour les moteurs,
21 135 $ pour les chaudières et les fours industriels et 1 237 $
pour les cimenteries.
Aucune petite entreprise ne serait touchée par les normes de
rendement concernant les chaudières et les fours industriels ou
les cimenteries. On a tenu compte de l’analyse de la lentille
des petites entreprises dans le développement des normes de
rendement concernant les moteurs. L’analyse de la lentille des
petites entreprises a donné lieu à la création d’une option dans
le projet de règlement qui permet de diminuer le fardeau de
conformité et le fardeau administratif pour les petites entreprises d’environ 19 025 $ pendant la période analysée (1 427 $
par entreprise ou 68 $ par entreprise en valeur annualisée).
Une dispense aux exigences relatives aux moteurs originaux
pour les petites entreprises est également proposée par Environnement Canada.
Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Le gouvernement du Canada a consulté de façon
considérable les provinces et les territoires au cours du processus d’élaboration du Règlement afin de mieux comprendre
leurs points de vue sur le projet de règlement et la relation
avec les mesures existantes visant les industries de leur territoire de compétence. Les provinces appuient la mise en œuvre
du système, le voyant comme un modèle de coopération efficace entre le gouvernement fédéral et les provinces où, dans le
cadre de son champ de compétence, chaque ordre de gouvernement prend des mesures coordonnées distinctes qui se renforcent mutuellement.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
In terms of enforcement as well as monitoring and reporting
requirements, efforts have been made to minimize overlap
with existing provincial requirements. The federal government
remains open to pursuing equivalency agreements with interested provinces.
The proposed Regulations would enable regulatory alignment
with the United States under the Canada-United States Regulatory Cooperation Council Joint Action Plan, under which
both Canada and the United States will be required to have
regulatory approaches in place that address emissions of particulate matter and its precursor pollutants. The proposed
Regulations are also important for continued engagement with
the United States on transboundary flows of air pollution
through the Canada-United States Air Quality Agreement.
The implementation of the proposed Regulations is not expected to affect trade.
1323
En matière d’application de la loi, de suivi ou de déclaration,
des efforts ont été fournis pour réduire le chevauchement avec
les exigences provinciales existantes. De plus, le gouvernement fédéral pourrait étudier la possibilité d’établir des accords d’équivalence avec les provinces intéressées.
Le projet de règlement permettrait d’harmoniser la réglementation canadienne avec celle des États-Unis dans le cadre du
Plan d’action conjoint du Conseil de coopération Canada—
États-Unis en matière de réglementation. En vertu de ce plan,
le Canada et les États-Unis seront tenus d’avoir des approches
réglementaires en place concernant les émissions de matière
particulaire et de ses polluants précurseurs. Le projet de règlement est également important dans le cadre de l’engagement soutenu du Canada avec les États-Unis concernant les
flux transfrontaliers de polluants atmosphériques incarné par
l’Accord Canada-États-Unis sur la qualité de l’air.
La mise en œuvre du projet de règlement ne devrait pas toucher les échanges commerciaux.
Background
Contexte
The Turning the Corner plan, published in 2007 for consultation, marked the first federal effort to enact mandatory requirements to address air pollution from industrial sources. It proposed
an ambitious federal regulatory regime that reflected worldleading emissions standards for industrial sector emission
sources. Provinces, industry and non-governmental organizations
(NGOs) expressed concern with this approach, and proposed to
develop an alternative approach that would consider regional air
quality issues, balance federal and provincial regulatory roles, and
impose less stringent federal standards on industry.
Le plan Prendre le virage, publié en 2007 aux fins de consultation, a marqué le premier effort fédéral en ce qui a trait à
l’adoption d’exigences obligatoires pour lutter contre la pollution
atmosphérique provenant de sources industrielles. Ce plan proposait un régime réglementaire fédéral ambitieux qui reflétait les
normes d’émission de calibre mondial pour les sources d’émissions du secteur industriel. Les provinces, l’industrie et les organisations non gouvernementales (soit les ONG) ont exprimé leur
inquiétude concernant cette approche et ont proposé d’élaborer
une approche de rechange qui tiendrait compte des problèmes de
qualité de l’air à l’échelle régionale, équilibrerait les rôles réglementaires du gouvernement fédéral et des provinces et imposerait
des normes fédérales moins strictes pour l’industrie.
De ce fait, les fonctionnaires fédéraux ont commencé à travailler en 2008, avec les intervenants et les provinces, à l’élaboration
d’une approche de rechange pour gérer la pollution atmosphérique. En octobre 2012, les ministres de l’Environnement des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux, à l’exception du
Québec, ont convenu de mettre en œuvre le Système de gestion
de la qualité de l’air (soit le SGQA). Le Québec appuie les objectifs généraux du SGQA et collaborera avec les autres gouvernements afin de mettre en œuvre les éléments locaux et régionaux
de gestion de la qualité de l’air.
Élaboré et approuvé par les provinces et les intervenants, le
SGQA constitue une approche cohérente pour maintenir et améliorer la qualité de l’air. Il comprend trois éléments clés : la gestion de la qualité de l’air à l’échelle régionale et locale, les
Normes canadiennes de qualité de l’air ambiant (soit les NCQAA)
mises à jour et non contraignantes, ainsi que les exigences de base
relatives aux émissions industrielles (soit les EBEI) pour les principaux émetteurs industriels. Les NCQAA sont des objectifs ambitieux destinés à guider le système. Elles forment la base qui
permet aux gouvernements provinciaux et territoriaux de déterminer le niveau de gestion nécessaire. Alors que la mise en œuvre
des EBEI établira un niveau minimal de bon rendement à
l’échelle nationale, les gouvernements provinciaux et territoriaux
surveilleront et géreront leurs sources locales de pollution atmosphérique et prendront des mesures supplémentaires pour toutes
les sources afin de respecter les NCQAA.
Les EBEI ont été élaborées pour les principaux secteurs industriels et certains types d’équipement. Les secteurs visés par le
SGQA sont ceux de l’aluminium et de l’alumine, de la fusion des
métaux communs, du ciment, des produits chimiques, de l’électricité, des boulettes de minerai de fer, du fer et de l’acier, des
As a result, federal officials began working with stakeholders
and provinces in 2008 to develop an alternative approach for
managing air pollution. In October 2012, the federal/provincial/
territorial ministers of the Environment, with the exception of
Quebec, agreed to implement the Air Quality Management System (AQMS). Quebec supports the general objectives of the
AQMS and will collaborate with jurisdictions to implement the
local and regional air quality management element.
The AQMS is a coherent approach to maintaining and improving air quality that was developed and endorsed by provinces and
stakeholders. It includes three key elements: regional and local air
quality management; updated, non-binding Canadian Ambient
Air Quality Standards (CAAQS); and base-level industrial emission requirements (BLIERs) for major industrial emitters. The
CAAQS are aspirational targets meant to drive the system. They
provide the basis for provincial and territorial governments to
determine what level of management action is needed. While the
BLIERs implementation will set a minimum level of good performance nationally, provincial and territorial governments will
monitor and manage their local sources of air pollution and take
additional action on all sources in order to work towards achieving the CAAQS.
BLIERs were developed for both major industrial sectors and
specific types of equipment. The AQMS sectors are aluminum
and alumina, base metal smelting, cement, chemicals, electricity,
iron ore pellets, iron and steel, oil sands, petroleum refineries,
potash, pulp and paper, and oil and gas (defined here as upstream
Canada Gazette Part I June 7, 2014
oil and gas and natural gas transmission pipelines). The equipment groups are gaseous-fuel fired non-utility boilers and heaters
(referred to henceforth as “boilers and heaters”), non-utility combustion turbines, and stationary spark-ignition gaseous-fuel-fired
engines (referred to henceforth as “engines”). When implemented, the BLIERs should ensure that all AQMS sectors in Canada, regardless of air quality where facilities are located, meet a
good base level of environmental performance. While the
BLIERs represent an emission “floor” for Canada, they are not
designed to address poor air quality on their own; provinces and
territories will assess sources of local air pollution and may require more stringent industrial emission standards for significant
sources of air pollution.
Environment Canada intends to implement the BLIERs using a
mix of regulatory and non-regulatory instruments, published over
the next few years in phases. As part of the first phase, BLIERs
that would be implemented via mandatory performance standards
within the proposed Regulations are as follows:
• Engines, which are primarily used for compression, electric
power generation and pumping in industrial facilities;
• Boilers and heaters, which generate steam for various purposes in industrial process applications (e.g. in situ extraction
of bitumen in oil sands operations using steam-assisted gravity drainage); and
• Grey cement manufacturing facilities in Canada, of which
there are 15 currently operating in Canada.
In subsequent phases, requirements for oil sands, petroleum refining, chemicals, fertilizers, upstream oil and gas, and volatile
organic compound emissions from hydrocarbon sources may be
proposed for addition to the proposed Regulations. Environment
Canada is exploring different options for implementing a BLIER
for coal-fired electricity in an effort to reach consensus for this
critical sector. The timeline for this BLIER has not yet been
determined.
Alternative instruments, such as pollution prevention (P2)
notices, codes of practice, release guidelines, and performance
agreements, are proposed to implement some BLIERs for the
following sectors over the next two years: aluminum, iron and
steel, oil sands,1 potash, pulp and paper, iron ore pellets, base
metal smelters, and a code of practice to reduce emissions of particulate matter from the cement sector.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1324
sables bitumineux, des raffineries de pétrole, de la potasse, des
pâtes et papiers et du pétrole et du gaz (défini comme le pétrole et
le gaz en amont et les pipelines de transport de gaz naturel). Les
groupes d’équipement concernés sont les chaudières et les fours
industriels indépendants brûlant des combustibles gazeux (soit les
chaudières et les fours industriels), les turbines à combustion indépendantes et les moteurs stationnaires à allumage commandé
brûlant des combustibles gazeux (soit les moteurs). Une fois mises en œuvre, les EBEI devraient faire en sorte que tous les secteurs visés par le SGQA au Canada respectent un niveau de base
acceptable en matière de performance environnementale, et ce,
quel que soit la qualité de l’air où les installations sont situées.
Même si ces exigences représentent un niveau de rendement de
base pour le Canada, elles ne sont pas conçues pour gérer la mauvaise qualité de l’air à elles seules; les provinces et les territoires
évalueront les sources de pollution atmosphérique à l’échelle
locale et pourraient imposer des normes d’émission plus strictes
pour les sources importantes de pollution atmosphérique.
Environnement Canada a l’intention de mettre en œuvre les
EBEI à l’aide d’une combinaison d’instruments réglementaires et
non réglementaires, qui seront publiées en plusieurs phases au
cours des prochaines années. Dans le cadre de la première phase,
les EBEI suivantes seraient mises en œuvre sous forme de norme
de rendement obligatoire présentées dans ce projet de règlement :
• les moteurs, qui sont principalement utilisés pour la compression, la production d’électricité et le pompage dans les installations industrielles;
• les chaudières et les fours industriels, qui génèrent de la vapeur à des fins diverses dans le cadre d’applications de procédés industriels (par exemple l’extraction in situ de bitume
dans l’exploitation des sables bitumineux en utilisant le drainage par gravité au moyen de vapeur);
• les cimenteries produisant du ciment gris au Canada, dont
15 sont actuellement actives.
Dans les phases ultérieures, des exigences pour les sables bitumineux, le raffinage du pétrole, les produits chimiques, les engrais, le pétrole et le gaz en amont, ainsi que pour les émissions
de composés organiques volatils provenant de sources d’hydrocarbures pourraient être proposées comme ajouts à ce projet de
règlement. Dans le cadre d’un effort visant à parvenir à un consensus sur la production d’électricité à partir du charbon, Environnement Canada étudie différentes solutions pour mettre en
œuvre une exigence EBEI concernant ce secteur clé. Le calendrier pour cette exigence n’a pas encore été déterminé.
D’autres instruments, tels que des avis de prévention de la pollution, des codes de pratique ou des directives sur les rejets et des
ententes sur la performance, sont proposés en vue de mettre en
œuvre des EBEI au cours des deux prochaines années pour les
secteurs de l’aluminium, du fer et de l’acier, des sables bitumineux1, de la potasse, des pâtes et papiers, des boulettes de minerai
de fer et des fonderies de métaux communs. Un code de pratique
pour réduire les émissions de matière particulaire provenant du
secteur du ciment pourrait également voir le jour.
Issues
Enjeux
Protecting the health and environment of Canadians is a key
government priority. Air quality is important to Canadians as air
pollutant emissions negatively affect human health, place a burden on the health care system, degrade the environment and have
an adverse impact on the economy. The federal government has
the authority to address air pollution due to the identification of
key air pollutants as toxic substances under the Canadian Environmental Protection Act, 1999 (CEPA 1999).
La protection de la santé et de l’environnement des Canadiens
est une grande priorité pour le gouvernement. La qualité de l’air
est importante pour les Canadiens, car les émissions de polluants
atmosphériques ont des répercussions négatives sur la santé humaine, représentent un fardeau pour le système de soins de santé,
nuisent à l’environnement et ont des impacts négatifs sur
l’économie. Le gouvernement fédéral a le pouvoir d’intervenir en
matière de pollution atmosphérique en vertu de la Loi canadienne
———
———
1
1
Both regulations and alternative instruments are proposed for the oil sands sector
but they may target different activities within the sector.
Un règlement et d’autres instruments sont proposés pour le secteur des sables
bitumineux, mais il se peut qu’ils ciblent différentes activités dans le secteur.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Industrial sources emit a large portion of all human-generated
air pollutants in Canada. Emissions from industry, largely fossil
fuel combustion, include sulphur dioxide (SO2) [89% of total
2010 emissions], nitrogen oxides (NOx) [39%], volatile organic
compounds (VOC) [41%], primary fine particulate matter (PM2.5)
[29%] and ammonia (NH3). These pollutants mix in the atmosphere and create two main components of smog: ground-level
ozone, and secondary particulate matter.
While progress has been made in reducing some air pollutant
emissions (e.g. regarding sulphur dioxide), air quality remains an
ongoing issue in Canada. More than 35% of Canadians live in
communities where the current Canada-wide air quality standard
for ozone is not being met, and pollution levels will continue to
be an issue as the population grows, the number of vehicles rises,
pollution from international sources increases, and industry
expands.
Numerous studies have linked particulate matter to cardiovascular and respiratory diseases or conditions, including heart
disease, stroke, asthma, bronchitis, and emphysema. Similarly,
ozone has been shown to exacerbate a wide range of respiratory
conditions. In addition to their smog-forming potential, ambient
levels of NOx and SO2 have also been linked directly to poor
health effects. Exposure to any of these pollutants can increase
the risk of medical complications, ranging from mild breathing
difficulty, to severe chest pains, hospitalization, and even an increased risk of death. Vulnerable populations who are at elevated
risk for these health problems include individuals with existing
respiratory or cardiovascular problems, the elderly, and children
due to their increased exposure levels. There is also growing evidence that air pollution may be associated with other health impacts (e.g. low birth weight and various neurological effects).
The negative health effects of air pollutants occur at all concentrations, not only at high concentrations (“smog days”). Even if
there are only modest amounts of pollutants in the air, research
shows that there are still health effects, especially among vulnerable populations such as children and seniors.
In addition to harming human health, air pollutants can cause a
variety of negative impacts to vegetation, soils, water, wildlife,
and materials, as well as overall ecosystem health. Plants are vulnerable to ozone: damage can be seen as flecks, blotches, and
reddening on the leaves; growth can be stunted and some seedlings may not survive. Long-term exposure to ozone may result in
crop yield losses, reduced timber growth, and premature livestock
mortalities and illnesses. Acid rain containing harmful amounts of
nitric and sulphuric acid damages trees and causes soils and water
bodies to acidify, making the water unsuitable for some fish and
other wildlife. Like humans, animals can experience similar
health problems if exposed to air pollutants over time. In addition,
the poor visibility associated with tiny particles in the air may
negatively affect welfare, tourism and the enjoyment of outdoor
recreational activities. Particulate deposition is also associated
with soiling and structural damages.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1325
sur la protection de l’environnement (1999), car les principaux
polluants atmosphériques sont considérés comme des substances
toxiques.
Une grande partie des polluants atmosphériques d’origine humaine au Canada proviennent de sources industrielles. Les émissions provenant de l’industrie, généralement dues à la combustion
de combustibles fossiles, comprennent notamment du dioxyde de
soufre (SO2) [89 % des émissions totales en 2010], des oxydes
d’azote (NOx) [39 %], des composés organiques volatils (COV)
[41 %], des matières particulaires fines primaires (PM2,5) [29 %]
et de l’ammoniac (NH3). Ces polluants se mélangent dans
l’atmosphère et créent deux grands composants du smog : l’ozone
troposphérique et les matières particulaires secondaires.
Même si des progrès ont été accomplis dans la réduction des
émissions de polluants atmosphériques (par exemple pour le
dioxyde de soufre), la qualité de l’air est toujours un problème
d’actualité au Canada. Plus de 35 % des Canadiens vivent dans
des collectivités où le standard pancanadien existant pour l’ozone
n’est pas respecté, et les niveaux de pollution continueront de
représenter un problème en raison de la croissance de la population, de l’augmentation du nombre de véhicules et de la pollution
provenant de sources internationales, ainsi que du développement
de l’industrie.
De nombreuses études ont associé les matières particulaires
aux maladies ou problèmes cardiovasculaires et respiratoires, y
compris les maladies cardiaques, les accidents vasculaires cérébraux, l’asthme, la bronchite et l’emphysème. De même, on a
constaté que l’ozone aggravait un large éventail de problèmes
respiratoires. En plus de leur potentiel de contribution au smog,
les niveaux ambiants de NOx et de SO2 ont également été directement liés aux problèmes de santé. L’exposition à l’un de ces
polluants peut augmenter le risque de complications médicales,
allant d’une légère difficulté à respirer à de fortes douleurs thoraciques, à l’hospitalisation et même à un risque accru de décès. Les
populations vulnérables ayant un risque élevé d’avoir ces problèmes de santé comprennent les personnes ayant déjà des problèmes
respiratoires ou cardiovasculaires, les personnes âgées et les enfants en raison de l’augmentation de leurs niveaux d’exposition.
On a également de plus en plus de preuves que la pollution atmosphérique peut être associée à d’autres impacts sur la santé
(par exemple un faible poids à la naissance et divers problèmes
neurologiques).
Les impacts néfastes des polluants atmosphériques sur la santé
sont présents à toutes les concentrations, pas seulement aux
concentrations élevées (« jours de smog »). Même si les quantités
de polluants dans l’air sont faibles, les recherches effectuées indiquent qu’il y a toujours des impacts sur la santé, en particulier
chez les populations vulnérables comme les enfants et les personnes âgées.
En plus de nuire à la santé humaine, les polluants atmosphériques peuvent causer divers impacts néfastes sur la végétation, les
sols, l’eau, la faune, les matériaux et la santé générale de l’écosystème. Les plantes sont vulnérables à l’ozone; les dommages
peuvent prendre la forme de mouchetures, de taches et de rougissures sur les feuilles, la croissance peut être freinée et certains
semis peuvent ne pas survivre. L’exposition à long terme à
l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures agricoles, une diminution de la croissance du bois, ainsi qu’une mortalité et des maladies prématurées pour le bétail. Les pluies acides
contenant des quantités dangereuses d’acide nitrique et d’acide
sulfurique nuisent aux arbres et provoquent une acidification des
sols et des plans d’eau, rendant ainsi l’eau non convenable pour
certains poissons et d’autres espèces sauvages. Les animaux peuvent éprouver, au fil du temps, des problèmes de santé similaires
à ceux des humains s’ils sont exposés aux polluants atmosphériques. Par ailleurs, la mauvaise visibilité associée aux minuscules
particules dans l’air peut affecter négativement le bien-être, le
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
In addition, air flow carries pollutants from province to province and between Canada and the United States. In turn, U.S.
emissions are transported into Canada and contribute to the ambient levels of PM and ozone, which contributes to exceed the Canadian ambient air standards in some parts of the country. The lack
of a clear national approach coupled with uncertain provincial
actions have made it difficult for Canada to discuss improvements
in cross-border pollution with the United States.
Table 1 below summarizes the significance of emissions
sources in each sector/equipment group in relation to total industrial emissions, as well as their projected growth in emissions and
geographical distribution in the absence of the proposed Regulations. The negative projected growth in NOx emissions for boilers
and heaters is due to the expected natural replacement of old uncontrolled boilers and heaters with new equipment that is less
emissions-intensive.
tourisme et le plaisir de faire des activités récréatives de plein air.
Le dépôt de matières particulaires est également associé aux
souillures et aux dommages structurels.
En outre, le flux d’air transporte les polluants d’une province
à l’autre et entre le Canada et les États-Unis. À leur tour, les émissions des États-Unis sont transportées au Canada et participent aux concentrations ambiantes de matières particulaires et
d’ozone, ce qui contribue à des dépassements des normes nationales de qualité de l’air ambiant dans certaines régions du pays. En
raison de l’absence d’une approche nationale claire et des mesures provinciales incertaines, il s’est avéré difficile pour le Canada
de discuter avec les États-Unis d’une stratégie contre la pollution
transfrontalière.
Le tableau 1 ci-dessous résume l’importance des sources
d’émissions pour chaque secteur ou groupe d’équipement par
rapport aux émissions industrielles totales, la croissance projetée
de leurs émissions en l’absence du projet de règlement ainsi que
leur répartition géographique. La croissance négative prévue pour
les émissions de NOx des chaudières et des fours industriels est
due aux remplacements normaux prévus des anciens équipements
sans technologie antipollution par de nouveaux ayant une intensité d’émissions plus faible.
Table 1: Emission Profiles by Sector/Equipment Group
Sector/
Equipment
Emissions
in 2010*
Emissions as
Percent of
Total
Canadian
Industrial
Sources
Projected
Growth in
Emissions
by 2035
(in Absence
of New
Regulations)
Geographical
Distribution
1326
Tableau 1 : Profils des émissions par secteur
ou groupe d’équipement
Secteur ou Émissions
équipement en 2010*
Émissions en
pourcentage
du nombre
total de
sources
industrielles
canadiennes
Croissance
prévue des
émissions
d’ici 2035
(en l’absence
du nouveau
règlement)
Répartition
géographique
489 kt NOx
46% of
industrial NOx
emissions
12%
Mainly located in
British Columbia,
and Alberta
Moteurs
489 kt de
NOx
46 % des
émissions
industrielles
de NOx
12 %
Principalement
situées en
ColombieBritannique et
en Alberta
Boilers and 26 kt NOx*
heaters
2% of
industrial NOx
emissions
-7%
Mainly located in
Alberta, British
Columbia and
Ontario
Chaudières
et fours
industriels
26 kt de
NOx*
2 % des
émissions
industrielles
de NOx
-7 %
Principalement
situées en Alberta,
en ColombieBritannique et
en Ontario
Cement
28 kt NOx
3% of
industrial NOx
emissions
16%
British Columbia,
Alberta, Ontario,
Quebec and Nova
Scotia
Ciment
28 kt de
NOx
3 % des
émissions
industrielles
de NOx
16 %
19 kt SO2
2% of
industrial SO2
emissions
23%
19 kt de
SO2
2 % des
émissions
industrielles
de SO2
23 %
ColombieBritannique,
Alberta, Ontario,
Québec et
Nouvelle-Écosse
Engines
* The emission level for boilers and heaters is in 2011.
* Le niveau d’émission des chaudières et des fours industriels concerne l’année
2011.
Objectives
Objectifs
The proposed Regulations are the vehicle through which the
federal government intends to implement some of the BLIERs.
This single regulation includes a section with content that applies
to all or several sectors/types of equipment, along with separate
sections with requirements specific to each sector/type of equipment. Therefore, these proposed Regulations would fulfil an important commitment of the federal government to implement the
new AQMS, and contribute towards establishing a nationally
consistent emissions “floor” across the country. In doing so, the
proposed Regulations would lead to reduced air pollutant emissions (NOx and SO2), which will have positive health and environmental effects.
Le projet de règlement est le moyen par lequel le gouvernement fédéral a l’intention de mettre en œuvre certaines des EBEI.
Ce règlement inclut une partie dont le contenu s’applique à tous
les secteurs ou types d’équipements ou à plusieurs d’entre eux,
ainsi que des parties distinctes comprenant des exigences propres
à chaque secteur ou type d’équipement. Ainsi, ce projet de règlement permettrait au gouvernement fédéral d’honorer son important engagement qui est de mettre en œuvre le nouveau SGQA
et d’aider à établir un niveau de rendement de base uniforme
à l’échelle nationale. Ce faisant, le projet de règlement permettrait de réduire les émissions de polluants atmosphériques
(NOx et SO2), ce qui aura des impacts positifs sur la santé et
l’environnement.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1327
Specific objectives for each sector/equipment group are as
follows:
Engines: Limit the amount of NOx emitted from modern and
original engines used by industrial facilities.
Boilers and heaters: Limit the amount of NOx emitted from
modern, original, and transitional boilers and heaters used by
industrial facilities.
Cement: Limit the amount of NOx and SO2 emitted from all grey
cement manufacturing facilities.
Les objectifs propres à chaque secteur et groupe d’équipement
sont les suivants :
Moteurs : Limiter la quantité de NOx émise par les moteurs modernes et originaux utilisés par les installations industrielles.
Chaudières et fours industriels : Limiter la quantité de NOx émise
par les chaudières et les fours industriels modernes originaux ou
de transition utilisés par les installations industrielles.
Ciment : Limiter la quantité de NOx et de SO2 émise par toutes les
cimenteries produisant du ciment gris.
Description
Description
The proposed Regulations would impose mandatory performance standards specific to each sector/equipment group; they are
described in turn below. In all cases, regulated facilities would be
subject to enforcement and compliance requirements and penalties as specified under CEPA 1999.
Le projet de règlement imposerait des normes de rendement
obligatoires propres à chaque secteur et groupe d’équipement
(voir description ci-dessous). Dans tous les cas, les installations
réglementées seraient soumises aux exigences d’application de la
loi et de conformité, ainsi qu’aux peines prévues dans la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
Engines (equipment type)
Moteurs (type d’équipement)
The stationary engines burning gaseous fuels covered by the
proposed Regulations are typically used for gas compression
(such as maintaining well pressure or moving gas along pipelines), but can also be used for other purposes, such as back-up
generators and pumping. They range in size from as small as the
engine in a small car to as large as the engine found in a dieselelectric locomotive. They are a significant source of NOx emissions; in one hour of operation, an average sized engine emits
as much NOx as an average light-duty vehicle does in almost
200 000 km.
Les moteurs stationnaires brûlant des combustibles gazeux qui
sont visés par le projet de règlement sont généralement utilisés
pour la compression des gaz (par exemple pour maintenir la pression dans les puits ou déplacer le gaz dans les pipelines), mais ils
peuvent aussi être utilisés à d’autres fins, comme pour entraîner
des génératrices auxiliaires ou pour le pompage. Leur plage de
puissance s’étend d’un moteur aussi petit que celui d’une petite
voiture à un moteur aussi gros que celui d’une locomotive dieselélectrique. Ils représentent une source importante d’émissions de
NOx et, en une heure de fonctionnement, un moteur de puissance
moyenne peut émettre autant de NOx qu’un véhicule léger de
taille moyenne parcourant près de 200 000 km.
Le projet de règlement imposerait des normes de rendement
pour les moteurs neufs (modernes) et existants (originaux), tel
qu’il est décrit au tableau 2 ci-dessous. Les moteurs sont définis
comme étant modernes ou originaux dépendamment de leur
année de fabrication par rapport au 1er janvier 2015.
Le projet de règlement exigerait l’envoi de renseignements au
gouvernement. Tous les moteurs en exploitation devraient être
enregistrés et des renseignements permettant d’identifier le moteur visé par le Règlement devraient être envoyés. Pour les moteurs modernes, l’enregistrement devrait être effectué un an après
que le moteur ait commencé à être exploité, après quoi l’envoi
annuel des résultats des essais de rendement devrait débuter. Pour
les moteurs originaux, l’enregistrement serait exigé à partir du
1er janvier 2018 et les rapports annuels devraient être soumis à
partir de 2021. Autant pour les moteurs modernes qu’originaux, et
à chaque fois que des renseignements permettant d’identifier le
moteur changent, l’enregistrement du moteur devrait être mis à
jour, et ce, au même moment que l’envoi du rapport annuel.
Pour les moteurs modernes, la norme et le seuil de puissance
proposés sont basés sur les normes de rendement de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulées New Source
Performance Standard for Stationary Spark Ignition Internal
Combustion Engines (norme de rendement des sources nouvelles
pour les moteurs stationnaires à combustion interne à allumage
commandé). Pour les moteurs originaux, la norme de rendement
et le seuil de puissance ont été déterminés en fonction des technologies d’adaptation antipollution actuellement offertes aux exploitants et qui ont été démontrées sur le terrain. Le seuil de puissance
des moteurs originaux est supérieur à celui des moteurs modernes, et ce, en raison des défis et des coûts liés à la modernisation
des moteurs de plus faible puissance.
The proposed Regulations would impose performance standards for both new (“modern”) and existing (“original”) engines,
as set out in Table 2 below. Modern and original engines are defined based on when they are manufactured relative to January 1, 2015.
The proposed Regulations would require the submission of information to the Government. All engines in operation would be
required to be registered, and information would have to be
submitted identifying the regulated engines. For modern engines,
the engine would be registered and the results of testing would be
submitted annually starting one year after the engine begins to
operate. For original engines, registration will be required as of
January 1, 2018, and annual reports will be submitted as of 2021.
For both modern and original engines, any time the engine’s identifying information is changed, its registration will need to be
updated at the same time as the subsequent annual report is
submitted.
For modern engines, the U.S. Environmental Protection
Agency’s New Source Performance Standard for Stationary Spark
Ignition Internal Combustion Engines was the basis for the proposed standard and size threshold. For original engines, the performance standard and size threshold was based on retrofit technologies that are currently available to operators and have been
proven in operation. The size threshold for original engines is
higher than that of modern engines in recognition of the challenges and costs of retrofitting smaller engines.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
These performance standards are consistent with what can be
achieved cost-effectively by installing emissions control technologies, including, but not limited to, non-selective catalytic
reduction (NSCR); rich-to-lean-burn engine management systems; and pre-combustion chambers. Two options are available to
meet the emission limits applying to original engines:
• Per unit approach: to meet the standard by modifying all applicable engines beginning in 2026, and by modifying engines
representing at least half of the total power of all applicable
engines between 2021 and 2026; or
• Average approach: to meet the standard by taking an annual
average of emissions from all applicable engines; that is, some
engines in a given collection will be able to emit below the
performance standard while others will emit above, so long as
the average annual emissions of engines in a collection meets
the standard (referred to henceforth as the “fleet average
approach”).
1328
Ces normes de rendement correspondent aux niveaux d’émissions qui peuvent être atteints de manière rentable en installant
des technologies antipollution, y compris, sans toutefois s’y limiter, les catalyseurs à trois voies, les systèmes de gestion de moteur
qui convertissent le moteur à mélange riche en moteur à mélange
pauvre et les chambres de précombustion. Il existe deux options
pour respecter les limites d’émissions s’appliquant aux moteurs
originaux :
• Approche par unité : respecter la norme en modifiant tous les
moteurs visés par le projet de règlement à compter de 2026, et
en modifiant des moteurs représentant au moins la moitié de
la puissance totale de tous les moteurs visés par le projet de
règlement pour la période de 2021 à 2026;
• Approche de la moyenne : respecter la norme en calculant la
moyenne annuelle des émissions de tous les moteurs visés par
le projet de règlement; à savoir que certains moteurs d’une
collection donnée pourront émettre des émissions inférieures à
la norme, tandis que les émissions d’autres moteurs seront supérieures à la norme, à condition que la moyenne annuelle des
émissions des moteurs d’une collection respecte la norme (soit
l’approche de la moyenne du parc).
Table 2: Proposed Performance Standards for Engines
Manufactured After January 1, 2015
(Modern Engines)
Manufactured Before January 1, 2015
(Original Engines)
AQMS Sectors Covered
Aluminum and alumina, base metal smelting, cement,
chemicals, electricity, iron ore pellets, iron and steel,
oil sands, petroleum refining, potash, pulp and paper,
and oil and gas (defined here as upstream oil and gas
and natural gas transmission pipelines)
Oil and Gas
Size Threshold
(kilowatts, kW)
≥75
≥250
NOx Emission Limits
2.7 grams per kilowatt-hour (g/kWh) output
or
160 parts per million by volume on a dry
basis (ppmvd) at 15% oxygen
Flat Limit:
4 g/kWh output
or 210 ppmvd at 15% oxygen
(engines comprising 50% of total power as of 2021;
100% by 2026)
or
Fleet Average:
8 g/kWh output or 421 ppmvd at 15%
oxygen as of 2021;
4 g/kWh or 210 ppmvd at 15%
oxygen as of 2026
Testing
Baseline Performance Test;
Ongoing Tests for Engines
≥375 kW in size
Baseline Performance Test;
Ongoing Tests for Engines
≥375 kW in size
Size Threshold
(kW)
≥100
None
NOx Emission Limits
2.7 g/kWh output
or
160 ppmvd at 15% oxygen
None
Testing
None
None
Low-usage Engines
Regular-usage Engines
Criteria
Tableau 2 : Normes de rendement proposées pour les moteurs
Critères
Secteurs visés par le Système de
gestion de la qualité de l’air
Date de fabrication postérieure au 1er janvier 2015
(moteurs modernes)
Date de fabrication antérieure au 1er janvier 2015
(moteurs originaux)
Aluminium et alumine, fusion des métaux communs,
ciment, produits chimiques, électricité, boulettes
de minerai de fer, fer et acier, sables bitumineux,
raffinage du pétrole, potasse, pâtes et papiers, pétrole
et gaz (définis ici comme pétrole et gaz en amont
et pipelines de transport de gaz naturel)
Pétrole et gaz
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1329
Tableau 2 : Normes de rendement proposées pour les moteurs (suite)
Date de fabrication postérieure au 1er janvier 2015
(moteurs modernes)
Date de fabrication antérieure au 1er janvier 2015
(moteurs originaux)
≥ 75
≥ 250
Limites des émissions de NOx
2,7 grammes par kilowattheure (g/kWh) produit
ou
160 parties par million en volume sur une
base sèche (ppmvd) à 15 % d’oxygène
Limite uniforme :
4 g/kWh produit
ou 210 ppmvd à 15 % d’oxygène
(moteurs représentant 50 % de la puissance
totale à partir de 2021;
100 % d’ici 2026)
ou
Moyenne du parc :
8 g/kWh produit ou 421 ppmvd à
15 % d’oxygène à partir de 2021;
4 g/kWh produit ou 210 ppmvd à
15 % d’oxygène à partir de 2026
Essais
Essais de rendement initial; essais subséquents
pour les moteurs dont la puissance est
supérieure ou égale à 375 kW
Essais de rendement initial; essais
subséquents pour les moteurs dont la
puissance est supérieure ou égale à 375 kW
Seuil de puissance
(kW)
≥ 100
Aucun
Limites des émissions de NOx
2,7 g/kWh produit
ou
160 ppmvd à 15 % d’oxygène
Aucun
Essais
Aucun
Aucun
Critères
Moteurs à faible
utilisation
Moteurs à utilisation régulière
Seuil de puissance
(kilowatts, kW)
Original low-usage engines, which are those engines used less
than 5% of the time in a three-year period, are not subject to the
same emission requirements as regular-usage engines. Low-usage
engines are expected to represent a small percentage of the total
engine fleet. Given their low usage, these engines are not a significant source of NOx emissions and would be less cost-effective
to retrofit than regular-usage engines. The proposed performance
standards for original engines apply only to facilities in the oil
and gas sector (non-oil sands upstream oil and gas, natural gas
transmission pipelines).
Les moteurs originaux à faible utilisation, soit ceux qui sont
utilisés moins de 5 % du temps sur une période de trois ans, ne
sont pas soumis aux mêmes exigences d’émissions que les moteurs à utilisation régulière. Les moteurs à faible utilisation devraient représenter un petit pourcentage du parc total de moteurs.
Compte tenu de leur faible utilisation, ces moteurs ne constituent
pas une source importante d’émissions de NOx et il serait moins
rentable de les moderniser que de moderniser les moteurs à utilisation régulière. Les normes de rendement proposées pour les
moteurs originaux s’appliquent uniquement aux installations du
secteur du pétrole et du gaz (pétrole et gaz en amont ne provenant
pas de sables bitumineux, pipelines de transport de gaz naturel).
Boilers and heaters (equipment type)
Chaudières et fours industriels (type d’équipement)
A boiler burns gaseous fossil fuels, such as natural gas, to create hot water or steam for use in industrial processes and heating,
while a heater directly heats the material being processed. Boilers
and heaters are typically comprised of a combustion chamber,
burners, a pressure vessel (only for boilers), and control/
monitoring equipment. The burner design determines the NOx
emissions; a well-designed burner can reduce NOx emissions by a
factor of five, compared to a standard burner.
Une chaudière brûle des combustibles fossiles gazeux, comme
le gaz naturel, afin de produire de l’eau chaude ou de la vapeur
pour les procédés industriels et le chauffage, tandis qu’un four
industriel chauffe directement la matière traitée. Les chaudières et
les fours industriels sont généralement composés d’une chambre
de combustion, de brûleurs, d’un appareil à pression (uniquement
pour les chaudières) et d’un équipement de contrôle ou de surveillance. La quantité de NOx émise dépend de la conception du brûleur. Ainsi, un brûleur bien conçu aurait la capacité d’émettre
cinq fois moins de NOx qu’un brûleur standard.
On trouve des chaudières et des fours industriels dans la plupart des secteurs de l’économie canadienne. Selon les seuils de
taille convenus par l’industrie, les provinces et les ONG au cours
des discussions sur les limites d’émissions (indiqués dans le tableau 3 ci-dessous), seuls les chaudières et les fours industriels
ayant une capacité nominale égale ou supérieure à 10,5 gigajoules
par heure (GJi/h) seraient visés par le projet de règlement.
Le projet de règlement imposerait des normes de rendement
pour les chaudières et les fours industriels neufs (modernes) et
existants (originaux), tel qu’il est décrit au tableau 3 ci-dessous.
Les normes de rendement varient en fonction de l’appareil utilisé
(chaudière ou four industriel), des combustibles brûlés (gaz naturel ou combustibles gazeux de remplacement) et du fait que le
four industriel préchauffe ou non l’air de combustion, ou que la
chaudière a un rendement supérieur ou inférieur à 80 %. Pour
chaque élément à prendre en considération, à l’exception du
Boilers and heaters are found in most sectors of the Canadian
economy. Using size thresholds that industry, provinces and
NGOs agreed upon during discussions of the emission limits (as
noted in Table 3 below), only boilers and heaters having a rated
capacity greater than or equal to 10.5 gigajoules per hour (GJi/hr)
would be subject to the proposed Regulations.
The proposed Regulations would impose performance standards for both new (“modern”) and existing (“original”) boilers
and heaters, as set out in Table 3 below. The performance standards differ depending on whether the equipment is a boiler or a
heater, whether the equipment burns natural gas or alternative
gaseous fuels, whether the heater preheats the combustion air, or
whether the boiler has an efficiency of more than 80%. For each
consideration, except for efficiency, the emission limits were
chosen so that the technical difficulty in meeting them is roughly
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
equivalent. The efficiency consideration was included so as to not
provide a disincentive for more efficient fuel use (i.e. a more efficient boiler can have a higher emission intensity, but would emit
the same quantity of NOx per year as a less efficient boiler).
1330
rendement, les limites d’émissions ont été choisies de façon à ce
que la difficulté technique rencontrée pour les atteindre soit à peu
près équivalente. L’idée de prendre en compte le rendement a été
incluse afin de ne pas décourager l’utilisation plus efficace de
carburants (c’est-à-dire qu’une chaudière plus efficace peut avoir
une intensité d’émissions plus élevée tout en émettant la même
quantité de NOx par an qu’une chaudière moins efficace).
Table 3: Proposed Performance Standards for Large Non-utility Boilers and Heaters
AQMS sectors covered: Aluminum and alumina, base metal smelting, cement, chemicals, electricity, iron ore pellets, iron and steel, oil sands, potash, pulp and paper,
and oil and gas.2
Size threshold: Rated capacity greater than 10.5 gigajoules input energy per hour (GJi/hr).3
NOx Emission Limits
(g/GJi)
Fuel Type
Natural gas
Modern
Equipment
Boiler4
Parameters
<80%
16
Efficiency
≥80%
>16 - 18
Preheated combustion air
Yes
No
Alternative gaseous fuel
Efficiency
<80%
20.8
≥80%
>20.8 - 23
No
Original
Equipment
Preheated combustion air
Natural gas and/or alternative
gaseous fuels
Threshold Level of NOx
emissions (g/GJi)
N/A
Yes
N/A
Heater5
Compliance
Year
N/A
16
>16 – 19
2015
N/A
20.8
>20.8 - 25
>80
26
26
2026
70-80
26
26
2036
<70
N/A
N/A
N/A
Tableau 3 : Normes de rendement proposées pour les chaudières et les fours industriels indépendants de grande capacité
Secteurs visés par le SGQA : aluminium et alumine, fusion des métaux communs, ciment, produits chimiques, électricité, boulettes de minerai de fer, fer et acier, sables
bitumineux, potasse, pâtes et papiers, pétrole et gaz2.
Seuil de taille : capacité nominale supérieure à 10,5 gigajoules d’apport énergétique par heure (GJi/h)3.
Limites des émissions
de NOx (g/GJi)
Combustible
Équipement moderne
Gaz naturel
Rendement
2
3
4
5
< 80 %
16
≥ 80 %
> 16-18
Non
Air de combustion préchauffé
Autre combustible gazeux
Rendement
Oui
Some AQMS sectors have no existing boilers or heaters that would be subject to
the obligation (for example, cement has no equipment that would be considered
to be a boiler or heater under the proposed Regulations).
Gigajoules per hour of input energy is a measure of how much fuel the equipment burns on a continuous basis.
In addition to these emission limits, boilers with a capacity greater than
262.5 GJi/hr would be required to be designed to emit less than 13 g/GJi (regardless of whether they combust natural gas or alternative gaseous fuel, and regardless of their efficiency).
In addition to these emission limits, heaters with a capacity greater than
262.5 GJi/hr would be required to be designed to emit less than 16 g/GJi (regardless of whether they combust natural gas or alternative gaseous fuel, and regardless of the amount of air preheat).
———
2
3
4
5
s.o.
< 80 %
20,8
≥ 80 %
> 20,8-23
Non
Air de combustion préchauffé
———
Chaudière4
Paramètres
Oui
s.o.
Four
industriel5
Année de
conformité
s.o.
16
> 16-19
2015
s.o.
20.8
> 20,8-25
Certains secteurs visés par le SGQA n’ont pas de chaudières ni de fours industriels existants qui seraient assujettis à l’obligation (par exemple, la fabrication de
ciment ne nécessite aucun équipement qui pourrait être considéré comme une
chaudière ou un four industriel en vertu du projet de règlement).
Les gigajoules par heure d’apport énergétique constituent une mesure de la quantité de carburant brûlé par l’équipement sur une base continue.
En plus de ces limites d’émissions, les chaudières ayant une capacité nominale
supérieure à 262,5 GJi/h seraient tenues d’être conçues pour émettre moins de
13 g/GJi (indépendamment du fait qu’ils brûlent du gaz naturel ou un combustible gazeux de remplacement, et indépendamment de leur rendement).
En plus de ces limites d’émissions, les fours industriels ayant une capacité supérieure à 262,5 GJi/h seraient tenus d’être conçus pur émettre moins de 16 g/GJi
(indépendamment du fait qu’ils brûlent du gaz naturel ou un combustible gazeux
de remplacement et quelle que soit la quantité d’air préchauffé).
1331
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Tableau 3 : Normes de rendement proposées pour les chaudières et les fours industriels indépendants de grande capacité (suite)
Limites des émissions
de NOx (g/GJi)
Équipement
original
Combustible
Chaudière4
Four
industriel5
Année de
conformité
> 80
26
26
2026
70-80
26
26
2036
< 70
s.o.
s.o.
s.o.
Paramètres
Gaz naturel ou combustibles
gazeux de remplacement
Seuil d’émissions de NOx (g/GJi)
Original boilers and heaters are those that are in service before
the proposed Regulations come into force. Transitional boilers
and heaters6 are those that are assembled on site and are in service
within up to two years of the proposed Regulations coming into
force. Modern boilers and heaters are those that are not original
and not transitional, and would be in service after the proposed
Regulations come into force.
For original boilers and heaters, these performance standards
could be achieved cost-effectively by either retrofitting or replacing the original equipment. The proposed Regulations phase
in NOx emission limits over a 20-year period for equipment that
emits more than 70 grams per gigajoule input energy (g/GJi).
Equipment that currently emits less than 70 g/GJi would not be
subject to any performance standards under the proposed Regulations. The performance standards target original equipment in
regulated sectors that have no NOx controls, imposing requirements by 2026 for boilers and heaters that currently emit more
than 80 g/GJi, and by 2036 for boilers and heaters that emit from
70 g/GJi to 80 g/GJi.
In addition to NOx emission limits, the proposed Regulations
would require that boilers and heaters having a rated capacity
greater than 262.5 GJi/hr be equipped with Continuous Emission
Monitoring Systems (CEMS). CEMS are generally add-on
technologies used to demonstrate compliance. CEMS are preferred over other testing methods (such as an annual stack test),
because large boilers can emit hundreds of tonnes of NOx each
year and thus warrant continuous monitoring.
Les chaudières et les fours industriels originaux sont ceux qui
seront en service avant l’entrée en vigueur du projet de règlement.
Les chaudières et les fours industriels de transition6 sont ceux qui
seront assemblés sur place et qui seront mis en service jusqu’à
deux ans après l’entrée en vigueur du projet de règlement. Les
chaudières et les fours industriels modernes sont ceux qui ne seront ni originaux ni de transition et qui seront mis en service après
l’entrée en vigueur du projet de règlement.
Pour les chaudières et les fours industriels originaux, ces normes de rendement pourraient être atteintes de manière rentable
soit par la modernisation soit par le remplacement de l’équipement original. Le projet de règlement met en œuvre progressivement les limites d’émissions de NOx sur une période de 20 ans
pour l’équipement émettant plus de 70 grammes par gigajoule
d’apport énergétique (g/GJi). L’équipement émettant actuellement moins de 70 g/GJi ne sera sujet à aucune des normes de
rendement proposées dans le projet de règlement. Les normes de
rendement ciblent tout équipement original, utilisé dans les installations réglementées, qui ne dispose pas de dispositif de
contrôle des émissions de NOx en imposant des exigences d’ici
2026 pour les chaudières et les fours industriels qui émettent actuellement plus de 80 g/GJi, et d’ici 2036 pour les chaudières et
les fours industriels qui émettent entre 70 g/GJi et 80 g/GJi.
En plus des limites d’émissions de NOx, le projet de règlement
imposerait aux chaudières et fours industriels ayant une capacité
nominale supérieure à 262,5 GJi/h d’être équipés de systèmes de
mesure et d’enregistrement en continu des émissions. Ces systèmes sont généralement des dispositifs ajoutés utilisés pour
démontrer la conformité. On préfère ces systèmes à d’autres méthodes d’essai (comme un essai annuel en cheminée), car les
chaudières de grande capacité peuvent émettre des centaines de
tonnes de NOx chaque année, et nécessitent donc une surveillance
continue.
Cement
Ciment
The single greatest point source release to the environment of
air pollutants of concern from cement manufacturing is a kiln. A
kiln heats and processes limestone and other material, such as
silica, alumina and ferrous oxide, to produce an intermediate
product called clinker. Clinker is then ground and combined with
other material to produce cement. The proposed Regulations apply to all cement manufacturing facilities that produce clinker for
the purpose of producing grey cement.7 No minimal thresholds
are proposed, as all cement facilities are deemed to be significant
enough to be subject to the provisions of these Regulations. There
are currently four types of kilns in the cement manufacturing sector: wet kilns, long dry kilns, preheater kilns, and precalciner
kilns.
Les fours constituent l’unique source ponctuelle majeure de rejets de polluants atmosphériques provenant de la fabrication du
ciment. Un four réchauffe et traite la pierre calcaire et d’autres
matériaux, comme la silice, l’alumine et l’oxyde ferreux, pour
produire un produit intermédiaire appelé clinker. Le clinker est
ensuite broyé et combiné à d’autres matériaux afin de produire du
ciment. Le projet de règlement s’applique à toutes les cimenteries
qui produisent du clinker dans le but de produire du ciment gris7.
Aucun seuil minimal n’est proposé, étant donné que toutes les
cimenteries sont considérées comme étant suffisamment importantes pour être assujetties aux dispositions de ce projet de règlement. À l’heure actuelle, il existe quatre types de fours dans le
secteur de la fabrication du ciment : les fours en voie humide, les
———
———
6
7
The performance standard for transitional boilers and heaters is 26 g/GJi for
equipment with a capacity of less than 105 GJi/hr and 40 g/GJi for equipment
with a capacity that is greater than 1 055 GJi/hr.
The only facility producing white cement is not currently subject to the proposed
Regulations. An appropriate performance standard for cement manufacturing facilities that produce white cement is still under development. The grey and white
cement markets are mutually exclusive, and therefore no short-term issues surrounding competitive concerns are anticipated.
6
7
La norme de rendement pour les chaudières et les fours industriels de transition
est de 26 g/GJi pour les équipements d’une capacité nominale inférieure à
105 GJi/h et de 40 g/GJi pour les équipements d’une capacité supérieure à
1 055 GJi/h.
La seule installation de production de ciment blanc n’est pas actuellement soumise à ce projet de règlement. Une norme de rendement propre aux cimenteries
produisant du ciment blanc est encore en cours d’élaboration. Comme les marchés du ciment gris et blanc sont mutuellement exclusifs, aucun problème à court
terme relatif à la concurrence n’est prévu.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
The proposed Regulations would impose kiln-specific performance standards for NOx and SO2 per tonne of clinker produced, as outlined in Table 4 below. The proposed Regulations
require that CEMS be used to monitor the release of NOx and
SO2, starting in 2015, and impose performance standards starting
in 2017.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
fours longs à voie sèche, les fours à préchauffeur et les fours à
précalcinateur.
Le projet de règlement imposerait des normes de rendement
propres aux fours concernant les émissions de NOx et de SO2 par
tonne de clinker produit, tel qu’il est indiqué au tableau 4 cidessous. Le projet de règlement exigerait l’utilisation de systèmes
de mesure et d’enregistrement en continu des émissions pour les
émissions de NOx et de SO2 à partir de 2015 et imposerait des
normes de rendement à partir de 2017.
Table 4: Proposed Performance Standards
for Cement Kilns
AQMS sectors covered: Cement manufacturing
Pollutant
NOx
Tableau 4 : Normes de rendement proposées
pour les fours à ciment
Secteurs visés par le SGQA : Fabrication de ciment
Kiln type
Performance standard
Polluant
Wet kiln
NOx
Long dry kiln
2.55 kg/tonne clinker or 30% reduction in
emission intensity (kg/tonne of clinker)
from 2006
Preheater kiln
2.25 kg/tonne clinker
Precalciner kiln
SO2
All kilns
1332
Type de four
Norme de rendement
Four à voie humide
Four long à voie sèche
2,55 kg/tonne de clinker ou 30 % de
réduction de l’intensité des émissions
(kg/tonne de clinker) de 2006
Four à préchauffeur
2,25 kg/tonne de clinker
Four à précalcinateur
3.0 kg/tonne clinker
SO2
Tous les fours
3,0 kg/tonne de clinker
These performance standards are consistent with what can be
achieved by making operational improvements or installing emissions control technologies that are in place and proven by the
cement manufacturing sector. The requirement to use CEMS for
monitoring of emissions is a well-established practice within the
cement industry. For the cement sector, compliance will be assessed at the facility level. This approach will provide flexibility
and assist in minimizing costs by allowing individual facilities to
design and implement the operational and equipment modifications required to meet the environmental performance standards
for each pollutant of concern.
Ces normes de rendement correspondent aux niveaux d’émissions qui peuvent être atteints en apportant des améliorations
opérationnelles ou en installant des technologies antipollution qui
ont été implantées et éprouvées par le secteur de la fabrication de
ciment. L’obligation d’utiliser des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est une pratique bien établie
au sein de l’industrie du ciment. Pour le secteur de la fabrication
du ciment, la conformité sera évaluée à l’échelle de l’installation.
Cette approche permettra une certaine souplesse et aidera à réduire au minimum le coût en autorisant les installations individuelles à concevoir et à mettre en œuvre les modifications de
l’exploitation et de l’équipement nécessaires pour respecter les
normes de performance environnementale pour chaque polluant
visé.
Regulatory and non-regulatory options considered
Options réglementaires et non réglementaires considérées
Environment Canada will be implementing the BLIERs using a
mix of policy instruments. For each BLIER, regulatory and nonregulatory options have been considered in order to determine the
optimal approach. The following presents the outcomes of the
analysis for the BLIERs in the proposed Regulations only.
Environnement Canada mettra en œuvre les EBEI au moyen de
différents instruments de politique. Pour chaque EBEI, des solutions réglementaires et non réglementaires ont été prises en considération afin de déterminer la meilleure approche. La liste suivante présente les résultats de l’analyse, seulement pour les EBEI
proposées dans le projet de règlement.
a. Status quo approach
a. Approche du statu quo
Industrial emission requirements help to protect air quality.
Currently, the federal government has a limited role related to
controlling industrial air pollutants. Actions to manage industrial
emissions vary from one province or territory to another, creating
a patchwork and an uneven playing field for Canadian enterprises. Canada currently lacks a nationally consistent approach to
reducing industrial air pollutant emissions and it is unlikely that a
base-level of performance standards can be established across
Canada in the absence of federal action. Also, the current approach has not proved sufficient to reduce the health and environmental risks across the country and, under the status quo, U.S. industries generally exceed Canadian performance. Federal action
would demonstrate to Canadians and the United States that we are
actively managing our air quality, and so the federal government
would be in a stronger position to discuss further reductions in
transboundary flows of air pollutants with the United States.
Les exigences relatives aux émissions industrielles aident à
protéger la qualité de l’air. Actuellement, le gouvernement fédéral
a un rôle limité concernant le contrôle des polluants atmosphériques de sources industrielles. Les mesures visant à gérer les émissions industrielles varient d’une province ou d’un territoire à
l’autre, créant ainsi des disparités et des inégalités pour les entreprises canadiennes. Le Canada ne dispose actuellement d’aucune
approche nationale uniforme concernant la réduction des émissions industrielles de polluants atmosphériques et il semble peu
probable qu’un niveau de rendement de base puisse être établi
dans l’ensemble du pays en l’absence de mesure fédérale. En
outre, l’approche actuelle ne s’est pas avérée suffisante pour
réduire les risques pour la santé et l’environnement dans tout le
pays et, dans le cadre du statu quo, les industries américaines
dépassent généralement le rendement canadien. La mise en place
d’une mesure fédérale démontrerait aux Canadiens et aux ÉtatsUnis que le Canada gère activement la qualité de son air, de sorte
que le gouvernement fédéral serait en meilleure position pour
discuter avec les États-Unis de nouvelles réductions des flux
transfrontaliers de polluants atmosphériques.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1333
b. Market-based instruments
b. Instruments axés sur le marché
Market-based instruments are one way to provide industry with
the flexibility to choose the most cost-effective way to meet the
proposed regulatory requirements. However, market mechanisms
are not compatible with the fundamental objective of establishing
a nationally consistent “emission floor.” For example, a tax on air
pollutant emissions would have different effects in different regional contexts, as firms chose whether to pay the tax or invest in
abatement equipment, and so no emissions floor could be guaranteed. Since the quantity of emissions reductions cannot be controlled with a tax, this instrument is better suited when an incentive to continually reduce emissions is sought. Similarly, a cap
and trade program could lead to no reductions in air pollutant
emissions in certain regions where industry elects to pay for permits rather than reduce emissions. Finally, the use of financial
incentives or subsidies to industries would be inconsistent with
the “polluter pays” principle.
Les instruments axés sur le marché représentent une façon de
donner à l’industrie la possibilité de choisir le moyen le plus rentable de répondre aux exigences réglementaires proposées. Cependant, les mécanismes de marché ne sont pas compatibles avec
l’objectif fondamental qui est d’établir un niveau de rendement de
base uniforme à l’échelle nationale. Par exemple, une taxe sur les
émissions de polluants atmosphériques pourrait avoir des effets
différents dans divers contextes régionaux, selon que les entreprises choisissent de payer la taxe ou d’investir dans un équipement
de réduction de la pollution, ce qui fait qu’aucun niveau de rendement de base ne pourrait être garanti. Dans la mesure où la
réduction des émissions ne peut être contrôlée avec une taxe, cet
instrument convient mieux en tant que mesure incitative pour
réduire continuellement les émissions. De même, un système de
plafonnement et d’échange pourrait ne conduire à aucune réduction des émissions de polluants atmosphériques dans certaines
régions où l’industrie choisit de payer pour obtenir des permis
plutôt que de réduire ses émissions. Enfin, le recours à des incitatifs financiers ou à des subventions octroyées aux industries serait
incompatible avec le principe du « pollueur-payeur ».
c. Voluntary/alternative instrument approaches
c. Approches de l’instrument volontaire ou de rechange
Under certain conditions (e.g. positive history of cooperation,
small and motivated regulatory community), voluntary instruments can be effective in achieving emission reductions while
providing industry with maximum flexibility.
Dans certains cas (par exemple une bonne coopération par le
passé ou une petite collectivité réglementaire motivée), les
instruments volontaires peuvent être efficaces dans la réduction
des émissions tout en fournissant à l’industrie un maximum de
souplesse.
Un avis de planification de la prévention de la pollution et des
instruments d’orientation en vertu de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999) [comme des codes de pratique et des directives sur le rejet dans l’environnement] ont été
considérés comme étant des instruments de mise en œuvre des
normes de rendement pour les moteurs, les chaudières, les fours
industriels et les cimenteries. Ces outils de gestion des risques
sont à même de fournir plus de latitude aux parties réglementées
et sont activement pris en considération pour d’autres EBEI. Toutefois, en raison de deux caractéristiques clés du secteur industriel
et des types d’équipement couverts par le projet de règlement, ces
instruments, qui ne concernent pas les exigences de rendement
obligatoires, ne seraient vraisemblablement pas en mesure de
garantir que les secteurs pertinents visés par le SGQA atteindraient l’objectif de réduction des émissions de polluants atmosphériques pour établir le niveau de rendement de base :
(1) Un grand nombre d’entités individuelles doivent être couvertes : La mise en œuvre d’un grand nombre d’accords propres aux installations, comme des avis de prévention de la pollution ou des ententes sur la performance, pourrait présenter
des risques d’incohérence en matière de niveau de rendement
d’une entité à l’autre. Des instruments propres aux installations
engendreraient également pour le gouvernement des coûts administratifs plus élevés qu’une approche réglementaire. Il s’agit
là d’un facteur clé pour les moteurs, les chaudières et les fours
industriels.
(2) Différences importantes concernant le rendement de l’industrie dans les diverses provinces : Les différences actuelles
en matière de rendement sont importantes d’une entreprise à
l’autre d’un secteur donné, et il semble peu probable que des
instruments qui n’établissent pas un niveau de rendement préétabli puissent permettre d’assurer une uniformité dans tout le
Canada. Il s’agit là d’un facteur clé pour les moteurs, les chaudières, les fours industriels et le secteur de la fabrication du
ciment.
A Pollution Prevention Planning Notice (P2 Notice) and
CEPA 1999 guidance instruments (such as codes of practice and
environmental release guidelines) were considered as instruments
for implementing the performance standards for engines, boilers
and heaters, and cement facilities. These risk management tools
can provide more flexibility to regulatees, and are being actively
considered for other BLIERs. However, as a result of two key
characteristics of the industrial sector/equipment types in the proposed Regulations, these instruments — which do not involve
mandatory performance requirements — would not likely ensure
that the relevant AQMS sectors would achieve the objective of
reducing air pollutant emissions to establish the “emissions
floor”:
(1) Large number of individual entities to be covered: Implementing a large number of facility-specific agreements, such
as P2 Notices or Performance Agreements (PAs), could introduce risks regarding inconsistencies in emissions performance
across entities. Facility-specific instruments would also have
higher administrative costs for government when compared to
a regulatory approach. This is a key factor for engines and
boilers and heaters.
(2) Significant variation in industry performance across provinces: The current variation in performance is significant across
businesses in a given sector, and it is considered unlikely that
instruments which do not set a given performance level would
ensure consistency across Canada. This is a key factor for engines, boilers and heaters and the cement sector.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1334
d. Facility-based approach
d. Approche fondée sur l’installation
A facility-based approach provides for an emission obligation
for an overall facility, rather than an obligation for each source
within that facility. Some operators argue that it is an attractive
approach in that it provides them with greater flexibility to prioritize investments to reduce emissions and is likely to result in
lower cost to achieve the same emission reductions.
Une approche fondée sur l’installation prévoit une obligation
d’émissions pour l’ensemble d’une installation, plutôt qu’une
obligation pour chaque source au sein de cette installation. Certains exploitants affirment qu’il s’agit d’une approche intéressante, car elle leur donne plus de souplesse pour établir l’ordre de
priorité des investissements en vue de réduire les émissions et
qu’elle est susceptible d’entraîner une réduction des coûts nécessaires pour atteindre les mêmes réductions d’émissions.
Au cours des discussions du groupe de travail sur les EBEI
concernant les chaudières et les fours industriels, l’industrie a
présenté une proposition fondée sur l’installation. Toutefois, après
les discussions préliminaires, l’industrie a retiré sa proposition
sans donner de raison. Une approche fondée sur l’installation est à
l’étude dans le secteur des raffineries et pourrait inclure les émissions provenant des chaudières et des fours industriels dans ce
secteur (il est à noter que les chaudières et les fours industriels du
secteur des raffineries ne sont pas assujettis au projet de règlement à l’heure actuelle). Pour les moteurs originaux, l’approche
de la moyenne du parc fournit un degré similaire de souplesse à
une approche fondée sur l’installation.
During discussions of the BLIERs working group on boilers
and heaters, industry tabled a facility-based proposal. However,
after initial discussions, industry withdrew the proposal without
stating a reason. A facility-based approach is under consideration
in the refineries sector, which could possibly include emissions
from boilers and heaters in that sector (note that boilers and heaters in the refineries sector are not subject to the proposed Regulations at this time). For original engines, the fleet average option provides a similar degree of flexibility to a facility-based
approach.
e. Regulatory approach under CEPA 1999
e. Approche réglementaire en vertu de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999)
Poor air quality is a serious problem and poses an increasing
risk for the health and well-being of Canadians and their environment. The Government of Canada announced its intention to
regulate emissions from industrial sources in October 2006. A
regulatory instrument under CEPA 1999 would
• include mandatory and enforceable air pollutant emission
reduction targets;
• require that the common “emissions floor” would be achieved
across the country; and
• enable industry to plan their investments with certainty.
La mauvaise qualité de l’air constitue un problème grave et
pose un risque croissant pour la santé et le bien-être des Canadiens et de leur environnement. Le gouvernement du Canada a
annoncé son intention de réglementer les émissions provenant de
sources industrielles en octobre 2006. Un instrument réglementaire en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) pourrait :
• inclure des objectifs obligatoires et exécutoires en matière de
réduction des émissions de polluants atmosphériques;
• imposer qu’un niveau de rendement de base uniforme soit
respecté dans tout le pays;
• permettre à l’industrie de planifier ses investissements avec
certitude.
Au cours des consultations, les ONG ont clairement indiqué
qu’elles attendent du gouvernement fédéral qu’il impose une réduction des émissions de polluants atmosphériques provenant de
sources industrielles.
En ce qui a trait aux moteurs, une autre approche réglementaire
visant les fabricants de moteurs a été prise en considération. Cependant, les fabricants ont indiqué qu’ils ne sont pas en mesure de
garantir les niveaux d’émissions des moteurs, car ceux-ci sont
grandement affectés par des ajustements mineurs que peut effectuer l’exploitant du moteur. Par conséquent, le projet de règlement est étudié à la lumière de l’article 93 de la partie 5 de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999), en vertu
duquel la quantité ou la concentration de substances toxiques
rejetées peuvent être réglementées.
L’approche recommandée consiste à mettre en œuvre des
règlements consolidés conformément à l’article 93 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) sur les substances figurant sur la Liste des substances toxiques. Cela fournirait un moyen efficace d’établir des exigences, y compris les
exigences communes telles que la tenue de dossiers, tout en réduisant le fardeau administratif associé aux différents règlements,
en particulier pour les entreprises qui seraient soumises à plus
d’un ensemble de normes de rendement. Un règlement établi en
vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999) permettrait la conclusion d’éventuels accords d’équivalence avec les provinces intéressées, à condition qu’elles aient des
During consultations, NGOs clearly indicated that they expect
the federal government to require that air pollutant emissions
from industrial sources be reduced.
For engines, an alternative regulatory approach was considered
for manufacturers of engines. However, manufacturers have indicated that they are not able to ensure emissions levels from engines since the level of emissions is greatly affected by minor
adjustments that can be made by the operator of the engine. As a
result, the proposed Regulations are considered under Part 5, section 93 of CEPA 1999 where the quantity or concentration of
toxic substances released may be regulated.
The recommended approach is to implement consolidated regulations under section 93 of CEPA 1999, respecting substances on
the List of Toxic Substances. This would provide an efficient
means of setting requirements, including common requirements
such as record-keeping, while reducing administrative burden
associated with individual regulations, particularly for those firms
that would be subject to more than one set of performance standards. Regulations under CEPA 1999 would allow for potential
equivalency agreements with interested provinces provided they
have instruments that are enforceable by law, that are deemed to
have equivalent outcomes to the federal instrument, and that have
similar provisions for citizens to request investigations.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1335
instruments qui sont exécutoires en vertu de la loi, qui sont censés
avoir des résultats jugés équivalents à l’instrument fédéral et qui
ont des dispositions similaires pour que les citoyens puissent demander des enquêtes.
Benefits and costs
Avantages et coûts
1. Summary
1. Résumé
The proposed Regulations are estimated to result in an aggregate reduction of approximately 2 065 kt of NOx and 96 kt of
SO2 over the 2013–2035 period. The net present value (NPV) of
the proposed Regulations is estimated to be $6.5 billion for
engines, $1.1 billion for boilers and heaters, and $1.4 billion for
cement.
The present value of the benefits of the proposed Regulations is
estimated to be $7.0 billion for engines, $1.2 billion for boilers
and heaters, and $1.5 billion for cement. These benefits arise from
avoided hospitalizations and emergency room visits, avoided
asthma episodes, and avoided missed work and school days, as
well as increased agricultural productivity, reduced soiling, and
improved air visibility. The incremental health and environmental
benefits for each set of performance standards were estimated
separately, and so will not include any interactions with each
other. This could lead to a conservative estimate of benefits due
to the possibility that the air quality benefits of more than one
performance standard in place at the same time could be greater
than the sum of the benefits associated with each performance
standard in isolation.
Le projet de règlement devrait entraîner une réduction générale
d’environ 2 065 kt de NOx et de 96 kt de SO2 au cours de la période de 2013 à 2035. La valeur actuelle nette du projet de règlement est estimée à 6,5 milliards de dollars pour les moteurs, à
1,1 milliard de dollars pour les chaudières et les fours industriels,
et à 1,4 milliard de dollars pour les cimenteries.
La valeur actuelle des avantages du projet de règlement est estimée à 7 milliards de dollars pour les moteurs, à 1,2 milliard de
dollars pour les chaudières et les fours industriels, et à 1,5 milliard de dollars pour les cimenteries. Ces avantages découlent
d’une diminution du nombre d’hospitalisations et de visites en
salle d’urgence, de crises d’asthme et d’absences au travail et à
l’école, ainsi que d’une augmentation de la productivité agricole,
d’une réduction des souillures et d’une amélioration de la visibilité de l’air. Les avantages différentiels en matière de santé et
d’environnement pour chaque ensemble de normes de rendement
ont été estimés séparément et ne comprennent donc pas d’interaction entre les uns et les autres. Cela pourrait se traduire par une
estimation conservatrice des avantages, car il est possible que les
avantages en matière de qualité de l’air associés à plus d’une
norme de rendement en place au même moment soient supérieurs
à la somme des avantages associés à chaque exigence de rendement prise individuellement.
La valeur actuelle des coûts du projet de règlement est estimée
à 470 millions de dollars pour les moteurs, à 50 millions de dollars pour les chaudières et les fours industriels, et à 43 millions de
dollars pour les cimenteries, et ce, en grande partie en raison des
coûts différentiels des technologies nécessaires. En raison des
options de conformité flexibles et des exigences différentes pour
les nouvelles immobilisations et les immobilisations existantes,
pratiquement toutes les dépenses en immobilisation concernent
l’ajout de technologies antipollution ou l’achat de modèles à faibles émissions au moment de la rotation du capital naturel, plutôt
que la retraite devancée du capital.
The present value of the costs of the proposed Regulations is
estimated to be $470 million for engines, $50 million for boilers
and heaters, and $43 million for cement, largely due to the incremental costs of the required technologies. Due to the provision of
flexible compliance options and differing requirements for new
versus existing capital, virtually all capital investments involve
“add-on” technologies or the purchase of lower-emitting models
at the time of natural capital stock turnover, rather than early retirement of capital stock.
1a. Engines
1a. Moteurs
The performance standards for engines are estimated to result
in a reduction of approximately 1 775 kt of NOx emissions
between 2013 and 2035. The reduction of NOx emissions is
expected to come from (a) the reductions from modern engines;
and (b) the reductions from retrofitting or replacing original engines. For original engines, emission reductions would be phasedin in two stages over 11 years; performance requirements would
be established for the years 2021 (representing around 50% of
original engines) and 2026 (100% of original engines). For modern engines, emission reductions would start in 2013,8 and continue as engines are replaced.
Due to a net reduction in fuel use associated with technologies
that meet the proposed performance standards, a reduction
of 3.4 Mt of GHG emissions is also estimated over the period.
Between 2013 and 2035, the present value of costs of the performance standards for engines is $470 million, largely comprised
Les normes de rendement pour les moteurs devraient entraîner
une réduction d’environ 1 775 kt des émissions de NOx entre
2013 et 2035. On s’attend à ce que cette réduction de NOx
provienne : a) de la réduction des émissions des moteurs modernes; b) de la réduction des émissions des moteurs originaux
modernisés ou remplacés. En ce qui concerne les moteurs originaux, les réductions des émissions devraient avoir lieu en deux
phases sur une période de 11 ans. Les exigences de rendement
devraient être établies pour les années 2021 (ce qui représente
environ 50 % des moteurs originaux) et 2026 (soit la totalité des
moteurs originaux). Pour ce qui est des moteurs modernes, les
réductions des émissions commenceraient en 20138 et continueraient à mesure que les moteurs seraient remplacés.
Grâce à une réduction nette de la consommation de carburant
associée à des technologies qui répondent aux normes de rendement proposées, une réduction de 3,4 Mt des émissions de gaz à
effet de serre est également prévue pour la période. Entre 2013 et
2035, la valeur actuelle des coûts des normes de rendement pour
———
———
8
For the few engines that will be replaced at the end of their equipment life
in 2013, it is assumed that operators would install equipment compliant with the
proposed Regulations.
8
En ce qui a trait aux quelques moteurs qui seront remplacés à la fin de leur durée
de vie en 2013, on suppose que les exploitants installeront un équipement conforme au projet de règlement.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1336
Overall, the net present value of the proposed performance
standards is estimated at $6.5 billion, which translates to a
benefit-cost ratio of 15:1.
les moteurs est estimée à 470 millions de dollars, dont une grande
partie concerne les coûts liés à la technologie des moteurs
(204 millions de dollars) et les coûts de maintenance (189 millions de dollars). La valeur actuelle des avantages est de 7 milliards de dollars, ce qui comprend les avantages pour l’environnement (245 millions de dollars) et la santé (6,5 milliards de
dollars), les avantages liés à la réduction des gaz à effet de serre
(77 millions de dollars) et les économies de dépenses nettes en
carburant (152 millions de dollars).
Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette des normes de rendement proposées est estimée à 6,5 milliards de dollars, ce qui
donne lieu à un rapport avantages-coûts de 15 pour 1.
1b. Boilers and heaters
1b. Chaudières et fours industriels
The performance standards for boilers and heaters would result
in a reduction of approximately 227 kt of NOx emissions between 2013 and 2035. The reduction of NOx emissions is expected to result from modern equipment constructed and operated
after 2014 and from the replacement of the original fleet of
equipment operated after 2014. For the original population of
boilers and heaters, emission reductions would be phased-in in
two stages. The first stage performance requirements would focus
on the heaviest polluting boilers (Class 80), and would require
compliance by 2026. The second stage would focus on moderately polluting boilers (Class 70) and would require compliance
by 2036. Modern boilers would need to be compliant with performance standards starting in 2015.
Overall, the net present value of the proposed Regulations is
estimated at $1.13 billion, which translates to a benefit-cost ratio
of 24:1.
Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels se traduiraient par une réduction d’environ 227 kt des
émissions de NOx entre 2013 et 2035. Cette réduction devrait être
réalisable grâce aux équipements modernes construits et exploités
à partir de 2014 et au remplacement du parc initial d’équipement
utilisé après 2014. En ce qui concerne les chaudières et les fours
industriels originaux, les réductions des émissions devraient avoir
lieu en deux phases. Les exigences de rendement de la première
phase porteraient sur les chaudières les plus polluantes (classe 80)
et devraient être respectées d’ici 2026. Les exigences de la
deuxième phase porteraient, quant à elles, sur les chaudières modérément polluantes (classe 70) et devraient être respectées
d’ici 2036. Les chaudières modernes devraient être conformes
aux normes de rendement à partir de 2015.
Entre 2013 et 2035, la valeur actuelle du coût du projet de règlement est estimée à 50 millions de dollars, et ce, principalement
en raison des exigences supplémentaires relatives à la technologie
des chaudières et des fours industriels. La valeur actuelle des
avantages entre 2013 et 2035 est estimée à 1,2 milliard de dollars,
ce qui comprend en grande partie les bénéfices pour la santé
(1,1 milliard de dollars), et les avantages pour l’environnement
(29 millions de dollars).
Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette du projet de règlement
est estimée à 1,13 milliard de dollars, ce qui donne lieu à un rapport avantages-coûts de 24 pour 1.
1c. Cement
1c. Cimenteries
The proposed Regulations are estimated to result in a reduction
of 96 kt of SO2 and 63 kt of NOx over the 2017 to 2035 period.
The reduction of NOx and SO2 emissions is expected to result
from the addition of emissions reductions technologies that can be
added onto existing infrastructure. These reductions are expected
to result in a present value of $1.5 billion in benefits over this
period. The comparable costs to achieve these benefits are expected to be $43 million.
Overall, the net present value of the proposed performance
standard is estimated at $1.4 billion, which translates to a benefitcost ratio of 34:1.
Le projet de règlement devrait entraîner une réduction de 96 kt
des émissions de SO2 et de 63 kt des émissions de NOx au cours
de la période de 2017 à 2035. On s’attend à ce que la réduction
des émissions NOx et de SO2 résulte de l’ajout de technologies
de réduction des émissions dans des infrastructures existantes.
Ces réductions devraient se traduire par une valeur actuelle de
1,5 milliard de dollars d’avantages au cours de cette période. Les
coûts comparables nécessaires pour obtenir ces avantages devraient être de 43 millions de dollars.
Dans l’ensemble, la valeur actuelle nette de la norme de rendement proposée est estimée à 1,4 milliard de dollars, ce qui
donne lieu à un rapport bénéfice-coût de 34 pour 1.
2. Analytical framework
2. Cadre analytique
In the cost-benefit analysis (CBA), the incremental costs and
benefits associated with proposed Regulations are quantified and
monetized, to the extent possible.
In order to show the incremental impact of the performance
standards specific to each sector/equipment group, a distinct CBA
was conducted for each set of performance standards (i.e. a distinct analysis of costs and benefits for engines, boilers and heaters, and cement). Elements of the overall CBA framework that
are common across sector/equipment groups are discussed in
sections 2 and 3.
Dans l’analyse coûts-avantages, les coûts différentiels et les
avantages associés au projet de règlement sont quantifiés et exprimés en termes monétaires, dans la mesure du possible.
Afin de démontrer l’impact différentiel des normes de rendement sur chaque secteur ou groupe d’équipement, une analyse
coûts-avantages distincte a été effectuée pour chaque ensemble de
normes de rendement (soit une analyse distincte des coûts et des
avantages pour les moteurs, les chaudières et les fours industriels,
et les cimenteries). Les éléments du cadre général de l’analyse
coûts-avantages qui sont communs à l’ensemble des secteurs et
des groupes d’équipement sont traités dans les sections 2 et 3.
of engine technology costs ($204 million), and maintenance costs
($189 million). The present value of the benefits is $7.0 billion,
comprised of environmental benefits ($245 million), health benefits ($6.5 billion), GHG reduction benefits ($77 million), and net
fuel expenditure savings ($152 million).
Between 2013 and 2035, the present value of the cost of the
proposed Regulations is estimated at $50 million, largely due to
the additional boiler and heater technology requirements. The
present value of the benefits between 2013 and 2035 are estimated at $1.2 billion, which are largely comprised of health
benefits ($1.1 billion) and environmental benefits ($29 million).
Canada Gazette Part I June 7, 2014
It is important to note that the incremental health and environmental benefits for each set of performance standards will not
include any interactions with the others. This could lead to a conservative estimate of benefits due to the possibility that the air
quality benefits of more than one performance standard in place
at the same time could be greater than the sum of the benefits
associated with each performance standard in isolation. As a
result, the benefits associated with each performance standard
should not be added together in an effort to show the combined
benefit of the proposed Regulations.
A consistent CBA framework is used for each set of performance standards, and consists of the following elements:
Incremental impact: Impacts are analyzed in terms of incremental changes in emissions, and direct costs and benefits to
stakeholders. The incremental impacts for each set of performance standards were determined by comparing two scenarios:
a regulatory scenario and a common business as usual (BAU)
scenario.
Business as usual scenario: The BAU scenario assumes that no
regulatory requirements associated with any federal performance standards for engines, boiler and heaters, or cement are in
place. Equally, the BAU scenario does not include any subsequent BLIERs. The BAU scenario incorporates all existing
provincial/territorial regulations, as well as introduced legislation. The same BAU scenario is used in the analysis of each
performance standard (i.e. is common across CBAs).
Regulatory scenarios: For each set of performance standards,
these scenarios assume that a given set of performance standards is implemented.
Table 5 below lays out the elements of the CBA framework
applicable to each sector/equipment group.
Table 5: Monetized benefits and costs
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1337
Il est important de noter que les avantages différentiels pour la
santé et l’environnement associés à chaque ensemble de normes
de rendement ne comprendront aucune interaction entre les ensembles de normes. Cela pourrait se traduire par une estimation
conservatrice des avantages, car il est possible que les avantages
en matière de qualité de l’air associés à plus d’une norme de rendement en place au même moment soient supérieurs à la somme
des avantages associés à chaque exigence de rendement prise
individuellement. Ainsi, les avantages associés à chaque norme
de rendement ne doivent pas être additionnés dans un effort visant
à démontrer l’avantage combiné du projet de règlement.
Un cadre uniforme de l’analyse coûts-avantages est utilisé pour
chaque ensemble de normes de rendement et comprend les éléments suivants :
Impact différentiel : Les impacts sont analysés en termes de
changements différentiels dans les émissions, ainsi que de
coûts et d’avantages directs pour les intervenants. Les impacts
différentiels pour chaque ensemble de normes de rendement
ont été déterminés en comparant deux scénarios : un scénario
réglementaire et un scénario commun de maintien du statu quo.
Scénario de maintien du statu quo : Le scénario de maintien du
statu quo suppose qu’aucune des exigences réglementaires associées à des normes de rendement fédérales pour les moteurs,
les chaudières et les fours industriels ou les cimenteries n’est
en place. De même, le scénario de maintien du statu quo
n’inclut pas les exigences EBEI ultérieures. Ce scénario tient
compte de tous les règlements provinciaux et territoriaux existants, ainsi que de la législation en place. Le même scénario de
maintien du statu quo est utilisé dans l’analyse de chaque
norme de rendement (c’est-à-dire, qu’il est commun à toutes
les analyses coûts-avantages).
Scénarios réglementaires : Pour chaque ensemble de normes
de rendement, ces scénarios partent du principe qu’un ensemble donné de normes de rendement est mis en œuvre.
Le tableau 5 ci-dessous présente les éléments du cadre de
l’analyse coûts-avantages applicable à chaque secteur et groupe
d’équipement.
Tableau 5 : Avantages et coûts financiers
Monetized benefits
Monetized costs
Avantages monétaires
Coûts monétaires
Health benefits from air pollutant
reductions
Incremental capital costs
Avantages pour la santé dus aux
réductions des polluants
atmosphériques
Coûts d’immobilisation différentiels
Environmental benefits from air
pollutant reductions
Incremental operating and maintenance
costs
Avantages pour l’environnement dus
aux réductions des polluants
atmosphériques
Coûts différentiels de fonctionnement
et d’entretien
GHG benefits (where applicable)
Incremental administrative costs for
businesses
Avantages concernant les gaz à effet
de serre (le cas échéant)
Coûts administratifs différentiels pour
les entreprises
Net fuel savings (where applicable)
Incremental government costs
Économies nettes de carburants
(le cas échéant)
Coûts gouvernementaux différentiels
Further specific detail on the BAU and each regulatory scenario are presented in sections 4, 5 and 6 below.
Timeframe for analysis: The time horizon used for evaluating
the impacts is 23 years: 2013 to 2035. The first regulatory requirement comes into force in 2015, but some early action is
expected as regulatees make decisions in line with natural capital turn-over cycles. Since certain capital investments incurred
prior to 2035 will give rise to annual health and environmental
benefits that extend beyond 2035, which are therefore not captured in this analysis, the estimation of benefits should be considered conservative.
Approach to cost and benefit estimates: Incremental costs and
benefits have been quantified to the extent possible, estimated
in monetary terms, and are expressed in 2012 Canadian dollars.
De plus amples détails sur le scénario de maintien du statu quo
et chaque scénario réglementaire sont présentés dans les sections 4, 5 et 6 ci-dessous.
Période de l’analyse : L’horizon utilisé pour évaluer les impacts est de 23 ans, soit de 2013 à 2035. La première exigence
réglementaire entrera en vigueur en 2015, mais une mesure
précoce est prévue à mesure que les parties réglementées
prennent des décisions en accord avec les cycles naturels de
roulement des immobilisations. Dans la mesure où certaines
dépenses en immobilisation qui seront effectuées avant 2035
donneront lieu à des avantages annuels pour la santé et l’environnement qui iront au-delà de 2035, et qui ne sont donc pas
répertoriés dans cette analyse, l’estimation des avantages doit
être examinée avec prudence.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Discount rate: A real, social discount rate of 3% is used in the
analysis for estimating the present value of the costs and benefits, consistent with Treasury Board Secretariat guidelines. This
is also consistent with discount rates used for other air quality
and greenhouse gas related to the proposed Regulations in Canada. All values are discounted to the year 2013.
1338
Approche de l’estimation des coûts et des avantages : Les coûts
différentiels et les avantages ont été quantifiés dans la mesure
du possible, estimés en termes monétaires et exprimés en dollars canadiens de 2012.
Taux d’actualisation : Un taux d’actualisation public réel de
3 % a été utilisé dans l’analyse pour estimer la valeur actuelle
des coûts et des avantages, conformément aux lignes directrices
du Secrétariat du Conseil du Trésor. Cette méthode est également conforme aux taux d’actualisation utilisés pour d’autres
projets de règlement connexes relatifs à la qualité de l’air et
aux gaz à effet de serre au Canada. Toutes les valeurs sont
actualisées pour 2013.
3. Modelling and valuing impacts
3. Modélisation et évaluation des impacts
Different models were used to estimate changes in emissions,
and costs and benefits.
Différents modèles ont été utilisés pour estimer les changements dans les émissions, ainsi que les coûts et les avantages.
3.1 Emissions and economic impact modelling
3.1 Modélisation des émissions et de l’impact économique
3.1.1 Energy, Environment and Economic Model for Canada
(E3MC)
3.1.1 Modèle énergie-émissions-économie du Canada
(modèle 3EC)
Air pollutant projections for the years 2011 to 2035 are developed using Environment Canada’s Energy, Environment and
Economic Model for Canada (E3MC). This model has the ability
to capture the interactions that exist within the economy and is
capable of analyzing the wider impacts of environmental policies,
such as the proposed performance standards, in terms of how the
policies will affect the economy, energy prices, emissions, and
other macroeconomic indicators.
The Informetrica Model is used to examine consumption, investment, production, and trade decisions in the whole economy.
It captures the interaction, from a national perspective, among
industries, as well as the implications for changes in producer
prices, relative final prices, and income. It also factors in government fiscal balances, monetary flows, and interest and exchange
rates. More specifically, TIM incorporates gross domestic product, gross output and employment for 133 industries at a provincial and territorial level. It also has an international component to
account for exports and imports, covering about 100 commodities. The model projects the direct impacts on the economy’s final
demand, output, employment, price formation, and sectoral income that result from various policy choices. These, in turn,
permit an estimation of the effect of clean air and climate change
policy and related impacts on the national economy.
Les projections concernant les polluants atmosphériques pour
la période de 2011 à 2035 sont obtenues grâce au modèle énergieémissions-économie du Canada (modèle 3EC). Ce modèle peut
saisir les interactions qui existent au sein de l’économie et analyser les impacts à plus grande échelle des politiques environnementales, comme les normes de rendement proposées, et ce, en
tenant compte de la façon dont les politiques auront une incidence
sur l’économie, les prix de l’énergie, les émissions et d’autres
indicateurs macroéconomiques.
Le modèle 3EC regroupe deux composantes : Énergie 2020,
qui modélise l’offre et la demande en énergie au Canada, et le
modèle Informetrica, qui est un modèle macroéconomique de
l’économie canadienne.
Énergie 2020, qui comprend beaucoup de régions et de secteurs
de l’économie nord-américaine9, peut simuler l’offre, le prix et la
demande pour tous les combustibles. Le modèle peut déterminer
l’extrant énergétique et les prix de l’énergie pour chaque secteur,
tant sur les marchés réglementés que sur les autres marchés. Il
simule la manière dont des facteurs tels que les prix de l’énergie
et les mesures gouvernementales peuvent influer sur les choix des
consommateurs et des entreprises en matière d’achat et d’utilisation d’énergie. Les résultats du modèle incluent les changements
dans l’utilisation de l’énergie, les prix de l’énergie, les émissions
de gaz à effet de serre, les polluants atmosphériques, les coûts
d’investissement et les éventuelles économies, qui servent à déterminer les effets directs découlant des mesures de réduction des
gaz à effet de serre, de l’énergie et des polluants atmosphériques.
Les économies et les investissements provenant d’Énergie 2020
sont ensuite utilisés comme intrants dans le modèle Informetrica.
Le modèle Informetrica sert à examiner la consommation, les
investissements, la production et les décisions commerciales dans
toute l’économie. Il saisit l’interaction, d’un point de vue national, entre les industries, ainsi que les répercussions sur les changements des prix à la production, des prix finaux relatifs et des
revenus. Il tient également compte de l’équilibre fiscal du gouvernement, des flux monétaires, des taux d’intérêt et des taux de
change. Plus précisément, le modèle Informetrica comprend
le produit intérieur brut, la production brute et l’emploi pour
133 industries au niveau provincial et territorial. Il contient aussi
un composant international qui tient compte des exportations
et des importations, couvrant près de 100 produits. Ce modèle
projette les impacts directs sur la demande finale de l’économie,
les résultats, l’emploi, la formation des prix et les revenus sectoriels qui résultent de divers choix de politiques. Ces éléments
———
———
The E3MC has two components: Energy 2020, which models
Canada’s energy supply and demand, and The Informetrica
Model (TIM), a macroeconomic model of the Canadian economy.
Energy 2020, which includes many regions and sectors of the
North American economy,9 has the capacity to simulate the supply, price and demand for all fuels. The model can determine
energy output and prices for each sector, both in regulated and
unregulated markets. It simulates how such factors as energy
prices and government measures affect the choices that consumers and businesses make when they buy and use energy. The
model’s outputs include changes in energy use, energy prices,
greenhouse gas emissions, air pollutants, investment costs and
possible cost savings, which are used to identify the direct effects
stemming from greenhouse gas, energy or air pollutant reduction
measures. The resulting cost savings and investments from Energy 2020 are then used as inputs into TIM.
9
The E3MC includes 50 American states, 10 Canadian provinces, 3 Canadian
territories and Mexico’s energy producing sector.
9
Le modèle 3EC concerne 50 États américains, 10 provinces et 3 territoires au
Canada, ainsi que le secteur de la production énergétique du Mexique.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1339
The E3MC develops air pollutant emissions projections using
an approach based on market economics to analyze trends in energy use. For each fuel and consuming sector, the model balances
energy supply and demand accounting for economic competition
among the various energy sources. The model generates an annual emissions projection and can then assess policy options by
examining the changes in key parameters relevant to the BAU
scenario within the modelling framework.
permettent à leur tour de faire une estimation de l’effet de la politique relative aux polluants de l’air et aux changements climatiques et des impacts connexes sur l’économie nationale.
Le modèle 3EC permet d’élaborer des projections concernant
les émissions de polluants atmosphériques à l’aide d’une approche fondée sur l’économie de marché afin d’analyser les tendances dans la consommation d’énergie. Pour chaque type de combustible et chaque secteur de consommation, le modèle fait le
bilan de l’offre et de la demande d’énergie en tenant compte de la
concurrence économique entre les diverses sources d’énergie. Le
modèle génère une projection concernant les émissions annuelles
et peut ensuite évaluer les options stratégiques en examinant les
changements dans les paramètres clés pertinents au scénario de
maintien du statu quo dans le cadre de la modélisation.
3.1.2 Key assumptions and data sources in the E3MC
3.1.2 Hypothèses clés et sources de données dans le modèle 3EC
Economic assumptions in the E3MC are based on the Government of Canada’s short-term economic outlook as forecast by
Finance Canada in 2012. Long-term economic projections were
developed using TIM and are tuned to productivity growth projections and Statistics Canada’s 2010 population growth projections. With respect to major energy supply project assumptions,
for this analysis, forecasts of major energy supply projects are
based on the National Energy Board’s fall 2011 outlook.
The projections also incorporate data from the National Inventory Report (1990–2010: Greenhouse Gas Sources and Sinks in
Canada),10 the National Energy Board, and the U.S. Energy Information Administration for the latest information on key
parameters.
Les hypothèses économiques du modèle 3EC sont fondées sur
les perspectives économiques à court terme du gouvernement du
Canada, comme prévu par Finances Canada en 2012. Les projections économiques à long terme ont été obtenues au moyen du
modèle Informetrica, ainsi qu’à la lumière des projections de
croissance de la productivité et des projections de croissance de la
population pour 2010 de Statistique Canada. Dans le cadre de
cette analyse, en ce qui concerne les hypothèses liées aux grands
projets en matière d’énergie, les prévisions concernant ces grands
projets sont fondées sur les perspectives de l’Office national de
l’énergie à l’automne 2011.
Les prévisions intègrent également les données du Rapport
d’inventaire national (1990-2010 : Sources et puits de gaz à effet
de serre au Canada)10, de l’Office national de l’énergie et de
l’Energy Information Administration des États-Unis pour les derniers renseignements sur les paramètres clés.
3.2 Air quality modelling
3.2 Modélisation de la qualité de l’air
The E3MC-modelled air pollutant emissions for the BAU and
regulatory scenarios are translated into projected emissions inventories of detailed point, area and mobile sources matching the
E3MC outputs. Subsequently, these spatially allocated emission
reductions are inputted into A Unified Regional Air-Quality
Modelling System (AURAMS) to predict how the emission
changes will affect local air quality.11 AURAMS is a fully threedimensional state-of-the-art numerical model described in peerreviewed scientific literature.12 AURAMS combines information
on predicted emission changes with information on wind speed,
temperatures, humidity levels, and existing pollution levels, in
order to predict how these emissions changes will impact local air
quality.13 The meteorological data used for all modelled scenarios
is generated by Environment Canada’s weather forecast model.
Les émissions de polluants atmosphériques comprises dans le
modèle 3EC pour le scénario de maintien du statu quo et les scénarios réglementaires sont traduites en inventaires d’émissions
prévues avec des points détaillés, la surface et les sources mobiles
correspondant aux résultats du modèle 3EC. Ainsi, ces réductions
d’émissions réparties spatialement sont entrées dans un Système
régional unifié de modélisation de la qualité de l’air pour prédire
la façon dont les changements en matière d’émissions auront une
incidence sur la qualité de l’air à l’échelle locale11. Ce système est
un modèle numérique de pointe entièrement tridimensionnelle qui
est décrit dans la documentation scientifique revue par les pairs12.
Le système combine des renseignements sur les changements
prévus en matière d’émissions avec des renseignements sur la
vitesse du vent, les températures, les taux d’humidité et les niveaux de pollution existants, afin de prédire la façon dont ces
changements auront un impact sur la qualité de l’air à l’échelle
locale13. Les données météorologiques utilisées pour tous les scénarios modélisés sont générées par le modèle de prévision météorologique d’Environnement Canada.
———
———
11
11
10
12
13
Due to time constraints, this analysis does not incorporate the latest statistics
from the 2013 National Inventory Report. However, these numbers will be incorporated for publication in the Canada Gazette, Part II.
AURAMS was developed and is continually updated by Environment Canada
scientists. AURAMS is currently used by Environment Canada for various applications related to air pollution in North America. The model is intended to describe the formation of tropospheric ozone, particulate matter, and acid deposition in North America in support of policy and decision making.
See Gong et al., 2006; McKeen et al., 2007; Samaali et al., 2009; Smyth et al.,
2009.
The relationship between air pollutant emissions and ambient air quality is
extremely complicated and non-linear. This is particularly true for the formation
of ground-level ozone, through the interaction of NOx and VOCs.
10
12
13
En raison de contraintes de temps, cette analyse ne tient pas compte des dernières statistiques du Rapport d’inventaire national de 2013. Toutefois, ces données
seront incorporées dans la publication de la Partie II de la Gazette du Canada.
Le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air a été élaboré et
est continuellement mis à jour par les scientifiques d’Environnement Canada. Ce
système est actuellement utilisé par Environnement Canada pour diverses applications liées à la pollution atmosphérique en Amérique du Nord. Le modèle a
pour objectif de décrire la formation de l’ozone troposphérique, les matières particulaires, et les dépôts acides en Amérique du Nord en vue de soutenir l’élaboration de politiques et la prise de décisions.
Voir Gong et al., 2006; McKeen et al., 2007; Samaali et al., 2009; Smyth et al.,
2009.
La relation entre les émissions de polluants atmosphériques et la qualité de l’air
ambiant est très complexe et non linéaire. Cela est particulièrement vrai pour la
formation de l’ozone troposphérique, par l’intermédiaire de l’interaction des
oxydes d’azote et des composés organiques volatils.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1340
The AURAMS’ air quality modelling system was run for two
reference years (2025 and 2035) for the engines, boilers and heaters, and cement regulatory scenarios and for the common BAU
scenario (i.e. eight different projections).
Le système de modélisation de la qualité de l’air du Système
régional unifié de modélisation de la qualité de l’air a été exécuté
pendant deux années de référence (2025 et 2035) pour les moteurs,
les chaudières et les fours industriels, ainsi que pour les scénarios
réglementaires relatifs aux cimenteries et le scénario commun de
maintien du statu quo (soit huit projections différentes).
3.3 Environmental valuation modelling
3.3 Modélisation de l’évaluation environnementale
Using the resulting ambient air quality impacts from
AURAMS, environmental benefits are estimated using Environment Canada’s Air Quality Valuation Model 2 (AQVM2).
In order to estimate the benefits for all of the years between
2013 and 2035, interpolation and extrapolation techniques were
used. The precise techniques varied according to the emission
trends relevant to each BLIER, and are discussed in more detail in
sections 4, 5, and 6, respectively.
À l’aide des impacts sur la qualité de l’air ambiant générés par
le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air,
les avantages environnementaux sont estimés au moyen du modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 (MEQA2).
Les avantages environnementaux estimés par MEQA2
comprennent :
— une productivité agricole accrue associée à des niveaux ambiants d’ozone moins élevés (changements des revenus de
vente pour les producteurs canadiens de cultures agricoles,
selon les fonctions exposition-réponse);
— une réduction des souillures associée aux dépôts moins élevés
de matière particulaire (coûts de nettoyage évités pour les
ménages);
— des changements dans le bien-être liés à l’amélioration de la
visibilité (selon les estimations relatives à la volonté de payer
des ménages issues d’une étude canadienne).
Dans l’ensemble, les matières particulaires et l’ozone ont un
impact négatif sur la végétation, les sols, l’eau, la faune, les matériaux, ainsi que la santé générale de l’écosystème. Comme
l’exposition chronique à l’ozone peut entraîner des pertes de rendement des cultures agricoles, la dégradation physiologique de la
végétation, une diminution de la croissance du bois, ainsi qu’une
mortalité et des maladies prématurées pour le bétail, la réduction
de ces polluants peut aider à diminuer les coûts économiques connexes pour les industries agroalimentaires et forestières. Par ailleurs, la dégradation de la visibilité associée aux matières particulaires en suspension et au smog peut affecter négativement le
bien-être des résidents, le tourisme et le plaisir de faire des activités récréatives de plein air. Le dépôt de matières particulaires est
également associé à des souillures et à des dommages structurels,
ce qui peut entraîner une hausse des coûts de nettoyage et d’entretien des logements résidentiels, des immeubles commerciaux et
des installations industrielles.
Afin d’estimer les avantages pour toutes les années entre 2013
et 2035, des techniques d’interpolation et d’extrapolation ont été
utilisées. Les techniques précises variaient en fonction des tendances des émissions propres à chaque exigence EBEI et sont
traitées plus en détail dans les sections 4, 5 et 6, respectivement.
3.4 Health valuation modelling
3.4 Modélisation de l’évaluation de la santé
Using the ambient air quality impacts from AURAMS, the resulting health risks and impacts are estimated by Health Canada
using the Air Quality Benefits Assessment Tool (AQBAT).14
À l’aide des impacts sur la qualité de l’air ambiant générés par
le Système régional unifié de modélisation de la qualité de l’air,
Santé Canada peut faire une estimation des risques et des impacts
———
———
The environmental benefits estimated by AQVM2 include
— increased agricultural productivity associated with lower ambient levels of ozone (changes in sales revenues for Canadian
crops producers, based on exposure-response functions);
— reduced soiling associated with lower particulate deposition
(avoided cleaning costs for households); and
— changes in welfare associated with visibility improvement
(based on household willingness-to-pay estimates from a Canadian study).
Overall, particulate matter and ozone negatively impact upon
vegetation, soils, water, wildlife, materials, as well as overall
ecosystem health. As chronic exposure to ozone may result in
crop yield losses, physiological degradation of vegetation, reduced timber growth, and premature livestock mortalities and
illnesses, reducing these pollutants can reduce associated economic costs for the agri-food and forestry industries. In addition,
the degraded visibility associated with particulate suspension and
smog may negatively affect residential welfare, tourism and the
enjoyment of outdoor recreational activities. Particulate deposition is also associated with soiling and structural damages, which
may lead to higher cleaning and maintenance costs for residential
dwellings, commercial buildings and industrial facilities.
14
The AQBAT model contains functions representing the relationship between air
pollution exposure, and per capita health risks. The model also contains estimates of the social welfare benefit (or socio-economic value) of reducing the
risks of different health outcomes. Using the estimated changes in ambient air
quality under the Regulations, AQBAT estimated how the per capita risk of
health problems would be reduced. Changes in per capita health risks are then
multiplied by the appropriate socio-economic value to estimate the benefit of the
per capita risk reductions. Both the reduction in per capita risks and the estimated per capita welfare benefits are then multiplied by the exposed population
to determine the estimated number of avoided health events and the total economic value of the health benefits, for each census division in Canada. These are
then aggregated by census division to calculate provincial and national health
impacts and benefits.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
The human health impacts estimated by AQBAT include
— avoided premature mortalities (based on the value of a statistical life and the reduction in the per capita risk of death);
— avoided emergency room visits and hospitalization;
— avoided asthma episodes; and
— avoided days of breathing difficulty and reduced activity.
Overall, air pollution ultimately contributes to premature mortality and a number of health-related problems, such as cardiovascular ailments and respiratory diseases, yielding negative
impacts such as emergency room visits, hospital admissions, lost
productivity and decreased well-being. Controlling releases of
NOx and SO2 in application of the proposed Regulations is expected to lead to a decrease in ambient air concentrations of particulate matter and ozone. The human health benefits associated
with the NOx and SO2 emissions reductions are estimated based
on changes in ambient concentrations of these pollutants and the
secondary formation of particulate matter and ozone as determined by photochemical air quality and exposure modelling, as
discussed above.
As mentioned above, the precise interpolation and extrapolation techniques used varied according to the emission trends relevant to each sector/equipment group, and are discussed in more
detail in sections 4, 5, and 6 respectively.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1341
sur la santé résultants au moyen de l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air14.
Les impacts sur la santé humaine estimés par l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air comprennent :
— les décès prématurés évités (selon la valeur d’une vie statistique et la réduction du risque de décès par habitant);
— les visites en salle d’urgence et les hospitalisations évitées;
— les crises d’asthme évitées;
— les jours de difficulté respiratoire et d’activité réduite évités.
Dans l’ensemble, la pollution atmosphérique contribue en fin
de compte à une mortalité prématurée et à un certain nombre de
problèmes liés à la santé, comme les maladies cardiovasculaires
et respiratoires, produisant ainsi des effets négatifs tels que des
visites en salle d’urgence, des hospitalisations, une perte de productivité et une diminution du bien-être. Grâce au projet de règlement, le contrôle des rejets de Nox et de SO2 devrait entraîner
une diminution des concentrations de matières particulaires et
d’ozone dans l’air ambiant. Les avantages pour la santé humaine
associés à la réduction des émissions de Nox et de SO2 sont estimés en fonction des changements dans les concentrations ambiantes de ces polluants et de la formation secondaire de matières
particulaires et de l’ozone, tel qu’il est déterminé par le modèle
relatif à la qualité de l’air photochimique et à l’exposition, comme
il est indiqué ci-dessus.
Comme nous l’avons vu précédemment, les techniques précises d’interpolation et d’extrapolation utilisées varient selon les
tendances des émissions propres à chaque secteur ou groupe
d’équipement et sont traitées plus en détail dans les sections 4, 5
et 6, respectivement.
3.5 Social cost of carbon
3.5 Coût social du carbone
The estimated value of damages avoided through GHG reductions is based on the climate change damages avoided at the
global level. These damages are usually referred to as the social
cost of carbon (SCC). The SCC is used in the modelling of the
cost-benefit analysis of environmental regulations to quantify the
economic impacts of incremental changes in GHG emissions. It
represents an estimate of the economic value of avoided climate
change damages at the global level for current and future generations as a result of reducing GHG emissions. The calculations of
the SCC are independent of the method used to reduce emissions.
La valeur estimée des dommages évités par la réduction des
gaz à effet de serre se fonde sur l’évitement des dommages relatifs aux changements climatiques à l’échelle mondiale. Ces dommages sont habituellement appelés coût social du carbone (CSC).
Le CSC est utilisé dans la modélisation de l’analyse coûtsavantages de la réglementation environnementale pour quantifier
les impacts économiques des changements différentiels sur les
émissions de gaz à effet de serre. Il s’agit d’une estimation de la
valeur économique de l’évitement des dommages relatifs aux
changements climatiques à l’échelle mondiale pour les générations actuelles et futures résultant de la réduction des émissions
de gaz à effet de serre. Il n’y a aucune relation entre les calculs du
CSC et la méthode utilisée pour réduire les émissions.
Les estimations du CSC varient d’un pays à l’autre et au sein
de ceux-ci en raison de défis liés à la prévision des émissions
futures et des dommages, ainsi qu’à la détermination de l’emphase pertinente à placer sur les coûts futurs par rapport aux coûts
à court terme (taux d’actualisation). Les États-Unis utilisent
Estimates of the SCC between and within countries vary due to
challenges in predicting future emissions, damages, and determining the appropriate weight to place on future costs relative to
near-term costs (discount rate). The United States also use SCC
values in the cost-benefit analysis of regulations. The values used
———
———
14
Le modèle de l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure qualité de l’air
comprend des fonctions qui représentent la relation entre l’exposition à la pollution atmosphérique et les risques pour la santé par habitant. Ce modèle contient
également des estimations des avantages pour le bien-être social (ou la valeur
socioéconomique) liés à la réduction des risques de différents résultats pour la
santé. À partir des changements estimés concernant la qualité de l’air ambiant
dans le cadre du Règlement, l’Outil pour évaluer les avantages d’une meilleure
qualité de l’air a estimé la façon dont les risques de problèmes de santé par habitant pourraient être réduits. Les changements dans les risques pour la santé par
habitant ont ensuite été multipliés par la valeur socioéconomique appropriée en
vue d’estimer les avantages de la réduction des risques par habitant. La réduction des risques par habitant ainsi que l’estimation des avantages pour le bienêtre par habitant ont ensuite été multipliées par la population exposée pour
déterminer le nombre d’événements liés à la santé évités et la valeur économique totale des avantages pour la santé, et ce, pour chaque division de recensement au Canada. Ces estimations ont ensuite été rassemblées par la division de
recensement pour déterminer les répercussions et les avantages pour la santé à
l’échelle provinciale et nationale.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
by Environment Canada are similar to two of the values used in
the United States and are based on the work of the U.S. Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon.
Social cost of carbon values used in this assessment draw on
ongoing work by Environment Canada15 in collaboration with a
federal interdepartmental working group and in consultation with
a number of external academic experts. This work involves reviewing existing literature and other countries’ approaches to
valuing GHG emissions. Recommendations based on current
literature, in line with the approach adopted by the U.S. Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon in 2010,16
are that it is reasonable to estimate a central set of SCC values
starting at CAN$29.06/tonne of CO2 in 2013.17 Environment
Canada’s review also concludes that a higher-bound value starting at $115.18/tonne in 2013 should also be considered18 in the
cost-benefit analysis to reflect right-skewed probability distributions (i.e. 95th percentile value) of the SCC.19 Use of the higher
value reflects consideration of low probability, high-cost climate
damage scenarios. A value of $115.18 per tonne does not, however, reflect the extreme end of SCC estimates, as some studies
have produced values exceeding $1 000 per tonne of carbon emitted. Social cost of carbon values increase over time to reflect the
increasing marginal damages of climate change as projected GHG
concentrations increase.
The federal interdepartmental working group on the SCC concluded that it is necessary to continually review the above estimates in order to incorporate advances in physical sciences, economic literature and modelling to ensure the SCC estimates
remain current. Environment Canada will continue to collaborate
with the federal interdepartmental working group and with outside experts to review and incorporate as appropriate new research on the SCC in the future.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1342
également les valeurs du CSC dans l’analyse des coûts et des
avantages de la réglementation. Les valeurs utilisées par Environnement Canada sont semblables à deux des valeurs utilisées aux
États-Unis et sont fondées sur les travaux de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon (groupe de travail interorganismes sur le coût social du carbone) des États-Unis.
Les valeurs du CSC utilisées dans la présente évaluation reposent sur les travaux en cours entrepris par Environnement Canada15 en collaboration avec un groupe de travail interministériel
fédéral et en consultation avec un certain nombre d’experts universitaires externes. Ce travail implique l’examen de la documentation existante et des approches d’autres pays à l’égard de
l’évaluation des émissions de gaz à effet de serre. Les recommandations fondées sur la documentation actuelle et en accord avec
l’approche adoptée par l’Interagency Working Group on the
Social Cost of Carbon des États-Unis en 201016 indiquent qu’il est
raisonnable d’estimer la valeur centrale initiale du coût social du
carbone à 29,06 $CAN par tonne de dioxyde de carbone en
201317. L’examen d’Environnement Canada conclut aussi que la
valeur du 95e centile commençant à 115,18 $ par tonne en 2013
devrait également être prise en considération18 dans l’analyse
coûts-avantages, afin de tenir compte de l’asymétrie à droite de la
distribution de probabilité du CSC19. L’utilisation de la valeur
plus élevée reflète la prise en compte de scénarios de dommages
climatiques coûteux et peu probables. Cependant, une valeur de
115,18 $ par tonne ne reflète pas la limite extrême des estimations
du CSC, car certaines études ont produit des valeurs qui dépassent
1 000 $ par tonne de carbone émise. Les valeurs du CSC augmentent au fil du temps de sorte à traduire la croissance des dommages marginaux causés par les changements climatiques, au fur et à
mesure de l’augmentation des concentrations prévues de gaz à
effet de serre.
Le groupe de travail interministériel fédéral sur le CSC a également conclu qu’il est nécessaire d’examiner continuellement les
estimations ci-dessus afin d’incorporer les progrès réalisés en
matière de sciences physiques, de documentation économique et
de modélisation, dans le but d’assurer que les estimations du CSC
demeurent d’actualité. Environnement Canada continuera à collaborer avec le groupe de travail interministériel du gouvernement
fédéral et des experts externes pour examiner et intégrer au besoin
les nouvelles recherches sur le CSC à l’avenir.
4. Benefits and costs — Engines
4. Avantages et coûts — Moteurs
4.1 Analytical framework
4.1 Cadre analytique
4.1.1 Equipment profile — Engines
4.1.1 Profil de l’équipement — Moteurs
A stationary spark-ignition gaseous-fuel-fired engine (“engine”) is primarily used for the compression of natural gas in the
oil and gas sector. The Canadian population of engines comprises
Un moteur stationnaire à allumage commandé brûlant des
combustibles gazeux (soit « moteur ») est principalement utilisé
pour la compression de gaz naturel dans le secteur du pétrole et
———
———
15
16
17
18
19
Contact Environment Canada’s Economic Analysis Directorate for any questions regarding methodology, rationale, or policy.
U.S. Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon paper: IWGSCC,
2010, “Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive
Order 12866,” U.S. Government.
This value increases each year associated with the expected growth in damages.
The value of $29.06/tonne of CO2 in 2013 (in 2012 Canadian dollars) and its
growth rate have been estimated using an arithmetic average of the three models
PAGE, FUND, and DICE.
Reflecting arguments raised by Weitzman (2011) “Fat-Tailed Uncertainty in the
Economics of Climate Change,” Review of Environmental Economic Policy,
5(2), pp. 275–292, and Pindyck (2011) “Fat Tails, Thin Tails, and Climate
Change Policy,” Review of Environmental Economics and Policy.
The value of $115.18/tonne of CO2 in 2013 (in 2012 Canadian dollars) and its
growth rate have been estimated using an arithmetic average of the two models
PAGE and DICE. The FUND model has been excluded in this estimate because
it does not include low probability, high-cost climate damage.
15
16
17
18
19
Communiquer avec la Direction de l’analyse économique d’Environnement
Canada pour toute question au sujet de la méthodologie, de la justification ou de
la politique.
Document de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des
États-Unis : IWGSCC, 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact
Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis.
Cette valeur augmente chaque année selon la croissance attendue des dommages. On a estimé la valeur de 29,06 $ par tonne de CO2 en 2013 (en dollars canadiens de 2012) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique
des trois modèles PAGE, FUND et DICE.
Reflète les arguments soulevés par Weitzman (2011) « Fat-Tailed Uncertainty in
the Economics of Climate Change », Review of Environmental Economic Policy,
5(2), p. 275-292, et Pindyck (2011) « Fat Tails, Thin Tails, and Climate Change
Policy », Review of Environmental Economics and Policy.
On a estimé la valeur de CO2 en 2013 à 115,18 $ par tonne (en dollars canadiens
de 2012) et son taux de croissance à l’aide d’une moyenne arithmétique
des deux modèles PAGE et DICE. Le modèle FUND a été exclu de cette estimation, car il ne comprend pas les dégâts climatiques à coûts élevés et à faible
probabilité.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
rich-burn and lean-burn engines. Lean-burn engines tend to be
more efficient and produce lower NOx emissions than rich-burn
engines, since the excess air ensures a more complete combustion
of the fuel and reduces the temperature of the combustion process. Exhaust emissions can be reduced using post-combustion
control, such as non-selective catalytic reduction (NSCR), or passive emission control technology for NOx, such as rich-to-lean
engine management systems or pre-combustion chambers. Engine
fleets are largely owned and/or operated by oil and gas firms, and
the size of engine fleets ranges from a few engines to hundreds of
engines.
Although the proposed performance standards would apply to
modern engines in several sectors, the vast majority (i.e. over
95%) of modern engines are expected to be found in the oil and
gas sector [defined here as upstream oil and gas (UOG) and natural gas transmission pipelines (NGT)]. Further, the proposed
performance standards would apply to original engines in the oil
and gas sectors only. Therefore, the impacts of the proposed performance standards are assessed for the oil and gas sector only.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1343
du gaz. La population canadienne de moteurs comprend des moteurs à mélange riche et des moteurs à mélange pauvre. Les moteurs à mélange pauvre ont tendance à être plus efficaces et à
produire des émissions de NOx inférieures à celles des moteurs à
mélange riche, car l’excès d’air assure une combustion plus complète du carburant et permet de réduire la température du processus de combustion. Les émissions de gaz d’échappement peuvent
être réduites en effectuant un contrôle après la combustion, par
exemple avec un catalyseur à trois voies, ou en utilisant une technologie passive de réduction des émissions de NOx telle que les
systèmes de gestion de moteur qui convertit un moteur à mélange
riche en moteur à mélange pauvre ou les chambres de précombustion. Les parcs de moteurs sont en grande partie détenus ou exploités par des entreprises pétrolières et gazières, et leur taille
varie de quelques moteurs à des centaines de moteurs.
Même si les normes de rendement proposées s’appliqueraient
aux moteurs modernes dans plusieurs secteurs, on trouve la
grande majorité (soit plus de 95 %) des moteurs modernes dans le
secteur du pétrole et du gaz (défini ici comme le secteur de la
production de pétrole et de gaz en amont et le secteur des pipelines de transport de gaz naturel). En outre, les normes de rendement proposées s’appliqueraient aux moteurs originaux dans les
secteurs du pétrole et du gaz seulement. Ainsi, les impacts des
normes de rendement proposées sont évalués uniquement pour le
secteur du pétrole et du gaz.
4.1.2 Business as usual scenario
4.1.2 Scénario de maintien du statu quo
In the BAU scenario, technology choices which affect NOx
emissions remain constant over the period of the analysis for the
starting inventory of engines. Engine quantities are expected to
fluctuate in proportion to oil and gas production forecasts. The
BAU scenario analysis estimates the impacts of original and
modern engines in the absence of the proposed federal Regulations in terms of capital, maintenance, fuel consumption, and
emissions. In the BAU scenario, engine models are expected to be
replaced at the end of their useful life (see section 4.1.4) with
engines of the same power.
Selon le scénario de maintien du statu quo, les choix technologiques qui influent sur les émissions de NOx restent constants sur
la période de l’analyse pour l’inventaire des moteurs de départ. Le
nombre de moteurs devrait fluctuer conformément aux prévisions
en matière de production de pétrole et de gaz. L’analyse du scénario de maintien du statu quo permet d’évaluer les impacts des
moteurs modernes et originaux en l’absence du projet de règlement fédéral, et ce, relativement au capital, à l’entretien, à la
consommation de carburant et aux émissions. Dans le cadre de ce
scénario, les modèles de moteurs devraient être remplacés à la fin
de leur vie utile (voir la section 4.1.4) par des moteurs de même
puissance.
Ce scénario prend en considération les réductions d’émissions
qui, conformément à la législation provinciale existante, devraient
se produire (c’est-à-dire que cette dernière devrait entraîner un
remplacement des moteurs par des moteurs conformes, selon les
exigences provinciales). La réglementation prise en compte comprend l’Environmental Protection and Enhancement Act de l’Alberta, qui contient des exigences pour les moteurs modernes de
plus de 600 kW, et le règlement sur les déchets du pétrole et du
gaz (Oil and Gas Waste Regulation) de l’Environmental Management Act de la Colombie-Britannique, qui établit des exigences
pour les moteurs modernes de plus de 100 kW.
The BAU scenario takes into consideration emission reductions
that, in accordance with existing provincial legislation, are expected to occur (i.e. by replacing engines with compliant engines
according to provincial requirements). The legislation considered
includes the Alberta Environmental Protection and Enhancement
Act, which states requirements for modern engines over 600 kW,
and the Oil and Gas Waste Regulation of British Columbia’s Environmental Management Act, which sets requirements for modern engines over 100 kW.
4.1.3 Regulatory policy scenario
4.1.3 Scénario appliquant une politique de réglementation
The proposed Regulations would impose performance standards for both modern and original engines, as set out in Table 2.
Le projet de règlement imposerait des normes de rendement
pour les moteurs modernes et les moteurs originaux, tels qu’ils
sont définis dans le tableau 2.
Le scénario réglementaire comprend les mêmes hypothèses que
le scénario de maintien du statu quo en ce qui a trait aux taux
d’espérance de vie et à la fluctuation du nombre de moteurs par
rapport aux prévisions en matière de production de pétrole et de
gaz.
Dans le scénario réglementaire, on part du principe que les
technologies de réduction des émissions de NOx les plus efficaces
selon le coût seront choisies afin de se conformer aux normes de
rendement proposées (voir la section 4.1.4), jusqu’à ce que les
normes de rendement pour l’ensemble du parc soient respectées.
The regulatory scenario uses the same assumptions as in the
BAU scenario regarding life expectancy rates and fluctuation of
the engine population in proportion to oil and gas production
forecasts.
The regulatory scenario assumes that the most cost-effective
NOx emission-reducing technologies will be chosen to comply
with the proposed performance standards (see section 4.1.4), until
fleet-wide performance standards are met. Where capital investment is assumed to be necessary to meet the performance
Canada Gazette Part I June 7, 2014
standards, either (a) retrofit technologies are applied to original
engines or (b) lower-emitting modern engine models are assumed
to be purchased. Capital investment timing for original engine
retrofits is assumed to be the year prior to the coming into force
of performance standards (2020 and 2025), as no action is required prior to these dates. As in the BAU scenario, modern engines are assumed to be installed at the time of natural capital
stock turnover or when required due to increased demand for
engines. All retrofit technology and replacement options in this
analysis are currently available on the market.
In British Columbia, since the proposed performance standards
for modern engines are identical to what is already in place in the
province, no incremental emission reduction efforts are expected
for modern engines. For the population of modern engines in
Alberta with capacity greater than 600 kW, the regulatory policy
scenario captures the differential between the existing Alberta
requirements (6 g/kWh) and the proposed performance standards
(2.7 g/kWh). Retrofits to original engines required to meet the
proposed performance standards are considered to be incremental
in all provinces, and therefore the associated retrofit costs and
benefits are attributed to the proposed performance standards.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1344
Lorsque la dépense en immobilisation devient nécessaire pour
répondre aux normes de rendement, soit a) on met en place des
technologies d’adaptation antipollution pour les moteurs originaux, soit b) on achète des modèles de moteurs modernes à plus
faibles émissions. La dépense en immobilisation pour la modernisation de moteurs originaux devrait avoir lieu l’année précédant la
mise en vigueur des normes de rendement (2020 et 2025), car
aucune mesure n’est nécessaire avant ces dates. Comme dans le
scénario de maintien du statu quo, on s’attend à ce que les moteurs modernes soient installés au moment de la rotation du capital naturel ou lorsque cela devient nécessaire en raison d’une demande accrue concernant les moteurs. Toutes les technologies
d’adaptation antipollution et des possibilités de remplacement de
cette analyse sont actuellement disponibles sur le marché.
En Colombie-Britannique, puisque les normes de rendement
proposées pour les moteurs modernes sont identiques à celles qui
sont déjà en place dans la province, aucun effort supplémentaire
en matière de réduction des émissions n’est attendu pour les moteurs modernes. Pour l’ensemble des moteurs modernes en Alberta dont la capacité dépasse 600 kW, le scénario appliquant une
politique de réglementation saisit le différentiel entre les exigences actuelles en Alberta (6 g/kWh) et les normes de rendement
proposées (2,7 g/kWh). Les améliorations apportées aux moteurs
originaux nécessaires pour répondre aux normes de rendement
proposées sont considérées comme différentielles dans toutes
les provinces et, par conséquent, les coûts de modernisation et les
avantages connexes sont attribués aux normes de rendement
proposées.
4.1.4 Key data and assumptions
4.1.4 Données et hypothèses clés
To assess the impact of the performance standards for engines,
it was necessary to quantify the Canadian population of engines
from 2013 to 2035 and to project technology choices that would
be available to comply with the proposed performance standards.
Based on available technology choices, the expected changes in
engine technology across the Canadian fleet would produce benefits and costs, as considered in sections 4.2 and 4.3, respectively.
Afin d’évaluer l’impact des normes de rendement concernant
les moteurs, il a été nécessaire de quantifier l’ensemble des moteurs au Canada de 2013 à 2035 et de faire des prévisions concernant les choix technologiques qui seraient disponibles pour respecter les normes de rendement proposées. Selon les choix
technologiques disponibles, les changements attendus relativement à la technologie des moteurs de tout le parc canadien engendreraient des avantages et des coûts, comme il est mentionné dans
les sections 4.2 et 4.3, respectivement.
• Quantifying the Canadian population of engines
• Quantification de l’ensemble des moteurs au Canada
To project the quantity of engines in the UOG sector, it was
necessary to estimate the 2012 inventory of original engines, the
normal engine replacement rate, and demand for engines beyond
2013. The analysis uses an inventory of engines from seven large
Canadian companies provided by the Canadian Association of
Petroleum Producers (CAPP) as a starting inventory. This inventory is then scaled up to obtain the total Canadian population
using the proportion of emissions in the 2010 air pollutant
emission summary contributed by sector and province/territory,
assuming that engines account for 85% of UOG emissions.
The analysis assumes that UOG engine models last 20, 40 or
60 years20 on average, depending on engine model speed.
En vue de prévoir le nombre de moteurs du secteur de la production de pétrole et de gaz en amont, il a été nécessaire d’évaluer
l’inventaire de 2012 des moteurs originaux, le taux de remplacement normal des moteurs et la demande concernant les moteurs
au-delà de 2013. L’analyse s’appuie sur un inventaire des moteurs
de sept grandes entreprises canadiennes fourni par l’Association
canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) en tant qu’inventaire de départ. Cet inventaire est ensuite étendu pour obtenir le
nombre total de moteurs au Canada, en se basant sur la proportion
des émissions de chaque secteur, province et territoire indiquée
dans l’inventaire des principaux polluants atmosphériques (le
sommaire des émissions de polluants atmosphériques de 2010) et
en supposant que les moteurs engendrent 85 % des émissions du
secteur de la production de pétrole et de gaz en amont. Dans le
cadre de cette analyse, on part du principe que les modèles de
moteurs de ce secteur durent 20, 40 ou 60 ans20 en moyenne, selon leur vitesse.
———
———
20
The life of an engine is assumed based on the speed at which it runs [i.e. revolutions per minute (RPM)]. Higher RPM engines are estimated to have a shorter
operational life, whereas engines that operate at lower speeds experience less
wear. The analysis uses a 20, 40, or 60 year life for engines with an RPM >900,
900–1 400, and <1 400, respectively, as provided by Accurata Inc.
20
La vie d’un moteur est déterminée en fonction de la vitesse à laquelle il tourne
(c’est-à-dire les tours par minute). On suppose que les moteurs ayant un régime
plus élevé ont une durée de vie utile plus courte, alors que les moteurs qui fonctionnent à des vitesses inférieures sont moins sujets à l’usure. L’analyse se fonde
sur une durée de vie utile de 20, 40 ou 60 ans pour les moteurs ayant un taux de
tours par minute supérieur à 900, allant de 900 à 1 400, et inférieur à 1 400, respectivement, conformément aux données fournies par Accurata Inc.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1345
Table 6 illustrates the resulting starting quantities of engines by
engine power and sector.
Pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel,
l’Association canadienne des pipelines d’énergie (ACPE) a fourni
un inventaire des moteurs de départ. Ces moteurs sont supposés
être remplacés par des turbines à la fin de leur vie. Les moteurs de
ce secteur ont une espérance de vie de plus de 60 ans, car ils sont
utilisés de façon intermittente, brûlent du gaz de combustion de
haute qualité et sont bien entretenus compte tenu de leur grande
puissance et de leur coût élevé d’investissement.
Le tableau 6 illustre le nombre de moteurs de départ qui en découle, par puissance du moteur et par secteur.
Table 6: Estimated Quantity of Regular Use
Original Engines, 2012
Tableau 6 : Nombre estimé de moteurs
originaux utilisés régulièrement, 2012
For the NGT sector, a starting inventory of engines was provided by the Canadian Energy Pipeline Association (CEPA).
These engines are assumed to be replaced with turbines at their
end of life. Engines in the NGT sector are assumed to last more
than 60 years, since they often see intermittent use, burn highquality fuel gas, and are well maintained given their large size
and high capital cost.
Engine power
≥250 kW
Sector
Canada
81
NGT
≥ 250 kW
2 282
UOG
Total
8 258
Engine demand was estimated using the E3MC model. In addition to replacements due to normal capital turn-over cycles, the
equipment quantities fluctuate yearly based on projections of oil
and gas production in both the BAU and policy scenarios. Original engines are replaced as their respective end of life is reached
(i.e. the technology used in replacement engines may differ between the BAU and regulatory scenario, but the timing of replacement is the same in both scenarios). The resulting projected
quantities of engines in the policy scenario are depicted in
Tables 7 and 8, respectively. The process for identifying retrofit
or replacement options for original and modern engines and
attributing associated engine costs is discussed in section 4.3
(Costs).
Secteur
Canada
Secteur des pipelines de transport de
gaz naturel
81
Secteur de la production de pétrole et de
gaz en amont
5 921
UOG
≥75 kW and <250 kW
Puissance du moteur
≥ 75 kW et < 250 kW
Secteur de la production de pétrole et de
gaz en amont
Total
5 921
2 282
8 258
La demande en moteurs a été estimée au moyen du modèle 3EC. En plus des remplacements dus aux cycles naturels de
roulement des immobilisations, le nombre d’équipements fluctue
chaque année en fonction des projections en matière de production de pétrole et de gaz, à la fois dans le scénario de maintien du
statu quo et dans le scénario réglementaire. Les moteurs originaux
sont remplacés à la fin de leur vie utile (remarque : la technologie
employée pour remplacer les moteurs peut varier selon qu’il
s’agit du scénario de maintien du statu quo ou du scénario réglementaire, mais le moment auquel la technologie est remplacée est
le même dans les deux scénarios). La quantité projetée de moteurs
qui résulte du scénario réglementaire est présentée dans les tableaux 7 et 8, respectivement. La section 4.3 porte sur le processus permettant de trouver une solution de mise à niveau ou de
remplacement pour les moteurs modernes et originaux, ainsi que
sur la répartition des coûts connexes relatifs aux moteurs (coûts).
Table 7: Engine Projected Retrofit and Replacement — UOG Sector
Engine category
≥75 kW and <250 kW original engines replaced (due to age)
≥75 kW and <250 kW modern engines (due to sector growth/contraction)
≥ 250 kW original engines replaced (due to age)
≥250 kW modern engines (due to sector growth/contraction)
≥250 kW original engines retrofitted with rich-to-lean engine management system
2013–2020
2021–2025
Total
285
285
1 198
-429
8
36
97
-287
980
765
569
488
2 801
-803
15
55
118
-615
22
696
0
0
718
0
351
0
0
351
1 344
2 097
854
774
5 069
-1 232
24
91
215
-902
≥250 kW original engines replaced with a modern engine equipped with
pre-combustion chamber
Total engines taken out of operation or added due to sector growth/contraction
2031–2035
285
≥250 kW original engines retrofitted with non-selective catalyst
Total engines replaced or retrofitted
2026–2030
342
70
70
Note: Negative engine quantities refer to engines that are not required due to a projected decrease in UOG production. This occurs in both the BAU and regulatory scenarios. These engines are assumed to be taken out of operation and could be preserved for future use.
Tableau 7 : Mise à niveau et remplacement prévus pour les moteurs — Secteur de la production de pétrole et de gaz en amont
Type de moteur
Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 75 kW et
inférieure à 250 kW (en raison de leur âge)
Moteurs modernes d’une capacité supérieure ou égale à 75 kW et inférieure à 250 kW
(en raison de la croissance du secteur ou de compressions dans celui-ci)
2013-2020
2021-2025
2026-2030
2031-2035
Total
342
285
285
285
1 198
-429
8
36
97
-287
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1346
Tableau 7 : Mise à niveau et remplacement prévus pour les moteurs —
Secteur de la production de pétrole et de gaz en amont (suite)
Type de moteur
2013-2020
Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW (en
raison de leur âge)
Moteurs modernes d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW (en raison de la
croissance du secteur ou de compressions dans celui-ci)
2021-2025
2026-2030
2031-2035
Total
980
765
569
488
2 801
-803
15
55
118
-615
Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec
un système de gestion de moteur de combustion riche à combustion pauvre
22
696
0
0
718
Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec
un catalyseur à trois voies
0
351
0
0
351
1 344
2 097
854
774
5 069
-1 232
24
91
215
-902
Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW par
un moteur moderne équipé d’une chambre de précombustion
70
Total des moteurs remplacés ou mis à niveau
Total des moteurs mis hors service ou ajoutés en raison de la croissance du
secteur ou de compressions dans celui-ci
70
Remarque : Les nombres de moteurs négatifs renvoient aux moteurs qui ne sont pas nécessaires en raison d’une baisse prévue de la production du secteur de la production
de pétrole et de gaz en amont. Cela se produit à la fois dans le scénario de maintien du statu quo et dans le scénario réglementaire. Ces moteurs sont censés être mis hors
service et peuvent être conservés pour une utilisation ultérieure.
Table 8: Engine Retrofit and Replacement — NGT Sector
Engine category
2013–2020
≥250 kW original engines retrofitted with rich-to-lean engine management system
≥250 kW original engines retrofitted with non-selective catalyst
2021–2025
2026–2030
2031–2035
Total
8
1
0
0
9
12
6
0
0
18
≥250 kW original engines replaced with modern engines equipped with
pre-combustion chamber
3
9
0
0
12
Engines retired due to age
1
5
0
0
6
24
21
0
0
45
Total engines replaced or retrofitted
Tableau 8 : Mise à niveau et remplacement de moteurs — Secteur des pipelines de transport de gaz naturel
Type de moteur
2013-2020
2021-2025
2026-2030
2031-2035
Total
Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec
un système de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à
mélange pauvre
8
1
0
0
9
Mise à niveau de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW avec
un catalyseur à trois voies
12
6
0
0
18
Remplacement de moteurs originaux d’une capacité supérieure ou égale à 250 kW par
un moteur moderne équipé d’une chambre de précombustion
3
9
0
0
12
Moteurs mis hors service en raison de leur âge
1
5
0
0
6
Total des moteurs remplacés ou mis à niveau
24
21
0
0
45
• Estimating changes in engine emissions
• Changements estimés dans les émissions des moteurs
To model engine emissions data for the BAU and regulatory
scenarios, engine power, load, utilization, and specific emission
factors corresponding to a given engine in the inventory were
calculated for 292 different engine models in the inventory on a
per-engine basis. The data with which this was done was provided
by CAPP and CEPA from their respective engine inventories and
assumptions were made to determine the load and the utilization
of engines.21 Emission factors (i.e. the average rate of emissions
per unit of energy produced) are held constant in the baseline,
whereas the regulatory scenario applies to emission factors that
correspond to the most cost effective technology required to meet
Afin de modéliser les données sur les émissions des moteurs
pour le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, la puissance, la charge, l’utilisation et des facteurs d’émission spécifiques à un moteur donné dans l’inventaire ont été calculés pour chacun des 292 modèles de moteurs différents de
l’inventaire. Les données utilisées ont été fournies par l’ACPP et
l’ACPE à partir de leur inventaire de moteurs respectif et des
hypothèses ont été faites pour déterminer la charge et l’utilisation
des moteurs21. Les facteurs d’émission (soit le taux moyen
d’émissions par unité d’énergie produite) sont laissés constants
dans la base de référence, alors que le scénario réglementaire
———
———
21
Engine model power (provided by CAPP and CEPA for each model), load
(75%) and utilization (assuming 7 884 hours/year in UOG, 6 920 hours/year or
as provided for each engine in NGT) are the same in the baseline and regulatory
scenarios.
21
La puissance (fournie par l’ACPP et l’ACPE pour chaque modèle), la capacité
(75 %) et l’utilisation du modèle de moteur (sur la base de 7 884 heures/an dans
le secteur de la production de pétrole et de gaz en amont, de 6 920 heures/an ou
selon les prévisions pour chaque moteur du secteur de l’acheminement du
gaz naturel) sont les mêmes dans le scénario de référence et le scénario
réglementaire.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1347
the proposed performance standards.22 In the regulatory scenarios,
it is assumed that rich-burn engines still available on the market
are replaced with rich-burn engines equipped with rich-to-lean
engine management systems or catalytic reduction. Rich-burn
engines and lean-burn engines no longer available on the market
are assumed to be replaced with lean-burn engines equipped with
pre-combustion chambers, and lean-burn engines still available
on the market are assumed to be replaced with the same model.23
The resulting reduction in NOx emissions was used to determine
environmental and health benefits.
comprend des facteurs d’émissions qui correspondent à la technologie la plus rentable nécessaire pour répondre aux normes de
rendement proposées22. Dans le scénario réglementaire, il est supposé que les moteurs à mélange riche encore disponibles sur le
marché sont remplacés par des moteurs à mélange riche équipés
de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre ou de catalyseurs à trois
voies. Il est supposé que les moteurs à mélange riche et les moteurs à mélange pauvre qui ne sont plus disponibles sur le marché
sont remplacés par des moteurs à mélange pauvre équipés de
chambres de précombustion et que les moteurs à mélange pauvre
encore disponibles sur le marché sont remplacés par le même
modèle23. La réduction des émissions de NOx qui en résulte a
servi à déterminer les avantages pour l’environnement et la santé.
4.2 Benefits — Engines
4.2 Avantages — Moteurs
4.2.1 Air pollutant reductions
4.2.1 Réductions des polluants atmosphériques
The performance standards for modern and original engines are
expected to reduce NOx emissions by about 1 775 kt between
2013 and 2035, which is expected to result in lower levels of
smog and overall better air quality. Air pollutant reductions begin
in 2013, as it is expected that firms would purchase compliant
technology at the time of natural capital turnover, given advance
notice of performance standards.
Les normes de rendement pour les moteurs modernes et originaux devraient permettre de réduire les émissions de NOx d’environ 1 775 kt entre 2013 et 2035, ce qui devrait se traduire par
des niveaux inférieurs de smog et une meilleure qualité de l’air en
général. Les réductions de polluants atmosphériques commencent
en 2013, car il est prévu que les entreprises achètent une technologie conforme au moment de la rotation du capital naturel
compte tenu qu’elles seront informées à l’avance de la norme de
rendement.
4.2.2 Interpolation of air quality impacts
4.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air
In order to estimate the benefits for all of the years between
2013 and 2035, interpolation and extrapolation techniques were
used. As all original engines are expected to comply with the
requirements by 2026, it is assumed that emission reductions associated with the policy significantly spike in 2025 compared to
previous years (in preparation for the requirements). Therefore,
linear interpolation between 2013 and 2025 would not properly
capture the overall pattern of emissions reductions in this period.
Instead, the annual benefits in this period were proxied by prorating the 2025 value by the proportion of NOx emission reductions for each year between 2013 and 2024.24 For the period between 2025 and 2035, the 2025 values were linearly interpolated
to the 2035 values, as the variability in emission changes in this
period was considered negligible.
Afin de faire une estimation des avantages pour toutes les années entre 2013 et 2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et d’extrapolation. Comme tous les moteurs originaux doivent se conformer aux exigences d’ici 2026, on suppose que les
réductions d’émissions associées à la politique connaîtront une
hausse significative en 2025 par rapport aux années précédentes
(en prévision des exigences). Par conséquent, une interpolation
linéaire entre 2013 et 2025 ne permettrait pas de correctement
saisir le schéma général de la réduction des émissions pendant
cette période. Au lieu de cela, les avantages annuels pendant cette
période ont été déterminés en calculant au prorata la valeur de
2025 par rapport à la part de réduction des émissions de NOx pour
chaque année entre 2013 et 202424. Pour la période allant de 2025
à 2035, les valeurs de 2025 ont été interpolées de façon linéaire
jusqu’aux valeurs de 2035, car on a considéré la variabilité des
changements des émissions pendant cette période comme étant
négligeable.
4.2.3 Air quality improvements
4.2.3 Améliorations de la qualité de l’air
Reductions in NOx emissions resulting from the proposed
performance standards for engines are expected to result in lower
levels of ambient particulate matter and ground-level ozone.
These are the two main components of smog, therefore reductions will result in significant human health and environmental
benefits.
Les réductions des émissions de NOx découlant des normes de
rendement proposées pour les moteurs devraient se traduire par
des niveaux inférieurs de matières particulaires et d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là de deux éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des
avantages importants pour la santé humaine et l’environnement.
———
22
A description of how most cost effective technology options are selected can be
found in section 4.3.1.
23
It is possible that engine operators have surplus rich-burn engines that could
replace old engines. In this scenario, engine retrofit technology would likely be
applied to the engine. Given limited information, this is not explicitly considered in the analysis; however, sensitivity analysis is conducted for capital, maintenance and fuel expenditures in section 7.
24
For instance, as emission reductions in 2024 represent about 27% of the emissions reductions in 2025, environmental benefits for 2024 were estimated to be
equivalent to 27% of the 2025 values.
———
22
Une description de la façon dont la plupart des technologies efficaces selon le
coût sont sélectionnées peut être trouvée dans la section 4.3.1.
23
Il est possible que les exploitants des moteurs possèdent un excédent de moteurs
à mélange riche pour remplacer les vieux moteurs. Dans ce scénario, la technologie d’adaptation antipollution des moteurs pourrait être appliquée aux moteurs. Compte tenu des renseignements limités, cela n’est pas explicitement pris
en compte dans l’analyse, mais la section 7 comprend une analyse de sensibilité
pour les dépenses en capital, en entretien et en combustible.
24
Par exemple, dans la mesure où les réductions d’émissions en 2024 représentent
environ 27 % des réductions d’émissions en 2025, les avantages pour l’environnement en 2024 devraient également représenter 27 % des valeurs de 2025.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1348
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
4.2.4 Environmental benefits
4.2.4 Avantages pour l’environnement
The Air Quality Valuation Model 2 assesses the impacts associated with agricultural productivity, soiling and visibility from a
change in ambient air quality. The estimated national environmental benefits linked with the performance standards for engines
are expected to be approximately $245 million dollars for the
period between 2013 and 2035. Table 9 presents the estimated
environmental benefits, broken down by impact and by province/
territory.
Soiling and visibility impacts for Newfoundland and Labrador,
Prince Edward Island and Nova Scotia are not presented because
a precise assessment of the changes in ambient levels of particulate matter was not possible within these provinces, due to the
marginal changes in emissions involved. Impacts on agriculture in
the territories are also omitted as census of agriculture data is
unavailable for this region.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 permet d’évaluer les impacts sur la productivité agricole, les souillures et la
visibilité dus à un changement de qualité de l’air ambiant. Les
avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui
sont liés aux normes de rendement pour les moteurs devraient être
d’environ 245 millions de dollars pour la période allant de 2013 à
2035. Le tableau 9 présente ces avantages répartis par impact,
province et territoire.
Les impacts sur les souillures et la visibilité à Terre-Neuve-etLabrador, sur l’Île-du-Prince-Édouard et en Nouvelle-Écosse ne
sont pas présentés, car il n’a pas été possible d’effectuer une évaluation précise des changements dans les niveaux de matières
particulaires dans l’air ambiant pour ces provinces, et ce, en raison des changements marginaux dans les émissions en question.
Les impacts sur l’agriculture dans les territoires sont également
omis, car les données du recensement de l’agriculture ne sont pas
disponibles pour cette région.
Table 9: Present Value of Environmental Benefits Associated
with the Performance Standards for Engines, by Canadian
Province/Territory and Environmental Impact
(2013–2035, $ Millions)
Tableau 9 : Valeur actuelle des avantages pour
l’environnement associés aux normes de rendement
pour les moteurs, par province et territoire du
Canada et par impact sur l’environnement
(de 2013 à 2035, en millions de dollars)
Environmental
impact
Economic
indicator
Newfoundland and
Labrador
Agriculture
Change in
Sales
Revenues
for Crop
Producers
Soiling
Visibility
Change
in Welfare
for
Households
Avoided
Costs for
Households
Total
Impact sur
l’environnement
Agriculture
Souillures
Visibilité
Indicateur
économique
Changement
dans les
revenus
de vente
pour les
producteurs
de cultures
agricoles
Coûts
évités
pour les
ménages
Changement
dans le
bien-être
des ménages
Terre-Neuve-et-Labrador
Total
-
N/A
N/A
-
-
s.o.
s.o.
-
Prince Edward Island
0.1
N/A
N/A
0.1
Île-du-Prince-Édouard
0,1
s.o.
s.o.
0,1
Nova Scotia
0.1
N/A
N/A
0.1
Nouvelle-Écosse
0,1
s.o.
s.o.
0,1
New Brunswick
0.1
-
-
0.2
Nouveau-Brunswick
0,1
-
-
0,2
Quebec
2.9
0.2
0.7
3.8
Québec
2,9
0,2
0,7
3,8
Ontario
10.8
0.6
1.9
13.2
Ontario
10,8
0,6
1,9
13,2
Manitoba
11.0
0.3
1.8
13.0
Manitoba
11,0
0,3
1,8
13,0
Saskatchewan
67.8
0.6
4.2
72.7
Saskatchewan
67,8
0,6
4,2
72,7
101.5
8.2
31.0
140.8
0.7
0.2
0.7
1.5
Yukon
N/A
-
-
Northwest Territories
N/A
-
Nunavut
N/A
Canada
195.0
Alberta
British Columbia
101,5
8,2
31,0
140,8
Colombie-Britannique
Alberta
0,7
0,2
0,7
1,5
-
Yukon
s.o.
-
-
-
-
-
Territoires du Nord-Ouest
s.o.
-
-
-
-
-
-
Nunavut
s.o.
-
-
-
10.2
40.2
245.4
Canada
195,0
10,2
40,2
245,4
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013. Totals may not add up due to rounding. A dash (-)
indicates values are below $50,000. N/A indicates data is unavailable for this
region.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions)
au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
Les totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total
pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que
les valeurs sont inférieures à 50 000 $. La mention « s.o. » indique que les données
ne sont pas disponibles pour cette région.
As the performance standards for engines are expected to significantly reduce NOx emissions, the proposed Regulations will
result in decreased ambient concentrations of ground-level ozone.
Based on exposure-response functions for 19 different crops,
AQVM2 provides the changes in production (tonnes) and expected total sales revenue per census agricultural region (CAR)
due to changes in levels of ozone. National benefits from increased agricultural productivity, expressed in the present value
Puisque les normes de rendement pour les moteurs devraient
permettre de réduire de façon importante les émissions de NOx, le
projet de règlement entraînera une diminution des concentrations
d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. En s’appuyant sur
les fonctions exposition-réponse pour 19 cultures différentes,
MEQA2 prévoit des changements dans la production (en tonnes)
et dans les revenus de vente totaux prévus par région agricole de
recensement, et ce, en raison de changements dans les niveaux
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
of sales revenue over the period, are expected to be approximately
$195 million. Due to the important NOx emission reductions expected in Alberta and the extensive farmlands being affected, the
province is expected to receive more than half of the national
benefits. The significant agricultural benefits in Saskatchewan
are mainly attributable to ozone reductions from reduced emissions from Alberta (spillover impacts), combined with typical
eastward air flow patterns and extensive agricultural activity in
Saskatchewan.
The Air Quality Valuation Model 2 estimates the avoided
cleaning costs for Canadian households associated with different
levels of particulate matter of 10 micrometres or less (PM10).
Over the period, avoided household cleaning costs of about $10.2
million are expected. These benefits should be considered as conservative as they do not account for avoided cleaning costs in the
commercial and industrial sectors. Alberta obtains the largest
share of national benefits.
All else being equal, visibility increases as ambient concentrations of particulate matter decrease. Based on willingness to pay
for improved visual range and AURAMS outcome of ambient air
quality, AQVM2 estimates the monetary change in welfare for
different levels of deciviews.25 Welfare gains from improved
visibility in the residential sector are approximately $40.2 million
over the period, with Alberta obtaining the largest share of the
cumulative national benefits.
In summary, the estimated national combined environmental
benefits associated with the performance standards for engines
are expected to be approximately $245 million over the period.
The estimates should be considered as conservative since only the
impacts on soiling, visibility and agricultural productivity were
assessed by AQVM2. Other environmental impacts were not assessed due to data or methodological limitations, such as the impacts of improved visibility on tourism revenues; reduced acid
deposition on forests, crops and water ecosystems; reduced smog
on livestock and wildlife mortality; and lower emissions of shortlived climate forcers (black carbon) on climate change, amongst
others.
1349
d’ozone. Les avantages pour le pays résultant de la hausse de la
productivité agricole, qui sont exprimés dans la valeur actuelle
des revenus de vente pour cette période, devraient être d’environ
195 millions de dollars. En raison des importantes réductions des
émissions de NOx attendues en Alberta et des nombreuses terres
agricoles actuellement touchées, la province devrait recevoir plus
de la moitié des avantages du pays. Les importants avantages
pour l’agriculture en Saskatchewan sont principalement attribuables à la réduction de l’ozone due à la réduction des émissions
en l’Alberta (effet de retombée) associée aux modèles de circulation de l’air vers l’Est et à une intense activité agricole en
Saskatchewan.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts
de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres
(MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que les
coûts de nettoyage évités pour les ménages soient d’environ
10,2 millions de dollars. Ces avantages doivent être considérés
comme des estimations conservatrices, car ils ne tiennent pas
compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial
et le secteur industriel. L’Alberta reçoit la plus grande partie des
avantages pour le pays.
Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à
mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires
diminuent. À partir de la volonté de payer pour une meilleure
portée visuelle et des résultats de la qualité de l’air ambiant générés par le système régional unifié de modélisation de la qualité de
l’air, MEQA2 estime le changement monétaire du bien-être pour
différents niveaux de deciviews25. Les gains en matière de bienêtre résultant d’une meilleure visibilité dans le secteur résidentiel
sont d’environ 40,2 millions de dollars pendant cette période,
avec l’Alberta générant la plus grande partie des avantages cumulés pour le pays.
En résumé, les avantages estimés et combinés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés aux normes de rendement pour les moteurs devraient être d’environ 245 millions de
dollars pendant cette période. Les estimations doivent être considérées comme étant conservatrices puisque seuls les impacts sur
les souillures, la visibilité et la productivité agricole ont été évalués par MEQA2. D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas
été évalués faute de données ou de méthodes suffisantes, tels que
les impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les
cultures et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la
mortalité du bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir) sur les changements climatiques.
4.2.5 Health benefits
4.2.5 Avantages pour la santé
While there are some direct health benefits of lower ambient
levels of NOx, it is the contribution of this pollutant to secondary
formation of PM and ozone in the atmosphere that has the
greatest impact on human health. As shown in Table 10, approximately half of the health benefits from the emission reductions are associated with lower ambient levels of ground-level
ozone. Another 35% of the benefits are a result of reduction in
fine particulate matter, with the remainder attributable to reductions in ambient NOx levels.
Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à
la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant, c’est la
contribution de ce polluant à la formation secondaire de matières
particulaires et d’ozone dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 10, environ la moitié des avantages pour la santé issus de la réduction des
émissions sont associés à des niveaux d’ozone troposphérique
plus faibles dans l’air ambiant. La réduction des matières particulaires fines génère 35 % des avantages et la réduction des niveaux
de NOx dans l’air ambiant contribue au reste des avantages.
———
———
25
The deciview is a visual index designed to be linear with respect to perceived
visual air quality changes over its entire range. The deciview scale is zero for
pristine conditions and increases as visibility degrades. A reduction of one
deciview roughly corresponds to a 10% improvement in visual range, regardless
of the initial range.
25
Le deciview est un indice visuel conçu pour être linéaire relativement aux changements dans la qualité de l’air visuellement perçus sur toute son aire de répartition. L’échelle deciview est de zéro pour des conditions vierges et augmente au
fur et à mesure que la visibilité se dégrade. Une diminution d’un deciview correspond à peu près à une amélioration de 10 % de la portée visuelle, quelle que
soit la portée initiale.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Over the 2013 to 2035 period, the reductions in pollutants associated with this initiative are expected to result in approximately 1 400 fewer premature mortalities, 1 600 fewer emergency
room visits, 320 000 fewer days of asthma symptoms and
1 000 000 fewer days of restricted activity in non-asthmatics. The
present value of these health benefits over the period is estimated
to be about $6.5 billion, of which, approximately three quarters
are accrued in Alberta ($4.8 billion). The benefits by region are
shown in the table below.
1350
Pendant la période allant de 2013 à 2035, les réductions de polluants associées à cette initiative devraient se traduire par une
diminution d’environ 1 400 décès prématurés, 1 600 visites en
salles d’urgence, 320 000 jours de symptômes d’asthme et un
million de jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques.
La valeur actuelle de ces avantages pour la santé pendant cette
période est estimée à environ 6,5 milliards de dollars, dont les
trois quarts surviennent en Alberta (4,8 milliards de dollars). Les
avantages par région sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Table 10: Present Value of Health Benefits Associated with the Performance Standards for Engines,
by Canadian Province/Territory and Health Impact (2013–2035, $ Millions)
Present Value of Total Avoided Health
Outcomes by Pollutant ($ Millions)
Aggregate counts of selected health impacts
Cardiac and
Respiratory
Emergency
Room Visits
Premature
Mortalities
Region
Newfoundland and Labrador
Prince Edward Island
Nova Scotia
New Brunswick
Days of
Restricted
Activity in
Non-asthmatics
Asthma
Symptom
Days
250
PM2.5
420
Ozone
-
Other
(NOx)
4.9
Total
1
2
-
4.9
<1
<1
110
180
-
2.0
-
2.0
3
4
650
1 100
-
12.5
0.1
12.6
3
4
770
1 400
0.3
14.3
0.1
14.7
Quebec
49
60
11 000
26 000
50.1
166.4
2.7
219.2
Ontario
130
150
30 000
78 000
153.0
378.9
39.6
571.4
50
69
13 000
33 000
62.8
159.2
1.7
223.8
Manitoba
Saskatchewan
Alberta
94
120
21 000
59 000
139.6
270.5
14.1
424.2
1 100
1 200
230 000
780 000
1 885.1
2 061.1
891.1
4 837.3
British Columbia
38
46
9 100
26 000
52.4
109.4
11.8
173.5
Yukon
<1
<1
55
130
0.2
0.8
-
1.0
Northwest Territories
<1
<1
190
480
0.7
1.8
0.1
2.6
Nunavut
Canada
<1
<1
10
21
-
0.1
-
0.1
1 400
1 600
320 000
1 000 000
2 344.1
3 181.7
961.2
6 487.1
Note: PM2.5 health impacts for Newfoundland and Labrador, Prince Edward Island and Nova Scotia are not presented as a precise assessment of these very marginal
changes in ambient levels of particulate matter was not possible. Values are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to base year 2013. Totals
may not add up due to rounding. A dash (-) indicates values are below $50,000.
Tableau 10 : Valeur actuelle des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les moteurs,
par province et territoire du Canada et par impact sur la santé (de 2013 à 2035, en millions de dollars)
Valeur actuelle des impacts des polluants sur la
santé évités au total (en millions de dollars)
Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé
Région
Terre-Neuve-et-Labrador
Île-du-Prince-Édouard
Nouvelle-Écosse
Nouveau-Brunswick
Problèmes
cardiaques et
respiratoires —
Visites en salle
d’urgence
Mortalité
prématurée
Jours de
symptômes
d’asthme
Jours d’activité
restreinte pour les
non asthmatiques
Ozone
MP2,5
Autres
(NOx)
Total
1
2
250
420
-
4,9
-
<1
<1
110
180
-
2,0
-
4,9
2,0
3
4
650
1 100
-
12,5
0,1
12,6
3
4
770
1 400
0,3
14,3
0,1
14,7
Québec
49
60
11 000
26 000
50,1
166,4
2,7
219,2
Ontario
130
150
30 000
78 000
153,0
378,9
39,6
571,4
Manitoba
50
69
13 000
33 000
62,8
159,2
1,7
223,8
Saskatchewan
94
120
21 000
59 000
139,6
270,5
14,1
424,2
1 100
1 200
230 000
780 000
1 885,1
2 061,1
891,1
4 837,3
38
46
9 100
26 000
52,4
109,4
11,8
173,5
Alberta
Colombie-Britannique
Yukon
<1
<1
55
130
0,2
0,8
-
1,0
Territoires du Nord-Ouest
<1
<1
190
480
0,7
1,8
0,1
2,6
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1351
Tableau 10 : Valeur actuelle des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les moteurs,
par province et territoire du Canada et par impact sur la santé (de 2013 à 2035, en millions de dollars) [suite]
Valeur actuelle des impacts des polluants sur la
santé évités au total (en millions de dollars)
Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé
Région
Problèmes
cardiaques et
respiratoires —
Visites en salle
d’urgence
Mortalité
prématurée
Nunavut
Canada
Jours de
symptômes
d’asthme
Jours d’activité
restreinte pour les
non asthmatiques
MP2,5
Ozone
Autres
(NOx)
Total
<1
<1
10
21
-
0,1
-
0,1
1 400
1 600
320 000
1 000 000
2 344,1
3 181,7
961,2
6 487,1
Remarque : Les impacts sur la santé des PM2,5 à Terre-Neuve-et-Labrador, sur l’Île-du-Prince-Édouard et en Nouvelle-Écosse ne sont pas présentés, car il n’a pas été
possible d’effectuer une évaluation précise de ces changements très marginaux dans les niveaux de matières particulaires dans l’air ambiant. Les valeurs sont exprimées en
dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les totaux de chaque province ou territoire
peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $.
4.2.6 Avoided costs — Net fuel savings
4.2.6 Coûts évités — Économies nettes de carburants
Engine operators are expected to meet the proposed performance standards by adopting engine technologies that reduce NOx
emissions. Some of these technologies for some engine models
improve engine efficiency while reducing emissions. In the regulatory scenario, fuel saved as a result of the replacement of engines due to natural capital turnover and the retrofit of, or replacement with, engines equipped with rich-to-lean-burn engine
management systems outweigh increased fuel consumption by
engines retrofitted or replaced with those equipped with catalytic
reduction. To calculate avoided cost due to reduced fuel consumption, energy savings were converted to fuel savings using
standard metrics. The technologies applied are expected to reduce
natural gas consumption by 65.7 million MMBtu over the period
of 2013–2035. The estimated value of avoided fuel cost associated with the decreased consumption is $152 million.26
On s’attend à ce que les exploitants de moteurs se conforment
aux normes de rendement proposées en adoptant des technologies
pour les moteurs qui réduisent les émissions de NOx. Certaines de
ces technologies pour certains modèles de moteurs améliorent
l’efficacité du moteur tout en réduisant les émissions. Dans le
scénario réglementaire, le carburant économisé grâce au remplacement des moteurs en raison de la rotation du capital naturel et à
la mise à niveau ou au remplacement des moteurs équipés de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange
riche en moteur à mélange pauvre l’emporte sur la consommation
accrue de carburant des moteurs remis à niveau ou remplacés par
ceux équipés de catalyseurs à trois voies. Afin de calculer le coût
évité grâce à une consommation réduite de carburant, on a
converti les économies d’énergie en économies de carburant à
l’aide de mesures standards. Les technologies employées devraient permettre de réduire la consommation en gaz naturel de
65,7 millions de MMBtu pendant la période allant de 2013 à
2035. La valeur estimée du coût en carburant évité associé à la
diminution de la consommation est de 152 millions de dollars26.
Les avantages nets dus aux économies de carburant sont négatifs au début de la période puisqu’un plus grand nombre de moteurs est remplacé par des moteurs équipés de catalyseurs à trois
voies, qui sont de 1 à 4 % moins efficaces que la technologie qui,
autrement, serait utilisée dans le scénario de maintien du statu
quo. Au-delà de 2020, le taux de carburant net économisé (et, par
conséquent, celui des gaz à effet de serre évité) augmente à mesure que les équipements sont remplacés par des moteurs équipés
de systèmes de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en moteur à mélange pauvre et de chambres de précombustion ou que les moteurs sont mis à niveau.
Net fuel savings benefits are negative at the start of the period
since a greater number of engines are replaced with engines
equipped with catalytic reduction, which range from being
1%–4% less efficient than technology that would otherwise be
applied in the BAU scenario. Beyond 2020, the net fuel saved
(and thus GHG avoided) increases as more equipment is replaced
by or retrofitted with rich-to-lean engine management systems
and pre-combustion chamber equipped engines.
———
26
Fuel cost is determined by multiplying the quantity of engines by the brakespecific fuel consumption of each engine model, by engine power, load, utilization and $/Btu, assuming a constant natural gas price of $4/MMBtu (i.e. a conservative estimate, given forecasts of gas prices by Sproule and Associates,
available at www.sproule.com/forecasts/archives). The brake-specific fuel consumption of each engine model and the impact on fuel consumption associated
to the different control technology were provided by Accurata Inc. A range of
fuel prices is considered in the sensitivity analysis in section 7.
———
26
Le coût du carburant est déterminé en multipliant la quantité de moteurs par la
consommation spécifique de combustible au frein pour chaque modèle de moteur, par la puissance du moteur, la charge, l’utilisation et le prix en dollars par
Btu, en supposant un prix du gaz naturel constant de 4 $/MMBtu (soit une estimation conservatrice, étant donné les prévisions concernant le prix du gaz
de Sproule and Associates accessibles au lien www.sproule.com/forecasts/
archives, en anglais seulement). Les données sur la consommation de carburant
spécifiques aux freins précise de chaque modèle de moteur et sur l’impact sur la
consommation de carburant associée à la technologie de contrôle différente ont
été fournies par Accurata Inc. Un éventail de prix du carburant est présenté dans
l’analyse de sensibilité de la section 7.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
4.2.7 Greenhouse gas benefits
The estimated reduction in fuel consumed in the regulatory scenario relates to a decrease of 3.4 million tonnes of CO2 over the
period of 2013–2035. Based on current literature, and in line with
the approach adopted by the U.S. Interagency Working Group on
the Social Cost of Carbon in 2010,27 the recommendation of the
federal interdepartmental working group is that it is reasonable to
use two SCC values: (1) a “central value” of $29.06/tonne of CO2
in 2013, increasing at a given percentage each year associated
with the expected growth in damages; and (2) a “higher bound
value” starting at $115.18/tonne in 2013, reflecting arguments
raised by academic experts regarding the treatment of rightskewed probability distributions of the SCC in cost-benefit
analyses.
Based on an estimated SCC central value, the present value of
incremental GHG emission benefits is estimated to be approximately $77 million over the period of 2013–2035.28 Based on the
higher bound value, the present value of incremental GHG emission benefits is estimated to be approximately $305 million over
the same period.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1352
4.2.7 Avantages relatifs aux gaz à effet de serre
La réduction en consommation de carburant estimée dans le
scénario réglementaire se fonde sur une diminution de 3,4 millions de tonnes de dioxyde de carbone (CO2) pendant la période
allant de 2013 à 2035. Selon la documentation actuelle et conformément à l’approche adoptée par l’Interagency Working Group
on the Social Cost of Carbon des États-Unis en 201027, le groupe
de travail interministériel fédéral précise qu’il est raisonnable
d’utiliser deux valeurs pour le CSC, soit : (1) une « valeur centrale » de 29,06 $/tonne de CO2 en 2013, qui augmente à un pourcentage donné chaque année conformément à la croissance attendue des dommages; (2) une valeur du 95e centile commençant à
115,18 $/tonne en 2013, pour refléter des arguments avancés par
les experts universitaires concernant le traitement de l’asymétrie à
droite de la distribution de probabilité du CSC dans les analyses
coûts-avantages.
Selon une estimation de la valeur centrale du CSC, la valeur
actuelle des avantages différentiels associés aux émissions de gaz
à effet de serre est estimée à environ 77 millions de dollars pour
la période allant de 2013 à 203528. Selon une estimation de la
valeur du 95e centile du CSC, la valeur actuelle des avantages
différentiels associés aux émissions de gaz à effet de serre est
estimée à environ 305 millions de dollars pour la même période.
4.2.8 Total benefits
4.2.8 Total des avantages
It is estimated that the present value of aggregate national environmental, health, avoided fuel consumption and GHG benefits
associated with the performance standards for engines will
amount to about $6.96 billion over the period. Figure 1 shows the
distribution of environmental and health benefits across Canada.
The vast majority of the expected benefits are in Alberta.
On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés
à l’échelle nationale (pour l’environnement, la santé, la consommation de carburant évitée et les avantages relatifs à la réduction
des émissions de gaz à effet de serre), qui sont associés aux normes de rendement pour les moteurs, s’élèvera à environ 6,96 milliards de dollars au cours de la période. La figure 1 illustre la répartition des avantages pour l’environnement et la santé dans tout
le Canada. La vaste majorité des avantages attendus se manifesteront en Alberta.
———
———
28
28
27
U.S. Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon paper: IWGSCC,
2010, “Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive
Order 12866,” U.S. Government.
The SCC (social cost of carbon) represents the monetary value of avoided global
climate change damages from GHG reductions. See section 3.5 for more details.
27
Document de l’Interagency Working Group on the Social Cost of Carbon des
États-Unis : IWGSCC, 2010, « Social Cost of Carbon for Regulatory Impact
Analysis Under Executive Order 12866 », gouvernement des États-Unis.
Le CSC (coût social du carbone) représente la valeur monétaire des dommages
associés aux changements climatiques mondiaux qui ont pu être évités grâce à la
réduction des gaz à effet de serre. Pour obtenir plus de détails, veuillez consulter
la section 3.5.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Figure 1: Aggregated Present Value of Environmental and Health Benefits Associated with the Performance
Standards for Engines, by Canadian Province/Territory (2013–2035)
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to a base year of 2013.
Figure 1 : Valeur actuelle cumulée des avantages pour l’environnement et la santé (2013-2035)
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
1353
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1354
4.3 Costs — Engines
4.3 Coûts — Moteurs
4.3.1 Costs to operators of engines
4.3.1 Coûts pour les exploitants de moteurs
In the analysis, incremental costs are incurred as technology in
the Canadian fleet of engines changes to comply with the proposed performance standards.
For modern engines, Environment Canada identified costeffective replacement technologies that could be applied practically and economically. The analysis considered several
parameters, including whether or not an engine model is available
for purchase on the market, capital cost, maintenance cost, and
the fuel consumption characteristics for each engine model and
retrofit option. The most cost-effective option for each model is
considered to be the minimum total capital and operating cost
relative to NOx reduction potential. Where specific engine model
cost characteristics were not available, the cost of a model with a
similar rated power was applied. If new or lower-priced technologies become available on the market at a lower cost, then actual
costs of implementation would be lower. Figure 2 depicts the
framework for the replacement of original engines at end of life.
Table 11 and Table 12 illustrate the range of costs associated with
control technologies by engine type.
Dans l’analyse, les coûts différentiels sont engagés à mesure
que la technologie du parc canadien des moteurs change aux fins
de conformité avec les normes de rendement proposées.
Pour les moteurs modernes, Environnement Canada a trouvé
des technologies de remplacement rentables qui pourraient être
utilisées d’un point de vue pratique et économique. Dans le cadre
de l’analyse, plusieurs paramètres ont été pris en considération, y
compris le fait qu’un modèle de moteur puisse ou non être acheté
sur le marché, le coût en capital, le coût d’entretien, ainsi que les
caractéristiques en matière de consommation de carburant pour
chaque modèle de moteur et possibilité de mise à niveau. On
considère que la solution la plus rentable pour chaque modèle est
celle qui engage le moins de capital et de coûts d’exploitation par
rapport au potentiel de réduction de NOx. Lorsque les caractéristiques précises des coûts d’un modèle de moteur n’étaient pas
disponibles, on a appliqué le coût d’un modèle d’une puissance
nominale similaire. Si de nouvelles technologies ou des technologies moins coûteuses deviennent disponibles sur le marché à un
coût moins élevé, les coûts réels de mise en œuvre seraient également moins élevés. La figure 2 illustre le cadre de remplacement des moteurs originaux à la fin de leur vie. Les tableaux 11 et
12 illustrent l’éventail des coûts associés aux technologies antipollution par type de moteur.
Figure 2: Framework for Replacement of Original Engines When They Reach End of Life (UOG Sector)
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1355
Figure 2 : Cadre de remplacement des moteurs originaux en fin de vie utile (secteur de la production de
pétrole et de gaz en amont)
Table 11: Incremental Costs for Modern Rich-Burn Engines
Control Technology
One-Time Incremental
Capital Cost per
Engine ($)
Rich-burn <250 kW, no longer available
for purchase
Non-selective catalytic reduction
at 2.7 g/kWh
40,000
20,000
+2%
Rich-burn still available for purchase
Non-selective catalytic reduction
at 2.7 g/kWh
40,000 to 120,000
20,000 to 28,000
+2% to +4%
Rich-to-lean engine management system
at 2.7 g/kWh
55,000 to 159,600
-15,000
-5%
Engine type
Annual Incremental
Maintenance Cost per
Engine ($)
Annual Incremental
Fuel Consumed per
Engine (%)
Note: Values are expressed in constant 2012 dollars.
Tableau 11 : Coûts différentiels pour les moteurs modernes à mélange riche
Technologie antipollution
Coût en capital
différentiel
non-récurrent par
moteur (en dollars)
Moteur à mélange riche d’une capacité
supérieure à 250 kW, qui n’est plus
disponible sur le marché
Catalyseur à trois voies
à 2,7 g/kWh
40 000 $
20 000 $
+2 %
Moteur à mélange riche encore disponible
sur le marché
Catalyseur à trois voies
à 2,7 g/kWh
de 40 000 $ à 120 000 $
de 20 000 $ à 28 000 $
de +2 % à +4 %
Système de gestion de moteur qui
convertit le moteur à mélange riche
en moteur à mélange pauvre
à 2,7 g/kWh
de 55 000 $ à 159 600 $
-15 000 $
-5 %
Type de moteur
Remarque : Les valeurs sont exprimées en dollars constants de 2012.
Coût différentiel annuel
d’entretien par moteur
(en dollars)
Consommation
différentielle annuelle
en carburant par
moteur (en %)
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1356
Since the fleet average NOx changes that result from natural
replacement are not sufficient to bring the Canadian fleet into
compliance with performance standards associated with the years
2021 and 2026, original engines remaining in the population were
then assumed to be retrofitted or replaced with the most costeffective technology option until fleet-wide performance standards were achieved. To meet performance standards, 22 engines
were required to be retrofitted before 2021, and 1 117 were required to be retrofitted (1 047) or replaced (70) before 2026. The
range of costs associated with the retrofit options used in the
analysis is presented in Table 12, depending on the engine model.
Puisque les changements à la moyenne d’émissions de NOx du
parc, résultant du remplacement naturel, ne sont pas suffisants
pour rendre le parc canadien conforme aux normes de rendement
associées aux années 2021 et 2026, on a supposé que des moteurs
originaux restants ont été mis à niveau ou remplacés par l’option
technologique la plus rentable jusqu’à ce que les normes de rendement pour la moyenne du parc soient respectées. Pour répondre
aux normes de rendement, 22 moteurs doivent être mis à niveau
avant 2021 et 1 117 moteurs doivent être mis à niveau (1 047) ou
remplacés (70) avant 2026. L’éventail des coûts associés aux
choix de mise à niveau utilisés dans l’analyse est présenté au tableau 12, en fonction du modèle du moteur.
Table 12: Summary of Retrofit Technologies
and Costs for Original Engines29
Tableau 12 : Résumé des technologies d’adaptation
antipollution et des coûts connexes pour
les moteurs originaux29
Control
technology
Rich-to-lean
engine
management
system
Non-selective
catalytic
reduction
Replacement with
pre-combustion
chamber (PCC)
equipped engine
One-time
capital cost per
engine ($)
55,000 to 125,000
35,000 to 185,000
883,500 to
2,549,779
Annual
incremental
operation and
maintenance
cost per engine —
excluding fuel ($)
-15,000
3,000 to 9,000
-71,992 to -17,459
Annual
incremental
fuel consumed
per engine (%)
Technologie
d’adaptation
antipollution
Coût en capital
non-récurrent
par moteur
(en dollars)
Coût différentiel
annuel
d’exploitation
et d’entretien
par moteur, à
l’exception
du carburant
(en dollars)
Consommation
différentielle
annuelle en
carburant par
moteur (en %)
-10% to -5%
Système de gestion
de moteur qui
convertit le moteur
à mélange riche en
moteur à mélange
pauvre
de 55 000 $ à
125 000 $
-15,000 $
de -10 % à -5 %
+1% to +2%
Catalyseur de
réduction non
sélectif
de 35 000 $ à
185 000 $
de 3 000 $ à
9 000 $
de +1 % à +2 %
-29% to -19%
Remplacement par
un moteur équipé
d’une chambre de
précombustion
de 883 500 $ à
2 549 779 $
de -71 992 $ à
-17 459 $
de -29 % à -19 %
Note: Values are expressed in constant 2012 dollars.
Remarque : Les valeurs sont exprimées en dollars constants de 2012.
• Capital costs
• Coûts en capital
For this analysis, the incremental capital cost is (1) the total incremental cost of retrofit technology when applied to an original
engine; and (2) the incremental cost of compliant modern engines
compared to non-compliant modern engines. The present value of
capital cost over the period 2013 to 2035 is presented in Table 13.
Pour cette analyse, le coût différentiel en capital comprend
(1) le coût différentiel total de la technologie d’adaptation antipollution lorsqu’elle est utilisée sur un moteur original et (2) le coût
différentiel de moteurs modernes conformes par rapport aux moteurs modernes non conformes. La valeur actuelle du coût en capital au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée
dans le tableau 13.
• Non-fuel operating and maintenance costs
• Coûts d’exploitation et d’entretien hors combustibles
Operating costs are considered to be the incremental annual
cost of maintenance attributable to technology choices required to
meet the performance standards in the regulatory scenario. As
outlined in Tables 11 and 12 above, some technologies that meet
the performance standards are estimated to require additional
maintenance on an annual basis (non-selective catalytic reduction) whereas others are estimated to require less maintenance
(rich-to-lean engine management system). The net effect of technology choices on maintenance cost is positive (i.e. a net incremental cost) for the choices modelled. The present value of
maintenance cost over the period from 2013 to 2035 is presented
in Table 13.
Les coûts d’exploitation sont considérés comme étant le coût
différentiel annuel de l’entretien attribuable à des choix technologiques nécessaires pour répondre aux normes de rendement
dans le scénario réglementaire. Comme il est indiqué dans les tableaux 11 et 12 ci-dessus, on estime que certaines technologies
conformes aux normes de rendement nécessitent un entretien supplémentaire chaque année (catalyseur à trois voies), alors que
d’autres technologies nécessiteraient moins d’entretien (système
de gestion de moteur qui convertit le moteur à mélange riche en
moteur à mélange pauvre). L’effet net des choix technologiques
sur le coût d’entretien est positif (soit un coût différentiel net)
pour les choix modélisés. La valeur actuelle du coût d’entretien
au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le
tableau 13.
———
———
29
The range of capital, maintenance, and fuel pertains to the range of retrofits
applied to the population of engines in the regulatory scenario.
29
L’éventail des fonds, des coûts d’entretien et des coûts en carburant correspond
à l’éventail des coûts de mise à niveau appliqués aux moteurs dans le scénario
réglementaire.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1357
• Administrative costs
• Coûts administratifs
Administrative costs include estimated costs of learning about
the regulations, preparing, updating and submitting the engine
registry, notifying the Minister when a responsible person elects
to use the fleet average option, reporting the operating hours of
low-use engines, the test results and the fleet average as well as
preparing and maintaining records (as described in detail in the
section ‘“One-for-One” Rule’ below). The present value of reporting and administrative costs over the period from 2013 to
2035 is presented in Table 13.
Les coûts administratifs comprennent les coûts estimatifs de
l’apprentissage de la réglementation, de la préparation, de la mise
à jour et de la transmission du registre des moteurs, du fait
d’avertir le ministre lorsqu’une personne responsable choisit
d’opter pour la moyenne du parc, de la déclaration des heures de
fonctionnement des moteurs à faible utilisation, des résultats des
essais et de la moyenne du parc, ainsi que de la préparation et de
la tenue des dossiers (comme il est décrit en détail dans la section
sur la “Règle du « un pour un »” ci-dessous). La valeur actuelle
des coûts administratifs et de production de rapports au cours de
la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le tableau 13.
• Other compliance costs
• Autres coûts liés à la conformité
Other compliance costs include estimated costs of conducting
tests, preparing engines for testing, adjustment of air-fuel ratio,
and calculation of fleet-wide or flat-limit emissions. The present
value of these other compliance costs over the period 2013 to
2035 is presented in Table 13.
Les autres coûts liés à la conformité comprennent les coûts estimatifs de la réalisation d’essais, de la préparation des moteurs
pour les essais, de l’ajustement du rapport air-combustible, et du
calcul des émissions de l’ensemble du parc ou de la limite uniforme. La valeur actuelle de ces autres coûts liés à la conformité
au cours de la période allant de 2013 à 2035 est présentée dans le
tableau 13.
• Total compliance costs
• Total des coûts liés à la conformité
Total compliance costs are estimated to be $463 million over
the period 2013 to 2035.
Le total des coûts liés à la conformité est estimé à 463 millions
de dollars pour la période allant de 2013 à 2035.
Table 13: Summary of Costs for Operators of Engines ($ Millions, Present Value)
Present value
2013–2020
2021–2025
2026–2030
Combined
2013–2035
2031–2035
Capital costs
47.2
135.7
10.6
10.2
203.7
Non-fuel operating and maintenance
52.9
47.7
39.4
49.1
189.1
Administrative costs
0.3
0.5
0.4
0.3
1.4
Other compliance costs
8.8
24.1
19.5
16.3
68.7
109.2
208.0
69.9
75.9
462.9
Total cost for operators of engines
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to a base year of 2013. Totals may not add up due to rounding.
Tableau 13 : Résumé des coûts relatifs aux exploitants de moteurs (en millions de dollars, valeur actuelle)
Valeur actuelle
2013-2020
2021-2025
2026-2030
Total pour la
période de 2013
à 2035
2031-2035
Coûts en capital
47,2
135,7
10,6
10,2
203,7
Coûts d’exploitation et d’entretien
hors combustibles
189,1
52,9
47,7
39,4
49,1
Coûts administratifs
0,3
0,5
0,4
0,3
1,4
Autres coûts liés à la conformité
8,8
24,1
19,5
16,3
68,7
109,2
208,0
69,9
75,9
462,9
Total des coûts relatifs aux exploitants de moteurs
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les chiffres de
chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.
4.3.2 Costs to Government
4.3.2 Coûts pour le gouvernement
Costs of the Regulations to the Government of Canada fall into
three principal categories: compliance promotion costs, enforcement costs, and regulatory administration costs. The estimates of
these are described below.
Les coûts du Règlement pour le gouvernement du Canada sont
classés dans trois catégories principales : les coûts liés à la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la loi et
les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations de ces
coûts sont décrites ci-dessous.
Promotion de la conformité : On estime les coûts différentiels liés
à la promotion de la conformité pour le gouvernement fédéral à
534 000 $ de 2013 à 2035, afin de tenir compte des efforts nécessaires pour informer les entreprises du projet de règlement. Les
Compliance promotion: It is anticipated that incremental compliance promotion costs for the federal government would be
$534,000 from 2013 to 2035 to account for the effort required to
inform businesses about the proposed Regulations. Compliance
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1358
The present value of the costs related to these three categories
are estimated to total $7.3 million over the 2013 to 2035 period in
this analysis, and are presented in Table 14.
activités de promotion de la conformité comprendront peut-être
des séances d’information et la distribution de matériel promotionnel. Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes
d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les
activités de promotion de la conformité seraient ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de
conformité imprévus.
Application de la loi : Le gouvernement fédéral assumerait des
coûts différentiels liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures relatives aux infractions présumées. En ce qui
concerne les coûts liés à l’application de la loi, un montant unique
de 233 000 $ serait nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences en matière de
gestion de l’information. On estime la valeur totale actuelle des
coûts liés à l’application de la loi au cours de cette période à environ 4,4 millions de dollars, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au
transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les
ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.
Gestion du règlement : On s’attend à ce que le gouvernement
fédéral assume les coûts administratifs liés à la création d’une
infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions des parties réglementées de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au
cours de la période allant de 2013 à 2035 est d’environ 2,4 millions
de dollars.
On estime la valeur actuelle des coûts liés à ces trois catégories
à 7,3 millions de dollars au total pour la période de 2013 à 2035
dans cette analyse, et elle est présentée dans le tableau 14.
4.4 Summary of benefits and costs — Engines
4.4 Résumé des coûts et des avantages — Moteurs
Table 14 below summarizes the benefits and costs of the proposed performance standard for engines.
Le tableau 14 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés
à la norme de rendement proposée pour les moteurs.
promotion activities may include information sessions and the
distribution of promotional material. Particular emphasis would
be placed on the new emissions standards and reporting requirements. All compliance promotion activities would be adjusted
according to compliance analyses or if unforeseen compliance
challenges arise.
Enforcement: The federal government would incur incremental
costs related to training, inspections, investigations, and measures
to deal with any alleged violations. With respect to enforcement
costs, a one-time amount of $233,000 would be required for the
training of enforcement officers and to meet information management requirements. The total present value of enforcement
costs over the period are estimated to be about $4.4 million, comprising the costs of inspections (which include operation and
maintenance costs, transportation and sampling costs), investigations, measures to deal with alleged violations (including warnings, environmental protection compliance orders and injunctions) and prosecutions.
Regulatory administration: Administration costs are expected to
be incurred by the federal government in order to develop reporting infrastructure and to support submissions from regulatees on
an ongoing basis. The present value of reporting and administrative costs over the period from 2013 to 2035 is approximately
$2.4 million.
Table 14: Summary of Main Results — Engines ($ Millions)*
Incremental costs and benefits
2013–2020
2021–2025
2026–2030
2031–2035
Total 2013–2035
Undiscounted
Discounted
A. Quantified impacts ($ millions)
Benefits to Canadians
Environmental benefits (agriculture, soiling, visibility)
22.9
58.3
151.4
155.2
GHG benefits (central)
-0.3
11.1
54.5
61.9
76.8
522.4
1,329.0
3,876.3
4,670.4
6,486.8
Health benefits
Benefits to industry (net fuel savings)
245.4
-1.1
41.0
102.7
105.0
152.3
543.9
1,439.4
4,184.9
4,992.5
6,961.3
Capital costs
53.9
190.9
16.6
18.4
203.7
Non-fuel operating and maintenance
60.6
63.5
61.6
89.0
189.1
Total benefits
Costs to industry
Administrative costs
Other compliance costs
Subtotal
0.3
0.6
0.6
0.6
1.4
10.5
32.4
30.4
29.4
68.7
125.3
287.4
109.2
137.4
462.9
Costs to Government
Compliance promotion, enforcement, and regulatory administration
4.2
1.9
1.8
1.8
7.3
Total costs
129.5
289.3
111.0
139.2
470.2
Net benefits (with central value of SCC)
414.4
1,150.1
4,073.9
4,853.3
6,491.1
4.2
5.0
37.7
35.9
14.8
Benefit-to-cost ratio (central)
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1359
Table 14: Summary of Main Results — Engines ($ Millions)* — Continued
Incremental costs and benefits
2013–2020
2021–2025
2026–2030
2031–2035
Total 2013–2035
Undiscounted
Discounted
B. Quantified impacts (SCC value at 95th percentile)
GHG benefits
-1.2
44.2
216.4
245.4
304.7
Total benefits
543.0
1,472.5
4,346.8
5,176.0
7,189.2
Net benefits (with 95th percentile of SCC)
413.5
1,183.2
4,235.8
5,036.8
6,719.0
-40,228
10,983,299
27,013,596
27,693,682
65,650,348
133
297
678
667
1,775
-2
568
1,397
1,432
3,396
C. Quantified impacts, non-monetized — e.g. from a risk assessment
Reduction in fuel consumed (MMBtu)
Reduction in NOx (kt)
Reduction in GHG (kt)
* All numbers are undiscounted except for total (present value) numbers, which are discounted to 2013 using a 3% discount rate.
Tableau 14 : Résumé des principaux résultats — Moteurs (en millions de dollars)*
Coûts et avantages différentiels
2013-2020
2021-2025
2026-2030
Total pour
la période de
2013 à 2035
2031-2035
Valeur non actualisée
Valeur actualisée
A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)
Avantages pour les Canadiens
Avantages pour l’environnement (agriculture, souillures, visibilité)
22,9
58,3
151,4
155,2
245,4
Avantages concernant les gaz à effet de serre (valeur centrale)
-0,3
11,1
54,5
61,9
76,8
522,4
1 329,0
3 876,3
4 670,4
6 486,8
-1,1
41,0
102,7
105,0
152,3
543,9
1 439,4
4 184,9
4 992,5
6 961,3
Coûts en capital
53,9
190,9
16,6
18,4
203,7
Coûts d’exploitation et d’entretien hors combustibles
60,6
63,5
61,6
89,0
189,1
0,3
0,6
0,6
0,6
1,4
10,5
32,4
30,4
29,4
68,7
125,3
287,4
109,2
137,4
462,9
Avantages pour la santé
Avantages pour l’industrie (économies nettes carburant)
Avantages totaux
Coûts pour l’industrie
Coûts administratifs
Autres coûts liés à la conformité
Sous-total
Coûts pour le gouvernement
Promotion de la conformité, application de la loi et gestion du
Règlement
4,2
1,9
1,8
1,8
7,3
Coûts totaux
129,5
289,3
111,0
139,2
470,2
Avantages nets (avec une valeur centrale du CSC)
414,4
1 150,1
4 073,9
4 853,3
6 491,1
4,2
5,0
37,7
35,9
14,8
-1,2
44,2
216,4
245,4
304,7
Avantage totaux
543,0
1 472,5
4 346,8
5 176,0
7 189,2
Avantages nets (avec la valeur du 95e centile du CSC)
413,5
1 183,2
4 235,8
5 036,8
6 719,0
Ratio avantages-coûts (valeur centrale)
B. Impacts quantifiés (valeur du 95e centile du CSC)
Avantages concernant les gaz à effet de serre
C. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)
Réduction de la consommation de carburant
(en millions de dollars Btu)
-40 228
10 983 299
27 013 596
27 693 682
65 650 348
133
297
678
667
1 775
-2
568
1 397
1 432
3 396
Réduction des émissions de NOx (kt)
Réduction des émissions de gaz à effet de serre (kt)
* Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.
5. Benefits and costs — Boilers and heaters
5. Avantages et coûts — Chaudières et fours industriels
5.1 Analytical framework
5.1 Cadre analytique
5.1.1 Equipment profile
5.1.1 Profil de l’équipement
A boiler or a heater is used primarily to generate steam for industrial processes and heating. Boilers and heaters comprise a
Une chaudière ou un four industriel sert principalement à produire de la vapeur pour les procédés industriels et le chauffage.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
burner, the combustion chamber, pressure vessel (only for boilers) and control/monitoring equipment. The design of the burner
is the most important determinant of NOx emissions intensity. In
most cases, burners can be swapped out of a given system for
burners that were designed for lower NOx emission intensities.
Burners tend to reach the end of their useful life before the pressure vessel and other components.
Large (over 10.5 GJi/hr rated capacity) gaseous-fuelled boilers
and heaters affected by the proposed performance standards are
found in most AQMS sectors, but are most prevalent in the oil
sands, upstream oil and gas, and pulp and paper sectors.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1360
Les chaudières et les fours industriels sont constitués d’un brûleur, d’une chambre de combustion, d’un appareil à pression et
d’un équipement de contrôle ou de surveillance. La conception du
brûleur est l’élément le plus important qui déterminera l’intensité
des émissions de NOx. Dans la plupart des cas, on peut l’échanger avec un brûleur d’un autre système conçu pour émettre moins
de NOx. Les brûleurs ont tendance à atteindre la fin de leur durée
de vie utile avant l’appareil à pression et d’autres composants.
Les chaudières et les fours industriels de grande capacité (plus
de 10,5 GJi/h de capacité nominale) fonctionnant aux combustibles gazeux qui sont assujettis aux normes de rendement proposées se trouvent dans la plupart des secteurs visés par le SGQA,
mais surtout dans les secteurs des sables bitumineux, de la production de pétrole et de gaz en amont, et des pâtes et papiers.
5.1.2 Business as usual scenario
5.1.2 Scénario de maintien du statu quo
The business as usual scenario assumes that the proposed
Regulations are not implemented and that utilization of boiler and
heater technologies which affect NOx emissions remains consistent over the period of the analysis. Equipment is replaced with
equipment of the same rated capacity. Quantities of boilers and
heaters are expected to grow in parallel to the energy demand
by each industrial sector (as described in section 5.1.4). The
BAU scenario therefore accounts for the projected boiler and
heater population for 2013 to 2035 and estimates the resulting
emissions.
Dans le scénario de maintien du statu quo, on part du principe
que le projet de règlement n’est pas mis en œuvre et que le recours aux technologies relatives aux chaudières et aux fours industriels, qui influent sur les émissions de NOx, reste cohérent
pendant la période de l’analyse. L’équipement est remplacé par
un équipement ayant la même capacité nominale. Le nombre de
chaudières et de fours industriels devrait croître conformément à
la demande en énergie de chaque secteur industriel (comme il est
décrit à la section 5.1.4). Par conséquent, le scénario de maintien
du statu quo prend en compte le nombre total prévu de chaudières
et de fours industriels de 2013 à 2035 et fait une estimation des
émissions qui en résulteront.
5.1.3 Regulatory scenario
5.1.3 Scénario réglementaire
The proposed performance standards would limit the amount of
NOx that large gaseous-fuelled boilers and heaters in AQMS sectors are permitted to emit for modern and original equipment.
Performance standards are listed in Table 3.
Les normes de rendement proposées limiteraient la quantité de
NOx que les chaudières et les fours industriels de grande capacité
fonctionnant aux combustibles gazeux des secteurs visés par le
SGQA sont autorisés à émettre pour un équipement moderne ou
original. Les normes de rendement sont énumérées dans le
tableau 3.
Pour l’équipement original, le projet de règlement prévoit la
mise en place progressive des limites d’émission de NOx au fil du
temps. L’équipement original qui émet des NOx à l’intensité la
plus élevée (soit des émissions à 80 g/GJi ou un équipement de
classe 80) devrait être conforme aux normes de rendement d’ici
2026 et celui qui émet entre 70 g/GJi et 80 g/GJi (classe 70) devrait l’être d’ici 2036. Néanmoins, puisque les équipements touchés par les normes de rendement relatives à l’équipement original approcheront de la fin de leur vie utile (d’un point de vue
d’ingénierie) ou l’auront déjà dépassée d’ici au moment où les
normes de conformité entreront en vigueur, il est prévu que les
entreprises procèdent à un remplacement plutôt qu’à une mise à
niveau de ces chaudières, et que ces dernières deviennent assujetties aux exigences relatives à l’équipement moderne. Il est supposé que l’installation, l’exploitation et l’entretien sont équivalents dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario
réglementaire.
L’équipement original qui émet moins de 70 g/GJi n’est pas
soumis aux normes de rendement, tant qu’il reste en dessous de
ce niveau d’émissions. Cependant, il serait soumis aux normes de
rendement relatives à l’équipement moderne au moment de son
remplacement par un équipement moderne en raison du cycle
naturel de roulement des immobilisations.
Les chaudières et les fours industriels (c’est-à-dire ceux installés après l’entrée en vigueur du projet de règlement, que ce soit
pour remplacer un équipement original ou en tant que nouvel
équipement moderne en raison d’une croissance économique)
doivent être conformes aux normes de rendement relatives à
l’équipement moderne dont la liste figure dans le tableau 3.
For original equipment, the proposed Regulations gradually
phase-in NOx emission limits over time. Original equipment that
emits NOx at the highest intensity (i.e. greater than 80 g/GJi, or
“Class 80”) would be required to meet the performance standards
by 2026. Equipment emitting between 70 g/GJi and 80 g/GJi
(“Class 70”) would be required to meet the performance standards
by 2036. Nonetheless, since the population of equipment affected
by the original equipment performance standards all approach or
exceed the end of their useful engineering life by the time compliance dates would come into force, it is expected that firms are
likely to replace rather than retrofit these boilers, and therefore be
subject to the requirements for modern equipment. Installation,
operation and maintenance are assumed to be equivalent in the
BAU and regulatory scenario.
Original equipment that emits less than 70 g/GJi is not subject
to performance standards as long as they remain below this level.
They would, however, be subject to the modern equipment performance standards when they are replaced with modern equipment due to natural capital turn-over.
Modern boilers and heaters (i.e. those that are installed after the
proposed Regulations come into effect, whether as a replacement
for original equipment, or new modern equipment resulting from
economic growth) must be compliant with the performance standards for modern equipment as listed in Table 3.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1361
5.1.4 Key data and assumptions
5.1.4 Données et hypothèses clés
Data and assumptions described below were used in the BAU
and policy scenario to (1) define the Canadian population of
boilers and heaters; (2) estimate boiler and heater emissions;
and (3) estimate incremental costs. Each is discussed below.
Les données et les hypothèses décrites ci-dessous ont été utilisées dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire pour : (1) déterminer le nombre de chaudières et de
fours industriels au Canada; (2) faire une estimation des émissions des chaudières et des fours industriels; (3) faire une estimation des coûts différentiels. Chacun de ces points est décrit
ci-dessous.
• Quantifying the Canadian population of boilers and heaters
• Détermination du nombre de chaudières et de fours industriels
au Canada
A starting inventory of currently installed boilers and heaters
was constructed based on information received from provincial
safety authorities.30 This inventory is considered to be representative of the Canadian population of equipment, and served as the
2012 starting inventory of equipment for both the BAU and policy scenario. The number of modern and original boilers and
heaters was then projected by year from 2013 to 2035 using the
year installed for each boiler and assuming an equipment life of
40 years.31 Where original equipment were already beyond the
40-year expected life, it is assumed they would be replaced
5 years after the proposed Regulations enter into force (i.e. by
2020).
Un inventaire de départ des chaudières et des fours industriels
actuellement installés a été dressé en fonction des renseignements
reçus de la part des autorités provinciales en matière de sécurité30.
Cet inventaire est considéré comme représentatif de l’ensemble
des équipements au Canada et a servi en tant qu’inventaire de
départ de 2012 des équipements pour le scénario de maintien du
statu quo et le scénario réglementaire. Le nombre de chaudières et
de fours industriels modernes et originaux a ensuite été projeté
par année, de 2013 à 2035, en prenant l’année de l’installation de
chaque chaudière comme référence et en supposant une durée de
vie utile de l’équipement de 40 ans31. Lorsque l’équipement original a déjà plus de 40 ans, on suppose qu’il sera remplacé 5 ans
après l’entrée en vigueur du projet de règlement (soit d’ici 2020).
En plus des remplacements dus aux cycles naturels de roulement des immobilisations, on a supposé que le nombre d’équipements fluctuerait d’année en année, afin de tenir compte des prévisions en matière de croissance ou de baisse de la production du
secteur dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario
réglementaire. Une estimation à l’aide du modèle 3EC de la demande en énergie prévue et de la demande en énergie faisant
usage d’équipement a été effectuée pour chaque secteur de chaque province. Le modèle prévoit une augmentation de la demande
en énergie principalement dans les secteurs de la fabrication de
produits chimiques en Ontario et en Alberta, des sables bitumineux en Alberta, et de la production de pétrole et de gaz en amont
en Colombie-Britannique. Il est supposé que pour les secteurs
dont la production devrait décliner, les chaudières et les fours
industriels originaux seraient retirés de l’inventaire de départ. De
même, pour les secteurs dont la production devrait augmenter,
l’équipement moderne ayant une puissance suffisante serait ajouté32. Les tableaux 15 et 16 ci-dessous illustrent la répartition prévue de l’équipement en 2035 par secteur catégorisé sous le SGQA
et par province, respectivement. Ces répartitions sont les mêmes
dans le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, puisque les normes de rendement n’affectent pas le calendrier des décisions en matière de remplacement.
In addition to replacements due to normal capital turn-over
cycles, it was assumed that equipment quantities would fluctuate
by year to reflect projected sector growth or decline in production
in both the BAU and policy scenario. The projected energy demand and demand for energy using equipment for each sector in
each province was estimated using E3MC. The model forecasts
an increase in energy demand mainly for the following sectors:
chemicals manufacturing in Ontario and Alberta; oil sands in
Alberta, and upstream oil and gas in British Columbia. It is assumed that for sectors in which production is forecasted to decline, original boilers and heaters would be removed from the
starting inventory. Similarly, for sectors in which production is
forecasted to increase, modern equipment of sufficient power
would be added.32 Table 15 and 16 below show the expected distribution of equipment in 2035 by AQMS sector and province,
respectively. These distributions are the same in the BAU and
regulatory scenarios, since the performance standards do not affect the timing of replacement decisions.
Table 15: Projected Boiler/Heater Distribution by Sector, 2035
Original Population
(Including Replacements)
Projected Modern Units
Due to Economic Growth
Percentage of
Canadian Total
Total
Pulp and paper
89
1
90
Chemicals
71
31
102
8%
Oil sands
140
341
481
39%
———
30
31
32
The exception being the FisherSolve database, which was used to obtain information for equipment in the pulp and paper sector.
The assumed average equipment life of 40 years is based on information provided by multiple boiler manufacturers. A 40-year average equipment life is also
consistent with the age distribution of boilers in the inventory.
In the analysis, energy demand was not expected to decline enough in any sector
to call for the removal of old equipment due to excess capacity.
———
30
31
32
7%
Toutefois, la base de données FisherSolve fait figure d’exception, car elle a servi
à obtenir des renseignements sur l’équipement dans le secteur des pâtes et
papiers.
La durée de vie moyenne supposée de 40 ans pour l’équipement a été déterminée en fonction des renseignements fournis par plusieurs fabricants de chaudières. Une durée de vie moyenne de 40 ans pour l’équipement correspond également à la répartition par âge des chaudières dans l’inventaire.
Dans le cadre de l’analyse, on a supposé que la demande d’énergie ne diminuerait pas suffisamment dans les divers secteurs pour entraîner une suppression
des anciens équipements en raison d’une capacité excédentaire.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1362
Table 15: Projected Boiler/Heater Distribution by Sector, 2035 — Continued
Original Population
(Including Replacements)
Projected Modern Units
Due to Economic Growth
Percentage of
Canadian Total
Total
Upstream oil and gas
413
37
450
36%
Base metal smelting
48
1
49
4%
Potash
56
1
57
5%
Iron, steel and ilmenite
2
0
2
<1%
Aluminum and alumina
9
1
10
1%
828
413
1 241
100%
Total
Tableau 15 : Prévisions concernant la répartition des chaudières et des fours industriels par secteur (2035)
Prévisions concernant les unités
modernes installées en raison
d’une croissance économique
Nombre initial d’unités
(y compris les remplacements)
Pourcentage du
total canadien
Total
7%
Pâtes et papiers
89
1
90
Substances chimiques
71
31
102
8%
Sables bitumineux
140
341
481
39 %
Pétrole et gaz en amont
413
37
450
36 %
Fusion de métaux communs
48
1
49
4%
Potasse
56
1
57
5%
2
0
2
<1%
Fer, acier et ilménite
9
1
10
1%
828
413
1 241
100 %
Aluminium et alumine
Total
Table 16: Projected Boiler/Heater
Distribution by Province, 2035
Province
Alberta
Quantity
Tableau 16 : Prévisions concernant la répartition des
chaudières et des fours industriels par province (2035)
Percent of Total
Province
934
75%
British Columbia
77
6%
New Brunswick
4
<1%
Ontario
93
8%
Quebec
55
4%
Saskatchewan
78
6%
1 241
100%
Total
Alberta
Quantité
Pourcentage du total
934
75 %
77
6%
4
<1 %
Ontario
93
8%
Québec
55
4%
Saskatchewan
78
6%
1 241
100 %
Colombie-Britannique
Nouveau-Brunswick
Total
• Estimating changes in boiler and heater emissions
• Estimations concernant les changements dans les émissions des
chaudières et des fours industriels
In the BAU scenario, emission factors based on the size of the
boiler or heater and the year installed were used to estimate the
NOx emissions from original equipment.33, 34 Table 17 below provides a breakdown of the emission factors used in the analysis
based on equipment capacity and commissioning date.
Dans le scénario de maintien du statu quo, les facteurs d’émission (fondés sur la taille de la chaudière ou du four industriel et
sur l’année de l’installation) ont servi à faire des estimations
concernant les émissions de NOx de l’équipement original33, 34. Le
tableau 17 ci-dessous présente la répartition des facteurs d’émission utilisés dans l’analyse selon la capacité et la date de mise en
service de l’équipement.
———
———
33
34
For both the BAU and policy scenario, it is assumed that the boilers and heaters
work at a 90% load and are utilized 340 days per year.
The emission factors are based on U.S. EPA emission factors for boilers and
assuming that technology compliant with the NOx performance standard for
original equipment was implemented after the 1990 model year. Based on information provided within the boilers and heaters expert working group, technology installed after 1990 achieved 26 g/GJi and 40 g/GJi for less than 105 and
greater than 105 g/GJi respectively. As such, these emission factors are used in
the absence of specific emission factors for each piece of equipment within the
respective range of capacity. Boilers older than 1990 use a weighted average
emission factor based on the size of the equipment and corresponding U.S. EPA
emission factor.
33
34
Pour le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire, on est
parti du principe que les chaudières et les fours industriels fonctionnent à une
capacité de 90 % et sont utilisés 340 jours par an.
Les facteurs d’émission sont déterminés en fonction des facteurs d’émission de
l’Environmental Protection Agency des États-Unis pour les chaudières et en
supposant qu’une technologie compatible avec la norme de rendement concernant les émissions de NOx de l’équipement d’origine a été mise en place après
l’année modèle 1990. Selon les renseignements fournis par le groupe de travail
d’experts sur les chaudières et les fours industriels, la technologie installée après
1990 émet 26 g/GJi et 40 g/GJi pour moins de 105 g/GJi et plus de 105 g/GJi,
respectivement. Ainsi, ces facteurs d’émission sont utilisés en l’absence de facteurs d’émission propres à chaque équipement dans leur gamme de capacité respective. Pour les chaudières antérieures à 1990, on utilise un facteur d’émission
moyen pondéré selon la taille de l’équipement et le facteur d’émission de
l’Environmental Protection Agency des États-Unis correspondant.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Table 17: Emission Factors Used in Analysis: BAU Scenario
Boiler and Heater
Capacity (GJi/hr)
10.5 to <105
1363
Tableau 17 : Facteurs d’émission utilisés dans l’analyse
(scénario de maintien du statu quo)
Capacité des chaudières
et des fours industriels
(GJi/h)
Commissioning
Date
NOx Emission
Factor (g/GJi)
1900 to 1990
42
de 10,5 à < 105
Date de mise
en service
Facteur d’émission
de NOx (g/GJi)
de 1900 à 1990
42
10.5 to <105
1991 to 2012
26
de 10,5 à < 105
de 1991 à 2012
26
105 and >
1900 to 1980
117
105 et plus
de 1900 à 1980
117
105 and >
1981 to 1990
79
105 et plus
de 1981 à 1990
79
105 and >
1991 to 2012
40
105 et plus
de 1991 à 2012
40
10.5 to <105
After 2014
Weighted Average
by Sector
de 10,5 à < 105
Après 2014
Moyenne pondérée
par secteur
105 and >
After 2014
Weighted Average
by Sector
105 et plus
Après 2014
Moyenne pondérée
par secteur
In the policy scenario, it is assumed that the emission factors
associated with all equipment would meet the performance standards for modern and original equipment. Table 18 provides a
breakdown of the resulting emission factors used in the policy
scenario for equipment installed or replaced after the Regulations
come into force.
Dans le scénario réglementaire, il est supposé que les facteurs
d’émission associés à l’ensemble de l’équipement seraient conformes aux normes de rendement pour l’équipement moderne et
original. Le tableau 18 présente une désagrégation des facteurs
d’émission résultant utilisés dans le scénario réglementaire pour
l’équipement installé ou remplacé après l’entrée en vigueur du
Règlement.
Table 18: Emission Factors Used in
Analysis: Policy Scenario
Tableau 18 : Facteurs d’émission utilisés
dans l’analyse du scénario réglementaire
Boiler and Heater
Capacity (GJi/hr)
Original/Modern
NOx Emission
Factor (g/GJi)
Capacité des chaudières
et des fours industriels
(GJi/h)
Moderne ou original
Facteur d’émission
de NOx (g/GJi)
>10.5
Original
26
> 10,5
Original
26
>10.5
Modern
1635
> 10,5
Moderne
1635
• Estimating incremental costs
• Estimation des coûts différentiels
When a boiler or heater is replaced at the end of its expected
equipment life, or if a modern boiler or heater is installed due to
an increase in forecasted energy demand, capital costs are based
on the assumption that low-NOx burner (LNB) technology would
be installed. Other options are available, including catalytic reduction; however, these were not retained as they are considered
to be less cost-effective alternatives for reducing NOx compared
to the integration of low-NOx burners.
In all cases, the incremental capital cost is assumed to be the
difference in purchase price between a conventional burner and a
burner with LNB technology included.
The incremental cost of LNB technology per unit used in this
analysis is estimated at $74,000 (or approximately 4% greater
than the capital cost of an entire new conventional boiler). This is
Quand une chaudière ou un four industriel est remplacé à la fin
de sa vie utile prévue ou quand on installe de l’équipement moderne en raison d’une augmentation prévue de la demande en
énergie, les coûts en capital sont fondés sur l’hypothèse selon
laquelle les exploitants installeraient des brûleurs à faible taux
d’émissions de NOx. Même si d’autres options sont disponibles,
comme le catalyseur de réduction, elles n’ont pas été retenues, car
elles sont considérées comme des solutions de rechange moins
efficaces selon le coût pour réduire les émissions de NOx que les
brûleurs à faible taux d’émissions de NOx.
Dans tous les cas, on suppose que le coût différentiel en capital
est la différence de prix d’achat entre un brûleur classique et un
brûleur à faible taux d’émissions de NOx.
Il est estimé que le coût par unité différentiel de ces brûleurs
utilisé dans cette analyse est de 74 000 $ (soit environ 4 % de plus
que le coût en capital d’une chaudière classique neuve). Cette
———
———
35
A small proportion of equipment affected by the proposed Regulations may be
required to meet performance standards not as stringent as 16 g/GJi, as set out in
Table 3 (e.g. those using alternative gaseous fuels). In the absence of information about which boilers would be using such alternative fuels, and given their
low proportion in the population, a 16 g/GJi emission factor is assumed for all
modern units. Also, the policy scenario does not include any incremental reductions due to the more stringent design requirements that the Regulations impose
for equipment greater than 262.5 GJi/hr (see Table 3). Finally, no incremental
reductions due to the performance standards for transitional equipment are included in the policy scenario, since these standards are assumed to be met in the
BAU scenario.
35
Une petite proportion des équipements concernés par le projet de règlement
devra peut-être se conformer à des normes de rendement moins rigoureuses (facteur d’émission supérieur à 16 g/GJi), comme il est indiqué dans le tableau 3
(par exemple ceux qui utilisent d’autres combustibles gazeux). En l’absence de
renseignements sur les chaudières qui utiliseraient ces autres carburants, et
compte tenu de leur faible nombre par rapport à l’ensemble de l’équipement, on
suppose un facteur d’émission de 16 g/GJi pour tous les appareils modernes. De
plus, le scénario réglementaire n’inclut pas des réductions différentielles en raison des exigences plus strictes que le Règlement impose sur l’équipement
consommant au-delà de 262,5 GJi/h (voir tableau 3). Enfin, le scénario réglementaire n’inclut pas de réductions différentielles découlant des normes de rendement pour l’équipement transitionnel, car ces normes sont supposées être respectées dans le scénario du maintien du statu quo.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
consistent with information provided by a boiler retailer. Sensitivity analysis explores a range of incremental capital compliance
costs in section 7.
Continuous emission monitoring systems (CEMS) are also required for boilers and heaters that have a rated capacity of greater
than 262.5 GJi/hr. Based on available information, it is assumed
CEMS is in place for all original boilers in this range, and all
modern boilers would be equipped with CEMS in the BAU scenario. Therefore, no incremental cost is attributed to emissions
monitoring equipment in the regulatory scenario.
As LNB technology does not affect equipment efficiency or
other performance aspects, no other incremental fuel or maintenance costs are assumed.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1364
estimation correspond aux renseignements fournis par un détaillant de chaudières. L’analyse de sensibilité comprend un éventail
de coûts différentiels en capital relatifs à la mise en conformité
dans la section 7.
Un système de surveillance continue des émissions est également nécessaire pour les chaudières et les fours industriels ayant
une capacité nominale de plus de 262,5 GJi/h. Selon les renseignements disponibles, on pense qu’un système de ce type est en
place pour toutes les chaudières originales de cette gamme et que
toutes les chaudières modernes seraient équipées de ce système
dans le scénario de maintien du statu quo. Par conséquent, aucun
coût différentiel n’est attribué aux systèmes de surveillance continue des émissions dans le scénario réglementaire.
Comme les brûleurs à faible taux d’émissions de NOx n’affectent pas l’efficacité de l’équipement ou d’autres aspects relatifs au
rendement, aucun autre coût différentiel pour le combustible ou
l’entretien n’est prévu.
5.2 Benefits — Boilers and heaters
5.2 Avantages — Chaudières et fours industriels
5.2.1 Air pollutant reductions
5.2.1 Réductions des polluants atmosphériques
Emissions of criteria air contaminants (CAC) are precursors to
the formation of ozone and secondary particulate matter. The
performance standards for modern and original boilers and heaters are expected to reduce nitrogen oxide (NOx) emissions by
about 227 kt between 2013 and 2035, which would result in lower
levels of smog and overall better air quality.
Les émissions des principaux polluants atmosphériques sont
des précurseurs de la formation d’ozone et de matières particulaires secondaires. Les normes de rendement pour les chaudières
et les fours industriels modernes et originaux devraient permettre
de réduire les émissions de NOx d’environ 227 kt entre 2013
et 2035, ce qui devrait se traduire par des niveaux inférieurs de
smog et une meilleure qualité de l’air en général.
5.2.2 Interpolation of air quality impacts
5.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air
In order to estimate the benefits for all of the years between 2013 and 2035, interpolation and pro-rating techniques
were used. As a cohort of original boilers and heaters (which are
considered to already have exceeded their useful life) will be replaced in 2020, emission reductions for that year are significantly
higher compared to 2019. Therefore, the annual benefits were
proxied by pro-rating the 2025 values by the annual proportions
of NOx emission reductions between 2013 and 2025.36 For the
period between 2025 and 2035, the 2025 values were linearly
interpolated to the 2035 values as the emission reductions were
increasing at a relatively smooth rate.
Afin de faire une estimation des avantages pour toutes les
années entre 2013 et 2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et de calcul au prorata. Étant donné qu’une cohorte de chaudières et de fours industriels (considérés comme ayant déjà dépassé la fin de leur vie utile) sera remplacée en 2020, les réductions
d’émissions pour cette année seront nettement plus élevées par
rapport à celles de 2019. Par conséquent, les avantages annuels
ont été estimés au prorata des valeurs de 2025 par la part annuelle
des réductions d’émissions de NOx entre 2013 et 202536. Pour la
période allant de 2025 à 2035, les valeurs de 2025 ont été interpolées de façon linéaire jusqu’aux valeurs de 2035, car les réductions d’émissions augmentent relativement en douceur.
5.2.3 Air quality improvements
5.2.3 Améliorations de la qualité de l’air
Reductions in NOx emissions resulting from the proposed performance standards for boilers and heaters are expected to result
in lower levels of ambient particulate matter and ground-level
ozone. These are the two main components of smog; therefore,
reductions will result in human health and environmental benefits.
Les réductions des émissions de NOx découlant des normes
de rendement proposées pour les chaudières et les fours industriels devraient se traduire par des niveaux inférieurs de matières
particulaires et d’ozone troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là des deux éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des avantages pour la santé humaine et
l’environnement.
5.2.4 Environmental benefits
5.2.4 Avantages pour l’environnement
The Air Quality Valuation Model 2 assesses the impacts associated with agricultural productivity, soiling, and visibility. The
estimated national environmental benefits linked with the implementation of the performance standards for boilers and heaters are
expected to be approximately $29 million (in constant 2012 dollars, discounted to the year 2013 with a 3% discount rate) for the
period between 2013 and 2035. Table 19 presents the estimated
environmental benefits, broken down by impact and by province/
territory.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les impacts liés à la productivité agricole, aux souillures et à la visibilité. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés à la mise en œuvre des normes de rendement
pour les chaudières et les fours industriels devraient représenter environ 29 millions de dollars (en dollars constants de 2012;
valeur actualisée pour l’année 2013 à un taux d’actualisation
de 3 %) pour la période allant de 2013 à 2035. Le tableau 19 présente les avantages estimatifs pour l’environnement, désagrégés
par impact et par province et territoire.
———
———
36
For instance, as emission reductions in 2019 only represent about 36% of the
emissions reductions in 2025, environmental benefits for 2019 were estimated to
be equivalent to 36% of the 2025 values.
36
Par exemple, dans la mesure où les réductions d’émissions en 2019 ne représentent qu’environ 36 % des réductions d’émissions en 2025, les avantages pour
l’environnement en 2019 devraient également représenter 36 % des valeurs de
2025.
Tableau 19 : Valeur actuelle des avantages pour
l’environnement associés aux normes de rendement
pour les chaudières et les fours industriels, par province et
territoire du Canada et par impact sur l’environnement
(de 2013 à 2035, en millions de dollars)
Table 19: Present Value of Environmental Benefits
Associated with the Performance Standards for Boilers
and Heaters, by Canadian Province/Territory and
Environmental Impact (2013–2035, $ Millions)
Environmental impact
Agriculture
1365
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Soiling
Visibility
Impact sur
l’environnement
Agriculture
Souillures
Visibilité
Indicateur économique
Changement
dans les
revenus de
vente pour
les
producteurs
de
cultures
agricoles
Coûts évités
pour
les ménages
Changement
dans le
bien-être des
ménages
Economic indicator
Change in
Sales
Revenues for
Crop
Producers
Newfoundland and
Labrador
-
-
-
-
Terre-Neuve-et-Labrador
-
-
-
-
Prince Edward Island
-
-
-
-
Île-du-Prince-Édouard
-
-
-
-
Nova Scotia
-
-
-
0.1
Nouvelle-Écosse
-
-
-
0,1
New Brunswick
-
-
-
0.1
Nouveau-Brunswick
-
-
-
0,1
Quebec
1.5
0.5
1.9
3.9
Québec
1,5
0,5
1,9
3,9
Ontario
4.4
0.7
2.7
7.8
Ontario
4,4
0,7
2,7
7,8
Manitoba
1.5
0.1
0.3
1.9
Manitoba
1,5
0,1
0,3
1,9
Saskatchewan
7.4
0.1
0.5
7.9
Saskatchewan
7,4
0,1
0,5
7,9
Alberta
4.9
0.3
1.1
6.3
Alberta
4,9
0,3
1,1
6,3
-
0.1
0.3
0.5
Colombie-Britannique
-
0,1
0,3
0,5
Yukon
N/A
-
-
-
Yukon
s.o.
-
-
-
Northwest Territories
N/A
-
-
-
Territoires du Nord-Ouest
s.o.
-
-
-
Nunavut
N/A
-
-
-
Nunavut
s.o.
-
-
-
Canada
19.8
1.8
7.0
28.5
Canada
19,8
1,8
7,0
28,5
British Columbia
Avoided
Costs
for
Households
Change in
Welfare
for
Households
Total
Total
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013. Totals may not add up due to rounding. A dash (-)
indicates values are below $50,000. N/A indicates data is unavailable for this
region.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions)
au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
Les totaux peuvent ne pas correspondre au total une fois additionnés, car ils ont été
arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $. La mention
« s.o. » indique que les données ne sont pas disponibles pour cette région.
The performance standards for boilers and heaters will result in
decreased ambient concentrations of ground-level ozone. Based
on exposure-response functions for 19 different crops, AQVM2
provides the change in production (tonnes) and total sales revenue
per census agricultural region (CAR) due to changes in levels of
ozone. National benefits from increased agricultural productivity,
expressed in the present value of sales revenue, are expected to be
approximately $20 million. Altogether, Alberta, Ontario and Saskatchewan are expected to receive about 80% of the national
benefits.
Les normes de rendement pour les chaudières et les fours industriels se traduiront par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. En s’appuyant sur les fonctions
exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit
des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux par région agricole de recensement, et ce, en
raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages
pour le pays résultant de la hausse de la productivité agricole, qui
sont exprimés dans la valeur actuelle des revenus de vente, devraient être d’environ 20 millions de dollars. Dans l’ensemble,
l’Alberta, l’Ontario et la Saskatchewan devraient recevoir environ
80 % des avantages pour le pays.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts
de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux
différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres
(MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que
les coûts de nettoyage évités pour les ménages soient d’environ
deux millions de dollars. L’Ontario reçoit la plus grande part des
avantages pour le pays, suivi par le Québec et l’Alberta. Toutefois,
ces avantages doivent être considérés comme des estimations
conservatrices, car ils ne tiennent pas compte des coûts de nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel.
Toutes choses étant égales par ailleurs, la visibilité augmente à
mesure que les concentrations ambiantes de matières particulaires
diminuent. À partir de la volonté de payer pour une meilleure
The Air Quality Valuation Model 2 estimates the avoided
cleaning costs for Canadian households associated with different
levels of particulate matter of 10 micrometres or less (PM10).
Over the period, avoided household cleaning costs of about
$2 million are expected. Ontario obtains the largest share of national benefits, followed by Quebec and Alberta. These benefits
should be considered as conservative as they do not account for
avoided cleaning costs in the commercial and industrial sectors.
All else being equal, visibility increases as ambient concentrations of particulate matter decrease. Based on willingness to pay
for improved visual range, AQVM2 estimates the monetary
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1366
portée visuelle, MEQA2 estime le changement monétaire du bienêtre pour différents niveaux de deciviews. Grâce à une meilleure
visibilité dans le secteur résidentiel, les gains en matière de bienêtre sont d’environ sept millions de dollars pendant cette période,
avec l’Ontario et le Québec recevant environ les deux tiers des
avantages cumulés pour le pays.
En résumé, de 2013 à 2035, la valeur estimative actuelle des
avantages pour l’environnement à l’échelle nationale, qui sont
associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours
industriels modernes et originaux, devrait s’élever à environ
29 millions de dollars. Les estimations doivent être considérées
comme étant conservatrices puisque seuls les impacts sur les
souillures, la visibilité et la productivité agricole ont été évalués
par MEQA2. D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été
évalués faute de données ou de méthodes suffisantes, tels que les
impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures
et les écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité
du bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de
l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir)
sur les changements climatiques.
change in welfare for different levels of deciviews. Welfare gains
from improved visibility in the residential sector are approximately $7 million over the period, with Ontario and Quebec obtaining about two-thirds of the cumulative national benefits.
In summary, between 2013 and 2035, the estimated present
value of national environmental benefits associated with the performance standards for modern and original boilers and heaters
are expected to be approximately $29 million. The estimates
should be considered as conservative since only the impacts on
soiling, visibility and agricultural productivity were assessed by
AQVM2. Other environmental impacts were not assessed due to
data or methodological limitations, such as the impacts of improved visibility on tourism revenues; reduced acid deposition on
forests, crops and water ecosystems; reduced smog on livestock
and wildlife mortality; and lower emissions of short-lived climate
forcers (black carbon) on climate change, amongst others.
5.2.5 Health benefits
5.2.5 Avantages pour la santé
While there are some direct health benefits of lower ambient
levels of NOx, it is the contribution of this pollutant to secondary
formation of PM and ozone in the atmosphere that has the
greatest impact on human health. As shown in Table 20, approximately 40% of the health benefits from the emission reduction are associated with lower ambient levels of ground-level
ozone. Another 38% of the benefits are a result of reduction in
PM2.5, with the remainder attributable to reductions in ambient
NO2 levels.
Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à
la réduction des concentrations de NOx dans l’air ambiant, c’est la
contribution de ce polluant à la formation secondaire de matières
particulaires et d’ozone dans l’atmosphère qui a le plus d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 20, environ 40 % des avantages pour la santé issus de la réduction des
émissions sont associés à des niveaux d’ozone troposphérique
plus faibles dans l’air ambiant. La réduction des matières particulaires de 2,5 micromètres (MP2,5) génère 38 % des avantages et la
réduction des niveaux de NOx dans l’air ambiant participe au
reste des avantages.
Pendant la période allant de 2013 à 2035, les réductions de polluants associées à ces normes de rendement devraient se traduire
par une diminution d’environ 250 décès prématurés, 250 visites
en salle d’urgence, 44 000 jours de symptômes d’asthme et
150 000 jours d’activité restreinte pour les non asthmatiques. La
valeur actuelle de ces avantages pour la santé pendant cette période est estimée à environ 1,15 milliard de dollars. Les avantages
par région sont présentés dans le tableau 20 ci-dessous.
Over the 2013 to 2035 period, the reductions in pollutants associated with these performance standards are expected to result
in approximately 250 fewer premature mortalities, 250 fewer
emergency room visits, 44 000 fewer days of asthma symptoms
and 150 000 fewer days of restricted activity in non-asthmatics.
The present value of these health benefits over the period is estimated to be about $1.15 billion. The benefits by region are shown
in Table 20 below.
Table 20: Present Value of Health Benefits Associated with the Performance Standards for Boilers
and Heaters, by Canadian Province/Territory and Health Impact (2013–2035)
Present Value of Total Avoided Health
Outcomes by Pollutants ($ Millions)
Cumulative Counts of Selected Health Impacts
Region
Cardiac and
Respiratory
Emergency
Room Visits
Premature
Mortalities
Days of
Restricted
Activity
in Non
Asthmatics
Asthma
Symptom
Days
0.1
1.3
Total
<1
<1
Prince Edward Island
<1
<1
37
81
0.1
0.7
-
0.8
1
1
240
520
0.7
4.7
-
5.4
New Brunswick
130
Other
(NOx)
Newfoundland and Labrador
Nova Scotia
68
Annual and
Summer
Ozone
PM2.5
related
-
1.4
2
2
290
690
1.4
5.6
0.2
7.2
Quebec
61
56
9 100
34 000
114.9
125.6
41.0
281.6
Ontario
100
90
15 000
62 000
208.3
147.5
108.6
464.4
Manitoba
7.2
9.4
1 800
5 100
12.1
21.0
0.3
33.4
Saskatchewan
11
14
2 600
7 200
16.5
31.6
3.0
51.1
Alberta
47
55
11 000
33 000
71.4
95.2
50.9
217.5
British Columbia
20
21
3 700
11 000
30.3
50.6
10.1
90.9
1367
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Table 20: Present Value of Health Benefits Associated with the Performance Standards for Boilers
and Heaters, by Canadian Province/Territory and Health Impact (2013–2035) — Continued
Present Value of Total Avoided Health
Outcomes by Pollutants ($ Millions)
Cumulative Counts of Selected Health Impacts
Cardiac and
Respiratory
Emergency
Room Visits
Premature
Mortalities
Region
Days of
Restricted
Activity
in Non
Asthmatics
Asthma
Symptom
Days
Annual and
Summer
Ozone
PM2.5
related
Other
(NOx)
Total
Yukon
<1
<1
2.4
5
-
-
-
-
Northwest Territories
<1
<1
24
49
-
0.2
-
0.3
Nunavut
<1
<1
1.5
2.9
-
-
-
-
Canada
250
250
44 000
150 000
455.8
484.0
214.2
1,154.1
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to a base year 2013. Totals may not add up due to rounding. A dash (-) indicates
values are below $50,000.
Tableau 20 : Valeur actuelle des avantages pour la santé associés aux normes de rendement pour les chaudières
et les fours industriels, par province et territoire du Canada et par impact sur la santé (de 2013 à 2035)
Valeur actuelle des impacts des polluants sur la
santé évités au total (en millions de dollars)
Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé
Région
Problèmes
cardiaques et
respiratoires —
Visites
en salle
d’urgence
Mortalité
prématurée
Jours de
symptômes
d’asthme
Jours
d’activité
restreinte
pour les non
asthmatiques
Liée aux
MP2,5
Ozone annuel
et estival
Autres
(NOx)
Total
Terre-Neuve-et-Labrador
<1
<1
68
130
0,1
1,3
-
1,4
Île-du-Prince-Édouard
<1
<1
37
81
0,1
0,7
-
0,8
Nouvelle-Écosse
1
1
240
520
0,7
4,7
-
5,4
Nouveau-Brunswick
2
2
290
690
1,4
5,6
0,2
7,2
Québec
61
56
9 100
34 000
114,9
125,6
41,0
281,6
Ontario
100
90
15 000
62 000
208,3
147,5
108,6
464,4
Manitoba
7,2
9,4
1 800
5 100
12,1
21,0
0,3
33,4
Saskatchewan
11
14
2 600
7 200
16,5
31,6
3,0
51,1
Alberta
47
55
11 000
33 000
71,4
95,2
50,9
217,5
Colombie-Britannique
20
21
3 700
11 000
30,3
50,6
10,1
90,9
Yukon
<1
<1
2,4
5
-
-
-
-
Territoires du Nord-Ouest
<1
<1
24
49
-
0,2
-
0,3
Nunavut
<1
<1
1,5
2,9
-
-
-
-
Canada
250
250
44 000
150 000
455,8
484,0
214,2
1 154,1
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les
totaux de chaque province ou territoire peuvent ne pas correspondre au total pour le Canada une fois additionnés, car ils ont été arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs
sont inférieures à 50 000 $.
5.2.6 Total benefits
5.2.6 Total des avantages
It is estimated that the present value of aggregate national environmental and health benefits associated with the performance
standards for boilers and heaters will amount to about $1.15 billion over the period. The chart below shows the distribution of
these benefits across Canada.
On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés
pour l’environnement et la santé à l’échelle nationale, qui sont
associés aux normes de rendement pour les chaudières et les fours
industriels, s’élèvera à environ 1,15 milliard de dollars au cours
de la période. La carte ci-dessous illustre la répartition de ces
avantages dans l’ensemble du Canada.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Figure 3: Health and Environmental Present Value of Benefits Associated with the Performance
Standards for Boilers and Heaters, by Canadian Province/Territory (2015–2035)
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to a base year of 2013.
Figure 3 : Valeur actuelle des avantages pour l’environnement et la santé associés aux normes de rendement
pour les chaudières et les fours industriels, par province et territoire du Canada (de 2015 à 2035)
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
1368
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1369
5.3 Costs — Boilers and heaters
5.3 Coûts — Chaudières et fours industriels
5.3.1 Incremental costs to operators of boilers and heaters
5.3.1 Coûts différentiels pour les exploitants de chaudières et de
fours industriels
• Capital costs
• Coûts en capital
As noted above, incremental capital costs are considered to be
the difference between the cost of conventional equipment and
the cost of compliant LNB equipment, both of which are currently
available on the market. Total incremental capital costs are therefore obtained by taking the quantity of equipment replaced and
installed in a given year and multiplying by the corresponding
incremental cost. Results are presented in Table 21 and Table 22
below. In the future, if new or lower-priced technologies become
available on the market, then actual costs of implementation
would be lower.
Comme cela a été mentionné précédemment, il est supposé que
le coût différentiel en capital est la différence entre le coût d’un
équipement classique et le coût d’un brûleur à faible taux
d’émissions de NOx, qui sont tous deux actuellement disponibles
sur le marché. Le total des coûts différentiels en capital est, par
conséquent, obtenu en prenant le nombre d’unités remplacées et
installées dans une année donnée et en le multipliant par le coût
différentiel correspondant. Les résultats sont présentés dans les
tableaux 21 et 22 ci-dessous. À l’avenir, si de nouvelles technologies ou des technologies moins coûteuses deviennent disponibles
sur le marché, les coûts réels de mise en œuvre seront également
moins élevés.
Table 21: Present Value of Capital Cost
by AQMS Sector ($ Millions)
Tableau 21 : Valeur actuelle des coûts en capital par
secteur visé par le SGQA (en millions de dollars)
Total
2013–2020 2021–2025 2026–2030 2031–2035 2013–2035
Sector
Pulp and paper
Chemicals
4.5
2.7
2.4
2.4
2.0
1.9
1.0
0.9
10.0
Total pour
la période
de 2013
à 2035
2013-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035
Secteur
Pâtes et papiers
4,5
2,4
2,0
1,0
10,0
8.0
Substances
chimiques
2,7
2,4
1,9
0,9
8,0
Sables
bitumineux
9,6
5,5
5,2
2,7
23,1
Oil sands
9.6
5.5
5.2
2.7
23.1
Upstream oil
and gas
0.8
1.0
1.1
0.5
3.5
Pétrole et gaz
en amont
0,8
1,0
1,1
0,5
3,5
1,0
0,8
0,6
0,3
2,6
0,5
0,2
0,2
0,1
0,6
<0.1
Fer, acier et
ilménite
< 0,1
< 0,1
< 0,1
< 0,1
< 0,1
<0.1
Aluminium et
alumine
< 0,1
< 0,1
< 0,1
< 0,1
< 0,1
47.6
Tous les
secteurs
18,7
12,2
10,9
5,7
47,6
Base metal
smelting
1.0
0.8
0.6
0.3
2.6
Fusion de
métaux
communs
Potash
0.5
0.2
0.2
0.1
0.6
Potasse
Iron, steel and
ilmenite
<0.1
Aluminum and
alumina
All sectors
<0.1
18.7
<0.1
<0.1
12.2
<0.1
<0.1
10.9
<0.1
<0.1
5.7
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013. Totals may not add up due to rounding.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à
un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. Les chiffres
de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une
fois additionnés, car ils ont été arrondis.
Table 22: Present Value of Capital Cost
by Province ($ Millions)
Tableau 22 : Valeur actuelle du coût en capital
par province (en millions de dollars)
Province
Alberta
Total
2013–2020 2021–2025 2026–2030 2031–2035 2013–2035
12.0
8.2
7.4
3.9
British
Columbia
0.8
0.7
0.7
0.3
Ontario
2.5
1.5
1.4
0.8
Quebec
2.8
1.5
1.2
0.6
New
Brunswick
0.4
-
-
-
31.5
Province
Alberta
Total pour
la période
de 2013 à
2035
2013-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035
12,0
8,2
7,4
3,9
31,5
2.5
ColombieBritannique
0,8
0,7
0,7
0,3
2,5
6.3
Ontario
2,5
1,5
1,4
0,8
6,3
6.1
Québec
2,8
1,5
1,2
0,6
6,1
0.5
NouveauBrunswick
0,4
-
-
-
0,5
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Table 22: Present Value of Capital Cost
by Province ($ Millions) — Continued
Province
Tableau 22 : Valeur actuelle du coût en capital
par province (en millions de dollars) [suite]
Total
2013–2020 2021–2025 2026–2030 2031–2035 2013–2035
Saskatchewan
Canada
1370
0.1
0.2
0.2
0.1
0.7
18.7
12.2
10.9
5.7
47.6
Province
Saskatchewan
Canada
Total pour
la période
de 2013 à
2013-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035
2035
0,1
0,2
0,2
0,1
0,7
18,7
12,2
10,9
5,7
47,6
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013. Totals may not add up due to rounding. A dash (-)
indicates that values are below $50,000.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions)
au moyen d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
Les totaux peuvent ne pas correspondre au total une fois additionnés, car ils ont été
arrondis. Un tiret (-) indique que les valeurs sont inférieures à 50 000 $.
• Operating costs
• Coûts d’exploitation
Operating costs are estimated to be equivalent in the BAU and
policy scenario, since LNB technology does not require any additional maintenance or other operating costs compared to comparable conventional boilers. Therefore, there are no incremental
operating costs.
On suppose que les coûts d’exploitation sont équivalents dans
le scénario de maintien du statu quo et le scénario réglementaire,
puisque les brûleurs à faible taux d’émissions de NOx ne nécessitent aucun entretien supplémentaire ou autre coût d’exploitation
par rapport aux chaudières classiques comparables. Par conséquent, il n’y a pas de coût différentiel d’exploitation.
• Administrative costs
• Coûts administratifs
Administrative costs include estimated costs of learning about
the regulations, preparing and submitting reports and maintaining
records (as described in detail in the section ‘“One-for-One” Rule’
below). The present value of reporting and administrative costs
over the period from 2013 to 2035 is approximately $0.3 million.
Les coûts administratifs incluent les coûts estimatifs de l’apprentissage de la réglementation, de la préparation et de la soumission de rapports, ainsi que de la tenue des dossiers (comme il
est décrit en détail dans la section sur la “Règle du « un pour
un »” ci-dessous). La valeur actuelle des coûts administratifs et de
production de rapports au cours de la période allant de 2013 à
2035 est d’environ 0,3 million de dollars.
• Total compliance costs
• Total des coûts liés à la conformité
Total compliance costs are estimated to be $48 million over the
period 2013 to 2035.
Le total des coûts liés à la conformité est estimé à 48 millions
de dollars pour la période allant de 2013 à 2035.
5.3.2 Costs to Government
5.3.2 Coûts pour le gouvernement
Costs of the proposed Regulations to the Government of Canada fall into three principal categories: compliance promotion
costs, enforcement costs, and regulatory administration costs. The
estimates of these costs are described below.
Les coûts du projet de règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois catégories principales : les coûts liés à
la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la
loi, et les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations
de ces coûts sont décrites ci-dessous.
Promotion de la conformité : La valeur actuelle totale des coûts
de promotion de la conformité devrait s’élever à 46 000 $ de 2013
à 2035. Les activités de promotion de la conformité incluront
peut-être la distribution de matériel promotionnel pour expliquer
le projet de règlement. Un accent particulier serait mis sur les
nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les activités de promotion de la conformité seraient
ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de
problèmes de conformité imprévus.
Application de la loi : Un montant unique de 233 000 $ serait
nécessaire pour la formation des agents d’application de la loi et
pour satisfaire aux exigences en matière de gestion de l’information. De plus, des coûts permanents liés à l’application de la loi
s’élèveraient à environ 1,5 million de dollars au cours de la période allant de 2013 à 2035, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au
transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures financières relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les ordonnances exécutoires en matière de protection
de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.
Administration du gouvernement : On s’attend à ce que le gouvernement assume ses propres coûts administratifs liés à la création
d’une infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs et de production de rapports au cours de la période allant de
2013 à 2035 est d’environ 0,5 million de dollars.
Compliance promotion: It is anticipated that total present value
compliance promotion costs would be $46,000 from 2013 to
2035. Compliance promotion activities may include the distribution of promotional material to explain the proposed Regulations.
Particular emphasis would be placed on the new emissions standards and reporting requirements. All compliance promotion activities would be adjusted according to compliance analyses or if
unforeseen compliance challenges arise.
Enforcement: A one-time amount of $233,000 is expected to be
required for the training of enforcement officers and to meet
information management requirements. In addition, ongoing enforcement costs are estimated to total $1.5 million, over the period from 2013 to 2035, comprising the cost for inspections (which
includes operations and maintenance costs, transportation and
sampling costs), investigations, financial measures to deal with
alleged violations (including warnings, environmental protection
compliance orders and injunctions) and prosecutions.
Government administration: Government administration costs are
expected to be incurred by the Government in order to develop
reporting infrastructure and to support submissions on an ongoing
basis. The present value of reporting and administrative costs
over the period from 2013 to 2035 is approximately $0.5 million.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1371
5.4 Summary of benefits and costs — Boilers and heaters
5.4 Résumé des avantages et des coûts — Chaudières et fours
industriels
Table 23 below summarizes the benefits and costs of the proposed performance standards for boilers and heaters.
Le tableau 23 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés
à la norme de rendement proposée pour les chaudières et les fours
industriels.
Table 23: Summary of Main Results — Boilers and Heaters ($ Millions)*
Incremental costs and benefits
2013–2020
2021–2025
2026–2030
2031–2035
Total 2013–2035
Undiscounted
Discounted
A. Quantified impacts ($ millions)
Benefits to Canadians
Environmental benefits (agriculture, soiling, visibility)
4.0
10.0
13.3
16.8
GHG benefits
N/A
N/A
N/A
N/A
28.5
N/A
Health benefits
140.3
354.7
537.8
775.7
1,154.1
Total benefits
144.3
364.7
551.1
792.5
1,182.6
21.4
16.5
17.1
10.2
47.6
0.2
0.1
0.1
0.1
0.3
21.6
16.6
17.2
10.3
47.9
1.3
0.8
0.4
0.4
2.2
Costs to industry
Capital costs
Administrative costs
Subtotal
Costs to Government
Compliance promotion, enforcement, and regulatory
administration
Total costs
22.9
17.4
17.6
10.7
50.1
Net benefits
121.4
347.3
533.5
781.8
1,132.5
6.3
21.0
31.4
74.1
23.6
21.2
53.5
69.0
83.0
226.7
Benefit-to-cost ratio
B. Quantified impacts, non-monetized — e.g. from a risk assessment
Reduction in NOx (kt)
* All numbers are undiscounted except for total (PV) numbers, which are discounted to 2013 using a 3% discount rate.
Tableau 23 : Résumé des principaux résultats — Chaudières et fours industriels (en millions de dollars)*
Coûts et avantages différentiels
2013-2020
2021-2025
2026-2030
Total pour la
période de 2013
à 2035
2031-2035
Valeur non actualisée
Valeur actualisée
A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)
Avantages pour les Canadiens
Avantages pour l’environnement (agriculture, souillures,
visibilité)
4,0
10,0
13,3
16,8
28,5
Avantages concernant les gaz à effet de serre
s.o.
s.o.
s.o.
s.o.
s.o.
Avantages pour la santé
140,3
354,7
537,8
775,7
1 154,1
Avantages totaux
144,3
364,7
551,1
792,5
1 182,6
21,4
16,5
17,1
10,2
47,6
0,2
0,1
0,1
0,1
0,3
21,6
16,6
17,2
10,3
47,9
Coûts pour l’industrie
Coûts en capital
Coûts administratifs
Sous-total
Coûts pour le gouvernement
Promotion de la conformité, application de la loi et gestion
du Règlement
Coûts totaux
Avantages nets
Ratio avantages-coûts
1,3
0,8
0,4
0,4
2,2
22,9
17,4
17,6
10,7
50,1
121,4
347,3
533,5
781,8
1 132,5
6,3
21,0
31,4
74,1
23,6
69,0
83,0
226,7
B. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)
Réduction des émissions de NOx (kt)
21,2
53,5
* Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1372
6. Benefits and costs — Cement
6. Avantages et coûts — Ciment
6.1 Analytical framework
6.1 Cadre analytique
6.1.1 Sector profile
6.1.1 Profil du secteur
There are 15 grey cement facilities distributed across Canada.
Together, these facilities produced about 15 million tonnes of
cement in 2008 worth more than $1.7 billion, of which 4.1 million tonnes were exported (largely to the United States). Cement
and concrete sales are responsible for over $8.8 billion in sales
contributing over $3.2 billion to Canada’s gross domestic product. Over 27 000 Canadians are employed in the Canadian cement
industry to produce cement, ready mix concrete and concrete
construction materials. The environmental performance varies
significantly between Canadian grey cement facilities. Canadian
grey cement production and shipments are directly related to the
level of infrastructure activity in Canada and parts of the United
States. Concrete manufacturers represent the dominant downstream linkage to the cement manufacturing sector, accounting for
90% of cement output. Canada’s concrete value chain is somewhat vertically integrated.37
Il existe 15 usines de ciment gris dans tout le Canada. Ensemble, ces usines ont produit environ 15 millions de tonnes de ciment en 2008, ce qui correspond à environ 1,7 milliard de dollars,
desquels 4,1 millions de tonnes ont été exportées (majoritairement
aux États-Unis). Les ventes de ciment et de béton contribuent à
plus de 8,8 milliards de dollars en ventes et à 3,2 milliards de
dollars au produit intérieur brut du Canada. Plus de 27 000 Canadiens sont employés dans l’industrie canadienne du ciment
pour produire du ciment ainsi que des mélanges de béton et
d’autres matériaux de construction en béton. La performance environnementale varie de façon importante entre les cimenteries de
ciment gris canadiennes. La production canadienne et les expéditions de ciment gris sont directement liées au niveau d’activité de
l’infrastructure au Canada et dans certaines régions des ÉtatsUnis. Les fabricants de béton constituent le lien en aval dominant
dans le secteur de la fabrication du ciment, ce qui représente 90 %
de la production de ciment. La chaîne de valeur du béton au
Canada est intégrée verticalement dans une certaine mesure37.
6.1.2 Business as usual (BAU) scenario
6.1.2 Scénario de maintien du statu quo
The BAU scenario assumes that cement facilities will not
change their emissions intensities for NOx and SO2 emissions
between 2013 and 2035.38 The BAU scenario also assumes that
NOx and SO2 emissions grow at the same rate as production of
cement over time, which in turn varies based on regional economic demand forecasts produced by E3MC. The BAU scenario
emission levels for NOx and SO2 facilities were calculated on an
annual basis using confidential data on production and emission levels provided to Environment Canada by industry under
section 71 of CEPA 1999, in 2006. Based on these emission intensities, it is estimated that a minority of facilities operate with
emissions intensities greater than those allowable in the proposed
performance standards, and it is assumed that these facilities will
not adopt emission-reduction measures unless regulated.
Le scénario de maintien du statu quo suppose que les usines de
ciment ne changeront pas l’intensité de leurs émissions de NOx et
de SO2 de 2013 à 203538. Ce scénario implique également que les
émissions de NOx et de SO2 augmentent au même rythme que la
production de ciment au fil du temps, qui varie, à son tour, en
fonction des prévisions régionales du modèle 3EC en matière de
demande économique. Les niveaux d’émissions de NOx et de SO2
de ce scénario pour les usines concernées ont été calculés sur une
base annuelle, au moyen de données confidentielles sur les niveaux de production et d’émissions que l’industrie a fournies à
Environnement Canada en 2006, en vertu de l’article 71 de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Selon
ces intensités d’émissions, on estime qu’une minorité d’usines
fonctionnent avec des intensités d’émissions supérieures à celles
autorisées par les normes de rendement proposées, et on pense
qu’elles n’adopteront aucune mesure en matière de réduction des
émissions à moins qu’elles n’y soit obligées par la loi.
6.1.3 Regulatory scenario
6.1.3 Scénario réglementaire
The regulatory scenario assumes that a minority of facilities
that are not already attaining the performance standards for the
cement sector would adopt a mix of technologies and practices at
the start of 2017 that will allow them to reach an emission intensity level consistent with the performance standards listed in
Table 4. In addition, a minority of facilities not currently using
continuous emission monitoring systems (CEMS) to measure
releases of and report on pollutants would need to do so by 2015.
Le scénario réglementaire suppose qu’une minorité d’usines ne
respectant pas encore les normes de rendement pour le secteur de
la fabrication du ciment adopteraient une combinaison de technologies et de pratiques au début de l’année 2017 qui leur permettront d’atteindre un niveau d’intensité des émissions conforme
aux normes de rendement figurant dans le tableau 4. En outre, une
minorité d’usines qui n’utilisent pas à l’heure actuelle de système
de surveillance continue des émissions pour mesurer et déclarer
leurs rejets de polluants devront le faire d’ici 2015.
6.1.4 Key data and assumptions
6.1.4 Données et hypothèses clés
This analysis assumes that, in both the BAU and regulatory
scenarios, the number of facilities remains constant over time.
Dans cette analyse, on part du principe que, dans le scénario de
maintien du statu quo et le scénario réglementaire, le nombre
d’installations reste constant au fil du temps.
———
———
38
38
37
Cement Association of Canada, available at www.cement.ca.
There are a number of potential reasons for the existing range of emissions
performance levels, such as the availability of inputs with favourable properties
(i.e. for feed and fuel), existing provincial environmental initiatives, and corporate leadership initiatives.
37
Site Web de l’Association canadienne du ciment : www.cement.ca/fr.
Il existe un certain nombre de raisons possibles expliquant l’éventail actuel
de niveaux de performance des émissions, comme la disponibilité des intrants
ayant des propriétés favorables (c’est-à-dire pour l’alimentation et le carburant),
les initiatives environnementales existantes à l’échelle provinciale et les initiatives ministérielles en matière de leadership.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1373
Information regarding the emissions intensities of existing facilities was obtained from a variety of sources, including
• a report by Cheminfo Services on the Canadian cement sector,
2008;39
• a cost model developed by the U.S. Environmental Protection
Agency (EPA), 2007;40
• a report by the European Commission on the cement industry, 2010;41
• confidential information provided to Environment Canada by
industry under section 71 of CEPA 1999, in 2006; and
• industry stakeholder consultations during the BLIERs process.
Les renseignements sur les intensités des émissions des installations existantes ont été obtenus auprès de diverses sources, y
compris :
• un rapport de Cheminfo Services sur le secteur de la fabrication du ciment au Canada (2008)39;
• un modèle de prévision des coûts élaboré par l’Environmental
Protection Agency des États-Unis (2007)40;
• un rapport de la Commission européenne sur l’industrie du
ciment (2010)41;
• des renseignements confidentiels fournis en 2006 par l’industrie à Environnement Canada en vertu de l’article 71 de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
• des consultations avec les intervenants de l’industrie au cours
du processus d’élaboration des exigences EBEI.
6.2 Benefits — Cement
6.2 Avantages — Ciment
6.2.1 Air pollutant reductions
6.2.1 Réductions des polluants atmosphériques
The performance standards in the cement sector are expected to
reduce aggregate SO2 and NOx emissions by 96 kt, and 63 kt,
respectively, between 2017 and 2035. These emission reductions
will result in lower levels of smog and overall better air quality.
Les normes de rendement dans le secteur de la fabrication du
ciment devraient aider à réduire les émissions totales de SO2 et de
NOx de 96 kt et de 63 kt, respectivement, de 2017 à 2035. Ces
réductions d’émissions se traduiront par des niveaux inférieurs de
smog et une meilleure qualité de l’air en général.
6.2.2 Interpolation of air quality impacts
6.2.2 Interpolation des impacts sur la qualité de l’air
As noted above, in order to estimate the benefits for all of the
years between 2013 and 2035, interpolation and extrapolation
techniques were used. Since efforts to attain compliance with the
proposed performance standards are expected to be taken in 2017,
benefits were assumed to be zero until 2017. Benefits were linearly interpolated between 2025 and 2035 and linearly extrapolated
between 2017 and 2025 by extending the slope of the 2025–2035
period. This approach is based on the trend in projected emission
reductions, which exhibits low variability between 2017 and
2035.
Comme cela a été mentionné précédemment, afin de faire une
estimation des avantages pour toutes les années entre 2013 et
2035, on a utilisé des techniques d’interpolation et d’extrapolation. Puisqu’on s’attend à ce que des efforts soient faits en 2017
pour se conformer aux normes de rendement proposées, on considère qu’il n’y aura aucun avantage jusqu’à cette année. Les avantages ont été interpolés de façon linéaire pour la période allant de
2025 à 2035 et extrapolés de façon linéaire pour la période allant
de 2017 à 2025, par extension de la pente de la période allant de
2025 à 2035. Cette approche se fonde sur la tendance en matière
de réductions des émissions prévues, qui présente une faible variabilité de 2017 à 2035.
Pour des raisons de confidentialité, et puisque le nombre de
cimenteries au Canada est limité, les avantages seront regroupés à
l’échelle régionale pour empêcher l’identification des usines qui
doivent prendre des mesures pour se conformer aux exigences en
matière de rendement. Ainsi, les résultats pour le Canada sont
répartis en trois régions :
— l’Ouest (la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan
et le Manitoba);
— l’Ontario;
— l’Est (le Québec, le Nouveau-Brunswick et la
Nouvelle-Écosse)42.
For confidentiality reasons, since the number of cement production facilities in Canada is limited, benefits will be aggregated
regionally to prevent identification of facilities that would need to
take steps to meet the performance requirements. Therefore, Canadian results are divided into three regions:
— West (British Columbia, Alberta, Saskatchewan and
Manitoba);
— Ontario; and
— East (Quebec, New Brunswick and Nova Scotia).42
6.2.3 Air quality improvements
6.2.3 Améliorations de la qualité de l’air
Reductions in NOx emissions resulting from the proposed performance standards for cement manufacturing facilities are expected to result in lower levels of ambient particulate matter and
ground-level ozone. These are the two main components of smog;
therefore, reductions will result in human health and environmental benefits.
Les réductions des émissions de NOx découlant des normes de
rendement proposées pour les cimenteries devraient se traduire
par des niveaux inférieurs de matières particulaires et d’ozone
troposphérique dans l’air ambiant. Puisqu’il s’agit là de deux
éléments principaux du smog, les réductions se traduiront par des
avantages pour la santé humaine et l’environnement.
———
———
40
40
39
41
42
Cheminfo Services Inc., Socio-Economic Information, Compliance Options and
Costs of Reducing Air Pollutant and Greenhouse Gas Emissions in the Canadian Cement Sector, September 2008. Report submitted to Environment Canada.
U.S. EPA, Continuous Emission Monitoring – Information, Guidance, etc.,
posted on July 3, 2007, available at www.epa.gov/ttn/emc/cem.html.
European Commission, Cement, Lime and Magnesium Oxide Manufacturing
Industries, May 2010, available at http://eippcb.jrc.es/reference/.
Benefits for Newfoundland and Labrador, Prince Edward Island and the territories were omitted as they are not statistically significant.
39
41
42
Cheminfo Services Inc., Socio-Economic Information, Compliance Options and
Costs of Reducing Air Pollutant and Greenhouse Gas Emissions in the Canadian Cement Sector, septembre 2008. Rapport soumis à Environnement Canada.
Environmental Protection Agency des États-Unis, Continuous Emission
Monitoring – Information, Guidance, etc., publié le 3 juillet 2007 et disponible à
l’adresse www.epa.gov/ttn/emc/cem.html.
Commission européenne, Cement, Lime and Magnesium Oxide Manufacturing
Industries, mai 2010. Disponible à l’adresse http://eippcb.jrc.es/reference/.
Les avantages pour Terre-Neuve-et-Labrador, l’Île-du-Prince-Édouard et les
territoires ont été exclus, car ils ne sont pas représentatifs sur le plan statistique.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1374
6.2.4 Environmental benefits
6.2.4 Avantages pour l’environnement
The Air Quality Valuation Model 2 assesses the impacts associated with agricultural productivity, soiling, and visibility. The
estimated national environmental benefits linked with the implementation of the performance standards in the cement sector are
expected to be approximately $30.8 million dollars (discounted at
3%) for the period between 2017 and 2035. Table 24 presents the
estimated environmental benefits, broken down by impact and
region.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les impacts liés à la productivité agricole, aux souillures et à la visibilité. Les avantages estimés pour l’environnement à l’échelle nationale qui sont liés à la mise en œuvre des normes de rendement
dans le secteur de la fabrication du ciment devraient être d’environ 30,8 millions de dollars (valeur actualisée à 3 %) pour la
période allant de 2017 à 2035. Le tableau 24 présente ces avantages répartis par impact et région.
Table 24: Aggregate Present Value of Environmental Benefits
Associated with the Performance Standards in the Cement
Sector, by Region and Environmental Impact
(2017–2035, $ Millions)
Tableau 24 : Valeur actuelle cumulée des avantages
pour l’environnement associés aux normes de rendement
dans le secteur de la fabrication du ciment, par
région et impact sur l’environnement
(de 2017 à 2035, en millions de dollars)
Environmental
impact
Economic indicator
Agriculture
Change in
Sales
Revenues for
Crops
Producers
Soiling
Impact sur
l’environnement
Visibility
Avoided Costs
for
Households
Change in
Welfare for
Households
Total
East
0.5
2.6
10.8
13.9
Ontario
1.8
1.1
5.4
West
6.9
0.3
1.4
Canada
9.1
4
17.6
30.8
Indicateur
économique
Agriculture
Souillures
Visibilité
Changement
dans les
revenus de
vente pour les
producteurs de
cultures
agricoles
Coûts évités
pour les
ménages
Changement
dans le
bien-être des
ménages
Total
Est
0,5
2,6
10,8
13,9
8.3
Ontario
1,8
1,1
5,4
8,3
8.6
Ouest
6,9
0,3
1,4
8,6
Canada
9,1
4
17,6
30,8
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013. No environmental benefits are expected for years 2015
and 2016. Totals may not add up due to rounding.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à
un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. On ne prévoit
aucun avantage pour l’environnement en 2015 et en 2016. Les chiffres de chaque
colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.
The performance standards for the cement sector would result
in decreased ambient concentrations of ground-level ozone.
Based on exposure-response functions for 19 different crops,
AQVM2 provides the change in production (tonnes) and total
change in sales revenue per Census Agricultural Region (CAR)
due to changes in levels of ozone. National benefits from increased agricultural productivity, expressed in the present value
of sales revenue, are expected to be approximately $9.1 million
over the period. The West region is expected to receive more than
75% of the national benefits, as agricultural lands and most of the
NOx emission reductions are concentrated in this region.
Les normes de rendement pour le secteur de la fabrication du
ciment se traduiront par une diminution des concentrations ambiantes d’ozone troposphérique. En s’appuyant sur les fonctions
exposition-réponse pour 19 cultures différentes, MEQA2 prévoit
des changements dans la production (en tonnes) et dans les revenus de vente totaux par région agricole de recensement, et ce, en
raison de changements dans les niveaux d’ozone. Les avantages
pour le pays résultant de la hausse de la productivité agricole, qui
sont exprimés dans la valeur actuelle des revenus de vente, devraient être d’environ 9,1 millions de dollars pendant cette période. La région de l’Ouest devrait recevoir plus de 75 % des
avantages pour le pays, puisque c’est là que se trouvent les terres
agricoles et la plupart des réductions d’émissions de NOx.
The Air Quality Valuation Model 2 estimates the avoided
cleaning costs for Canadian households associated with different
levels of particulate matter of 10 micrometres or less (PM10).
Over the period, avoided household cleaning costs of about
$4.0 million are expected, mainly in the East region. These benefits should be considered as conservative as they do not account
for avoided cleaning costs in the commercial and industrial sectors. Soiling can also generate short circuits on electrical distribution lines.
Le modèle d’évaluation de la qualité de l’air 2 évalue les coûts
de nettoyage évités pour les ménages canadiens associés aux
différents niveaux de matières particulaires de 10 micromètres
(MP10) ou moins. Pendant cette période, on s’attend à ce que les
coûts de nettoyage évités pour les ménages s’élèvent à environ
4 millions de dollars, principalement dans la région de l’Est. Toutefois, ces avantages doivent être considérés comme des estimations conservatrices, car ils ne tiennent pas compte des coûts de
nettoyage évités dans le secteur commercial et le secteur industriel. Les souillures peuvent également générer des courts-circuits
sur les lignes de distribution électrique.
All else being equal, visibility increases as ambient concentrations of particulate matter decrease. Based on willingness to pay
for improved visual range, AQVM2 estimates the monetary
change in welfare for different levels of deciviews. Welfare gains
from improved visibility in the residential sector are approximately $17.6 million over the period. Consistent with the SO2
Tous les autres paramètres étant constants, la visibilité augmente à mesure que les concentrations ambiantes de matières
particulaires diminuent. En s’appuyant sur la volonté de payer
pour une meilleure portée visuelle, MEQA2 estime le changement
monétaire du bien-être pour différents niveaux de deciviews. Les
gains en matière de bien-être résultant d’une meilleure visibilité
1375
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
emission reductions, the largest benefits are expected in the East
region.
In summary, between 2017 and 2035, the estimated present
value of national combined environmental benefits associated
with the performance standards for cement are expected to be
approximately $31 million. The estimates should be considered as
conservative since only the impacts on agricultural productivity,
soiling, and visibility were assessed by AQVM2. Other environmental impacts were not assessed due to data or methodological
limitations, such as the impacts of improved visibility on tourism
revenues; reduced acid deposition on forests, crops and water
ecosystems; reduced smog on livestock and wildlife mortality;
and lower emissions of short-lived climate forcers (black carbon)
on climate change, amongst others.
dans le secteur résidentiel s’élèvent à environ 17,6 millions de
dollars pendant la période. Conformément aux réductions des
émissions de SO2, on prévoit que la plupart des avantages proviennent de la région de l’Est.
En résumé, de 2017 à 2035, la valeur estimative actuelle des
avantages combinés pour l’environnement à l’échelle nationale,
qui sont associés aux normes de rendement pour le secteur de la
fabrication du ciment, devrait s’élever à environ 31 millions de
dollars. Les estimations doivent être considérées comme étant
conservatrices puisque seuls les impacts sur la productivité agricole, les souillures et la visibilité ont été évalués par MEQA2.
D’autres impacts sur l’environnement n’ont pas été évalués faute
de données ou de méthodes suffisantes, tels que les impacts suivants : une meilleure visibilité sur les revenus touristiques, la
réduction des retombées acides sur les forêts, les cultures et les
écosystèmes d’eau, la diminution du smog sur la mortalité du
bétail et de la faune, ainsi que la réduction des émissions de
l’agent de forçage climatique à courte durée de vie (carbone noir)
sur les changements climatiques.
6.2.5 Health benefits
6.2.5 Avantages pour la santé
While there are some direct health benefits of lower ambient
levels of NOx and SO2, it is the contribution of these pollutants to
secondary formation of PM in the atmosphere that has the
greatest impact on human health. As shown in Table 25, approximately two thirds of the health benefits from the emission
reduction are associated with lower ambient levels of PM2.5. Another 20% of the benefits are a result of reduction in ambient
ozone levels, with the remainder attributable to reductions in ambient NOx and SO2 levels.
Bien qu’il existe quelques avantages directs pour la santé liés à
la réduction des concentrations de NOx et de SO2 dans l’air ambiant, c’est la contribution de ces polluants à la formation secondaire de matières particulaires dans l’atmosphère qui a le plus
d’impact sur la santé humaine. Comme le montre le tableau 25,
environ deux tiers des avantages pour la santé dus à la réduction
des émissions sont associés à des concentrations plus faibles de
matières particulaires de 2,5 micromètres (MP2,5). La réduction de
l’ozone dans l’air ambiant génère 20 % des avantages et la réduction des niveaux de NOx et de SO2 dans l’air ambiant participe au
reste des avantages.
Pendant la période allant de 2017 à 2035, les réductions de polluants associées à cette initiative devraient se traduire par une
diminution d’environ 300 décès prématurés, 220 visites en salle
d’urgence, 31 000 jours de symptômes d’asthme et 220 000 jours
d’activité restreinte. La valeur actuelle de ces avantages pour la
santé (actualisée à 3 %) est estimée à environ 1,5 milliard de dollars pendant cette période. Les avantages par région sont présentés dans le tableau 25 ci-dessous.
Over the 2017 to 2035 period, the reductions in pollutants
associated with this initiative are expected to result in approximately 300 fewer premature mortalities, 220 fewer emergency room visits, 31 000 fewer days of asthma symptoms and
220 000 fewer days of restricted activity. The present value of
these health benefits (discounted at 3%) is estimated to be about
$1.5 billion over the period. The benefits by region are shown in
Table 25 below.
Table 25: Aggregate Present Value of Health Benefits Associated with the Performance Standards
in the Cement Sector, by Region and Impact (2017–2035, $ Millions)
Present Value of Total Avoided Health Outcomes
by Pollutants (in 2013, $ Millions)
Aggregate Counts of Selected Health Impacts
Region
East
Cardiac and
Respiratory
Emergency
Room Visits
Premature
Mortalities
170
90
Asthma
Symptom
Days
9 000
Days of
Restricted
Activity in Non
Asthmatics
Annual and
Summer
Ozone
PM 2.5
Related
120 000
639.4
Other
(SO2 and NOx)
60.7
128.4
Total
828.5
Ontario
86
71
11 000
70 000
284.2
108.7
27.1
420.0
West
44
57
12 000
34 000
68.4
130.5
8.6
207.5
300
220
31 000
224 000
992.0
299.9
164.1
1,456.0
Canada
Note: Monetized results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount rate to a base year of 2013. No incremental health benefits are expected for
years 2015 and 2016. Totals may not add up due to rounding.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1376
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Tableau 25 : Valeur actuelle cumulée des avantages pour la santé associés aux normes de rendement dans le secteur
de la fabrication du ciment, par région et impact (de 2017 à 2035, en millions de dollars)
Valeur actuelle des impacts des polluants sur la santé
évités au total (en 2013, en millions de dollars)
Totaux cumulatifs de certains impacts sur la santé
Région
Est
Ontario
Ouest
Canada
Problèmes
cardiaques et
respiratoires —
Visites en salle
d’urgence
Mortalité
prématurée
Jours de
symptômes
d’asthme
Jours d’activité
restreinte pour
les non
asthmatiques
Liée
aux MP2,5
Ozone annuel
et estival
Autres
(SO2 et NOx)
Total
170
90
9 000
120 000
639,4
60,7
128,4
828,5
86
71
11 000
70 000
284,2
108,7
27,1
420,0
44
57
12 000
34 000
68,4
130,5
8,6
207,5
300
220
31 000
224 000
992,0
299,9
164,1
1 456,0
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence. On ne prévoit
aucun avantage différentiel pour la santé en 2015 et en 2016. Les nombres de chaque colonne peuvent ne pas correspondre au total de la dernière colonne une fois additionnés, car ils ont été arrondis.
6.2.6 Total benefits
6.2.6 Total des avantages
It is estimated that the present value of national environmental
and health benefits associated with the performance standards for
cement will amount to about $1.5 billion over the period.
On estime que la valeur actuelle du total des avantages cumulés
pour l’environnement et la santé à l’échelle nationale, qui sont
associés aux normes de rendement pour le secteur de la fabrication du ciment, s’élèvera à environ 1,5 milliard de dollars au
cours de la période.
6.3 Costs — Cement
6.3 Coûts — Ciment
The proposed Regulations would impose costs on the cement
industry and the federal government.
Le projet de règlement imposerait des coûts à l’industrie du
ciment et au gouvernement fédéral.
6.3.1 Incremental costs to cement industry
6.3.1 Coûts différentiels pour l’industrie du ciment
There are a number of demonstrated practices and technologies
in the cement sector in Canada that can be used to meet the performance standards for NOx and SO2 emissions. Technologies
adopted to comply with the proposed performance standards will
likely differ across facilities to fit their specific physical and
process factors. These technologies are already well established
within the cement industry and can be implemented at relatively
low cost to a company.
Il existe un certain nombre de pratiques et de technologies
éprouvées dans le secteur de la fabrication du ciment au Canada
qui peuvent être utilisées pour se conformer aux normes de rendement en matière d’émissions de NOx et de SO2. Les technologies adoptées pour se conformer aux normes de rendement proposées risquent de diverger d’une usine à l’autre en fonction de leur
capacité et de leurs processus. Ces technologies sont déjà bien
établies dans l’industrie du ciment et peuvent être mises en œuvre
à un coût relativement faible pour une entreprise.
Afin de calculer les coûts, cette analyse suppose que chaque
cimenterie devant prendre des mesures pour satisfaire aux normes
de rendement en matière d’émissions de NOx choisit la réduction
non catalytique sélective en tant que technologie et que l’injection
de chaux est la technologie que choisit chaque usine de ciment
devant prendre des mesures pour se conformer aux normes de
rendement en matière d’émissions de SO2. Même s’il existe d’autres solutions, ces technologies sont représentatives, car elles
semblent être les plus couramment mises en œuvre dans le secteur
canadien et bien établies dans le secteur mondial de la fabrication
du ciment en tant que technologies pouvant être ajoutées à un
système de four pour réduire les émissions de NOx et de SO2.
En outre, les usines qui n’ont pas déjà installé de systèmes
de surveillance continue des émissions devraient le faire d’ici
2015 afin de satisfaire aux normes de surveillance du projet de
règlement.
For the purpose of cost calculations, this analysis assumes that
selective non-catalytic reduction (SNCR) is the technology chosen by each cement facility that needs to take actions to meet the
performance standards for NOx emissions, and that lime injection
is the technology chosen by each cement facility that needs to
take action to meet the performance standards for SO2 emissions.
Although there are other options, these technologies are representative in that they appear to be the most commonly implemented
within the Canadian sector and well established in the global
cement sector as technologies that can be added on to a kiln system to reduce NOx and SO2 emissions.
In addition, facilities which have not already installed CEMS
would need to do so by 2015 in order to meet the monitoring
standards of the proposed Regulations.
• Capital costs
• Coûts en capital
Capital costs that would be incurred by facilities in order to acquire the technologies needed for compliance were modelled as
one-time expenditures in 2017 for NOx and SO2 technologies and
one-time expenditures in 2015 for monitoring technologies. In
addition, it was assumed that all three technologies have a useful
life of 20 years, a constant rate of effectiveness over time, and
Les coûts en capital que les installations engageraient en vue
d’acquérir les technologies nécessaires à la conformité ont été
modélisés en tant que dépenses ponctuelles pour des technologies
de réduction des émissions de NOx et de SO2 en 2017 et pour des
technologies de surveillance en 2015. Par ailleurs, on a supposé
que ces trois technologies ont une durée de vie utile de 20 ans et
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1377
that they do not impact production or non-regulated emissions.
Table 26 below provides a summary of the capital costs of these
technologies considering the number of units expected to be purchased by non-compliant facilities.
un taux constant d’efficacité au fil du temps, et qu’elles n’affectent pas la production ou les émissions non réglementées. Le tableau 26 ci-dessous présente un résumé des coûts en capital de
ces technologies, en tenant compte du nombre d’unités que les
installations non conformes devraient acheter.
Table 26: Capital Compliance Costs
for Cement Facilities
Tableau 26 : Coûts en capital liés à la
conformité pour les cimenteries
Number of
Facilities
Technology
SNCR (NOx)
5
Lime injection (SO2)
CEMS (monitoring)
4
3
Total
Present
Total
Undiscounted
Value
(2015–2035) (2015–2035)
[$ Millions] [$ Millions]
Cost per
Unit
1,040,090
451,226
355,311
Total capital costs
Nombre
d’usines
Technologie
Coût par
unité
Total non
actualisé
(2015-2035)
[en millions
de dollars]
Valeur
actuelle
totale (de
2015 à 2035)
[en millions
de dollars]
4.7
Réduction non
catalytique sélective
(NOx)
5
1 040 090
5,2
4,7
1.6
Injection de chaux
(SO2)
4
451 226
1,8
1,6
1.1
1.0
Systèmes de
surveillance
continue des
émissions
(surveillance)
3
355 311
1,1
1,0
8.1
7.3
8,1
7,3
5.2
1.8
Total des coûts en capital
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars. Present value costs are discounted to the year 2013 with a 3% discount rate to a base year of 2013. The number of facilities which are expected to adopt a given technology cannot be published due to confidentiality concerns. Totals may not add up due to rounding.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012. La valeur
actuelle des coûts est actualisée pour 2013, à un taux d’actualisation de 3 % avec
2013 comme année de référence. Le nombre d’usines qui devraient adopter une
technologie donnée ne peut être publié pour des raisons de confidentialité. Les
nombres étant arrondis, leurs sommes ne correspondent pas nécessairement aux
totaux.
• Operating costs
• Coûts d’exploitation
Facilities that need to take action to comply with the performance standards would also incur incremental annual operating
costs from 2015 to 2035 inclusively. Table 27 below includes
operating costs associated with each emission control technology
included in the analysis.
Les installations devant prendre des mesures pour se conformer
aux normes de rendement devraient également engager des coûts
d’exploitation annuels différentiels de 2015 à 2035, inclusivement. Le tableau 27 ci-dessous comprend les coûts d’exploitation associés à chaque technologie antipollution incluse dans
l’analyse.
Table 27: Operating Compliance Costs
for Cement Facilities
Tableau 27 : Coûts d’exploitation liés à la
conformité pour les cimenteries
Technology
SNCR (NOx)
Lime injection (SO2)
CEMs (monitoring)
Total operating costs
Annual Operating
Cost per Unit
Varies by facility
based on clinker
production —
$0.50/tonne clinker
Varies between
$177,000–
$353,000/facility
$60,000
Total
Undiscounted
(2015–2035)
[$ Millions]
26.5
19.5
Total Present
Value
(2015–2035)
[$ Millions]
18.3
13.5
4.2
3
50.2
34.8
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars. Present value costs are discounted to the year 2013 with a 3% discount rate to a base year of 2013. The number of facilities which are expected to adopt a given technology cannot be published due to confidentiality concerns. Totals may not add up due to rounding.
Technologie
Réduction non
catalytique sélective
(NOx)
Valeur
actuelle totale
Total non
actualisé
(de 2015 à
2035) [en
(2015-2035)
millions de
Coûts d’exploitation [en millions de
annuels par unité
dollars]
dollars]
Varient d’une usine
à l’autre selon
la production
de clinker —
0,50 $/tonne
de clinker
26,5
18,3
Vont de
177 000 $ à
353 000 $/usine
19,5
13,5
60 000 $
4,2
3
50,2
34,8
Injection de chaux
(SO2)
Systèmes de
surveillance continue
des émissions
(surveillance)
Total des coûts d’exploitation
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions
pour la valeur non actualisée et actuelle totale). La valeur actuelle des coûts est
actualisée pour 2013, à un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de
référence. Le nombre d’usines qui devraient adopter une technologie donnée ne
peut être publié pour des raisons de confidentialité. Les chiffres étant arrondis, leurs
sommes ne correspondent pas nécessairement aux totaux.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1378
• Reporting/administrative costs
• Coûts administratifs et de production de rapports
Administrative costs include estimated costs of learning about
the regulations, preparing and submitting reports and maintaining
records (as described in detail in the section ‘“One-for-One”
Rule’ below). The present value of reporting and administrative
costs over the period is approximately $21,000.
Les coûts administratifs incluent les coûts estimatifs de l’apprentissage de la réglementation, de la préparation et de la soumission de rapports, ainsi que de la tenue des dossiers (comme il
est décrit en détail dans la section sur la “Règle du « un pour
un »” ci-dessous). La valeur actuelle des coûts administratifs et
de production de rapports au cours de la période est d’environ
21 000 $.
• Total compliance costs
• Total des coûts liés à la conformité
It is estimated that the present value of total compliance costs
associated with the performance standards for the cement sector
will amount to $42.1 million in present value terms, as shown in
Table 28 below.
On estime que la valeur actuelle du total des coûts liés à la
conformité et associés aux normes de rendement pour le secteur
de la fabrication du ciment s’élèvera à 42,1 millions de dollars,
comme l’illustre le tableau 28 ci-dessous.
Table 28: Present Value of Compliance Costs
Associated with the Performance Standards
for the Cement Sector, by Region
(2015–2035, $ Millions)
Tableau 28 : Valeur actuelle des coûts liés à la conformité et
associés aux normes de rendement pour le secteur
de la fabrication du ciment, par région
(de 2015 à 2035, en millions de dollars)
Region
East
Capital
Costs
Operating
Costs
Reporting
Costs
Less than 0.5
Total
10.5
Région
1.8
8.6
Est
Ontario
2.7
16.3
Less than 0.5
19.0
West
2.8
9.9
Less than 0.5
12.6
Canada
7.3
34.8
Less than 0.5
42.1
Canada
Coûts en
capital
Coûts de
fonctionnement
Coûts de
production
de rapports
Moins de 0,5
Total
1,8
8,6
10,5
Ontario
2,7
16,3
Moins de 0,5
19,0
Ouest
2,8
9,9
Moins de 0,5
12,6
7,3
34,8
Moins de 0,5
42,1
Note: Results are expressed in constant 2012 dollars (millions) using a 3% discount
rate to a base year of 2013.
Remarque : Les résultats sont exprimés en dollars constants de 2012 (en millions) à
l’aide d’un taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
6.3.2 Costs to Government
6.3.2 Coûts pour le gouvernement
Costs to the Government of Canada associated with the proposed performance standards fall into three principal categories:
compliance promotion costs, enforcement costs, and regulatory
administration costs. The estimates of these costs are described
below.
Compliance promotion: It is anticipated that total present value
compliance promotion costs would be $67,100 from 2015 to
2035. Compliance promotion activities may include the distribution of promotional material to explain the proposed Regulations.
Particular emphasis would be placed on the new emissions standards and reporting requirements. All compliance promotion activities would be adjusted according to compliance analyses or if
unforeseen compliance challenges arise.
Les coûts du projet de règlement pour le gouvernement du Canada sont classés dans trois catégories principales : les coûts liés à
la promotion de la conformité, les coûts liés à l’application de la
loi, et les coûts administratifs liés au Règlement. Les estimations
de ces coûts sont décrites ci-dessous.
Promotion de la conformité : La valeur actuelle totale des coûts
de promotion de la conformité devrait s’élever à 67 100 $ de 2015
à 2035. Les activités de promotion de la conformité incluront
peut-être la distribution de matériel promotionnel pour expliquer
le projet de règlement. Un accent particulier serait mis sur les
nouvelles normes d’émissions et exigences en matière de déclaration. Toutes les activités de promotion de la conformité seraient
ajustées en fonction des analyses de la conformité ou en cas de
problèmes de conformité imprévus.
Application de la loi : Le gouvernement fédéral assumerait les
coûts différentiels liés à la formation, aux inspections, aux enquêtes et aux mesures relatives aux infractions présumées. En ce qui
concerne les coûts liés à l’application de la loi, un montant unique
de 150 000 $ (valeur actuelle) serait nécessaire pour la formation
des agents d’application de la loi et pour satisfaire aux exigences
en matière de gestion de l’information. On estime la valeur totale
actuelle des coûts liés à l’application de la loi au cours de cette
période à environ 605 000 $, ce qui inclut les coûts liés aux inspections (y compris les coûts liés à l’exploitation, à l’entretien, au
transport et à l’échantillonnage), aux enquêtes, aux mesures relatives aux infractions présumées (y compris les avertissements, les
ordonnances exécutoires en matière de protection de l’environnement et les injonctions) et aux poursuites.
Gestion du Règlement : On s’attend à ce que le gouvernement
assume ses propres coûts administratifs liés à la création d’une
infrastructure pour la déclaration et afin d’appuyer les soumissions de façon continue. La valeur actuelle des coûts administratifs est estimée à environ 533 000 $.
Enforcement: The federal government would incur incremental
costs related to training, inspections, investigations, and measures
to deal with any alleged violations. With respect to enforcement
costs, a one-time present value amount of $150,000 would be
required for the training of enforcement officers and to meet information management requirements. The total present value of
enforcement costs over the period are estimated to be about
$605,000, comprising the costs of inspections (which include
operation and maintenance costs, transportation and sampling
costs), investigations, measures to deal with alleged violations
(including warnings, environmental protection compliance orders
and injunctions) and prosecutions.
Regulatory administration: Government administration costs are
expected to be incurred by the Government in order to develop
reporting infrastructure and to support submissions on an ongoing
basis. The present value of administrative costs is estimated at
approximately $533,000.
1379
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
6.4 Summary of benefits and costs — Cement
6.4 Résumé des avantages et des coûts — Ciment
Table 29 below summarizes the benefits and costs of the proposed performance standard for the cement sector.
Le tableau 29 ci-dessous résume les avantages et les coûts liés
à la norme de rendement proposée pour le secteur de la fabrication du ciment.
Table 29: Summary of Main Results — Cement ($ Millions)*
Incremental costs and benefits
2014–2020
2021–2025
2026–2030
Total
2014–2035
(Present Value)
2031–2035
Undiscounted
Discounted
A. Quantified impacts ($ millions)
Benefits to Canadians
Environmental benefits (agriculture,
soiling, visibility)
8.5
11.4
12.2
13.1
30.8
GHG benefits
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Health benefits
314.3
503.4
626.2
749.0
1,456.0
Total benefits
322.7
514.7
638.4
762.1
1,486.8
Costs to industry
Capital costs
8.1
0
0
0
7.3
Operating costs
10.9
13.1
13.1
13.1
34.8
Subtotal
19.0
13.1
13.1
13.1
42.1
Costs to Government
Compliance promotion, enforcement and
regulatory administration
0.7
0.3
0.3
0.3
1.2
Total costs
19.8
13.5
13.5
13.5
43.4
Net benefits
302.9
501.3
625.0
748.6
1,443.4
16.4
38.3
47.6
56.7
34.4
Benefit-to-cost ratio
B. Quantified impacts, non-monetized — e.g. from a risk assessment
Reduction in SO2 (kt)
20
25
25
26
96
Reduction in NOx (kt)
12
16
17
17
63
* All numbers are undiscounted except for total (present value) numbers, which are discounted to 2013 using a 3% discount rate.
Note: Administrative costs for industry are not shown because they are in an order of magnitude lower than other costs (total present value is about $15,000).
Tableau 29 : Résumé des principaux résultats — Ciment (en millions de dollars)*
Coûts et avantages différentiels
2014-2020
2021-2025
2026-2030
Total pour la période
de 2014 à 2035
(Valeur actuelle)
2031-2035
Valeur non actualisée
Valeur actualisée
A. Impacts quantifiés (en millions de dollars)
Avantages pour les Canadiens
Avantages pour l’environnement
(agriculture, souillures, visibilité)
Avantages concernant les gaz à effet de
serre
8,5
11,4
12,2
13,1
30,8
s.o.
s.o.
s.o.
s.o.
s.o.
Avantages pour la santé
314,3
503,4
626,2
749,0
1 456,0
Avantages totaux
322,7
514,7
638,4
762,1
1 486,8
Coûts pour l’industrie
Coûts en capital
8,1
0
0
0
7,3
Coûts d’exploitation
10,9
13,1
13,1
13,1
34,8
Sous-total
19,0
13,1
13,1
13,1
42,1
0,7
0,3
0,3
0,3
1,2
19,8
13,5
13,5
13,5
43,4
Coûts pour le gouvernement
Promotion de la conformité, application
de la loi et gestion du Règlement
Coûts totaux
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1380
Tableau 29 : Résumé des principaux résultats — Ciment (en millions de dollars)* [suite]
Coûts et avantages différentiels
2014-2020
2021-2025
2026-2030
Total pour la période
de 2014 à 2035
(Valeur actuelle)
2031-2035
Valeur non actualisée
Valeur actualisée
A. Impacts quantifiés (en millions de dollars) [suite]
Avantages nets
Ratio avantages-coûts
302,9
501,3
625,0
748,6
1 443,4
16,4
38,3
47,6
56,7
34,4
B. Impacts quantifiés non exprimés en termes monétaires (par exemple provenant d’une évaluation des risques)
Réduction des émissions de SO2 (kt)
20
25
25
26
96
Réduction des émissions de NOx (kt)
12
16
17
17
63
* Tous les nombres ne sont pas actualisés, sauf pour le nombre total (valeur actuelle), qui est actualisé pour 2013 à un taux d’actualisation de 3 %.
Note : Les coûts administratifs de l’industrie ne sont pas présentés, car leur ordre de grandeur est plus petit que celui des autres coûts (leur valeur actuelle totale est
d’environ 15 000 $).
7. Uncertainty and sensitivity analysis
7. Analyse d’incertitude et de sensibilité
7.1 Engines
7.1 Moteurs
Sensitivity analysis was undertaken by applying changes to key
variables used in the analysis. Net benefits remain positive for the
range of variables considered (each is discussed in turn below).
Une analyse de sensibilité a été menée en appliquant des modifications aux principales variables utilisées dans l’analyse. Les
avantages nets restent positifs pour l’éventail de variables prises
en considération (chacune d’entre elles est examinée ci-dessous).
A discount rate of 3% is used in the analysis. If a 7% discount
rate is used, net benefits would decrease to $3.6 billion.
Un taux d’actualisation de 3 % est utilisé dans l’analyse. Si on
utilisait un taux d’actualisation de 7 %, les avantages nets diminueraient à 3,6 milliards de dollars.
The analysis assumes a natural gas fuel price of $4/MMBtu for
the operation of the engines. In the sensitivity analysis, net benefits decrease by $78 million when the fuel price decreases by 30%
or increase by $26 million (0.4%) when the fuel price increases
by 30%. The largest fuel savings benefits are expected later in the
period of analysis.
L’analyse suppose un prix du gaz naturel de 4 $/MMBtu pour
le fonctionnement des moteurs. Dans l’analyse de sensibilité, les
avantages nets diminuent de 78 millions de dollars, lorsque le prix
du carburant baisse de 30 %, ou augmentent de 26 millions de
dollars (0,4 %), lorsque le prix du carburant augmente de 30 %.
Les avantages les plus importants liés aux économies de carburant
sont attendus plus tard au cours de la période analysée.
The sensitivity analysis also considers different capital costs
for each engine model replacement or retrofit option. Also, the
difference in cost between the replacement of engines that reach
their end of life with new engines, compared to the cost of replacement with surplus engines, may be higher. Consequently,
capital costs are varied by more or less 50%; net benefits decrease
by $102 million or increase by $102 million, respectively.
Dans le cadre de l’analyse de sensibilité, on examine également
les différents coûts en capital liés au remplacement ou à la mise à
niveau de chaque modèle de moteur. En outre, la différence peut
être plus élevée entre le coût du remplacement des moteurs qui
atteignent la fin de leur vie utile par de nouveaux moteurs et le
coût du remplacement par des moteurs excédentaires. De ce fait,
les coûts en capital ont été variés de plus ou de moins 50 %; les
avantages nets diminuent de 102 millions de dollars ou augmentent de 102 millions de dollars, respectivement.
Similarly, the analysis applies different annual maintenance
and fuel costs depending on the characteristics of each engine
model and/or retrofit option. In the case where maintenance costs
vary by more or less 30%, net benefits increase or decrease by
$57 million. In the case where fuel saved varies by more or less
30%, net benefits in terms of fuel expenditure increase or decrease by $67 million.
De même, l’analyse utilise différents coûts annuels d’entretien
et de carburant en fonction des caractéristiques de chaque modèle
de moteur ou du choix d’une mise à niveau. Si les coûts
d’entretien varient de plus ou de moins 30 %, les avantages nets
augmentent ou diminuent de 57 millions de dollars. Si le carburant économisé varie de plus ou de moins 30 %, les avantages nets
augmentent ou diminuent de 67 millions de dollars sur le plan des
dépenses en carburant.
If all engines were to last 60 years, net benefits would increase
by $247 million. If all engines lasted only 20 years, net benefits
would decrease by $257 million.
Si tous les moteurs duraient 60 ans, les avantages nets augmenteraient de 247 millions de dollars. Mais, si tous les moteurs ne
duraient que 20 ans, les avantages nets diminueraient de 257 millions de dollars.
A summary of the sensitivity analysis is presented in Table 30.
Un résumé de l’analyse de sensibilité est présenté dans le
tableau 30.
Table 30: Sensitivity Analysis for Engines
($ Millions)
Tableau 30 : Analyse de sensibilité pour les moteurs
(en millions de dollars)
Net Present Value
Sensitivity variables
1381
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Lower
Central
Valeur actuelle nette
Variables de sensibilité
Upper
Inférieure
Moyenne
Supérieure
10,613
6,491
3,633
Taux d’actualisation : valeur non
actualisée, 7 %
10 613
6 491
3 633
Natural gas price: -30%, +30%
6,412
6,491
6,517
Prix du gaz naturel : -30 %, +30 %
6 412
6 491
6 517
Capital cost: -50%, +50%
6,389
6,491
6,593
Coût en capital : -50 %, +50 %
6 389
6 491
6 593
Maintenance cost: -30%, +30%
6,548
6,491
6,434
Coût d’entretien : -30 %, +30 %
6 548
6 491
6 434
Net quantity of fuel saved:
-30%, +30%
6,424
6,491
6,558
Quantité nette de carburant économisé :
-30 %, +30 %
6 424
6 491
6 558
6,737
Durée de vie utile d’un moteur :
Tous les moteurs durent 20 ans
(valeur inférieure)
Tous les moteurs durent 60 ans
(valeur supérieure)
6 234
6 491
6 737
Discount rate: Undiscounted, 7%
Engine life:
Lower: all engines last 20 years
Upper: all engines last 60 years
6,234
6,491
Note: Present value in 2012 dollars (millions). Discounted at 3% to base year 2013.
Remarque : La valeur actuelle est exprimée en millions de dollars de 2012, à un
taux d’actualisation de 3 % avec 2013 comme année de référence.
7.2 Boilers and heaters
7.2 Chaudières et fours industriels
Sensitivity analysis was conducted by varying the value of several key parameters in order to examine the effects on net benefits
of changes in several key assumptions. Key parameters considered here are the capital cost per unit, the 40-year equipment life
and the discount rate.
Une analyse de sensibilité a été menée en faisant varier la valeur de plusieurs paramètres principaux afin d’examiner les effets
sur les avantages nets des changements dans plusieurs hypothèses
clés. Les principaux paramètres pris en considération ici sont le
coût en capital par unité, une durée de vie utile de 40 ans pour
l’équipement et le taux d’actualisation.
Dans le cadre de l’analyse, on part du principe que le coût
différentiel en capital attribuable au Règlement s’élève à environ
74 000 $ (soit environ 4 % du coût d’une chaudière classique sans
système de contrôle de NOx). Le tableau 31 ci-dessous présente
les autres coûts en partant d’une valeur supposée de plus ou de
moins 30 %.
In the analysis, approximately $74,000 (or about 4% of the cost
of a conventional boiler without NOx controls) is assumed to represent the incremental capital cost attributable to the Regulations.
Table 31 below presents alternative costs assuming more or less
30% of the assumed value.
Tableau 31 : Analyse de sensibilité du coût en capital pour les
chaudières et les fours industriels
(en millions de dollars)
Table 31: Capital Cost Sensitivity Analysis
for Boilers and Heaters
($ Millions)
Present Value
Sensitivity variables
Net benefits
-30%
Valeur actuelle
Central
1,147.6
Variables de sensibilité
+30%
1,132.9
1,119.0
Avantages nets
-30 %
+30 %
Valeur moyenne
1 147,6
1 132,9
1 119,0
The analysis assumes a 40-year equipment life, which resulted
in 57 (of 828) original boilers that would be subject to performance standards in 2026 or 2036 being replaced prior to the respective compliance dates for original equipment. Table 32 depicts the impact of assuming a 30- or 50-year equipment life in
terms of the number of retrofits required and cost per unit.
Comme l’analyse repose sur l’hypothèse que la durée de vie
utile de l’équipement est de 40 ans, cela implique que 57 chaudières originales (sur 828) seraient soumises aux normes de rendement en 2026 ou en 2036, car elles devraient ainsi être remplacées avant les dates respectives de conformité pour les
équipements originaux. Le tableau 32 illustre les impacts de
l’hypothèse selon laquelle l’équipement a une durée de vie utile
de 30 ou 50 ans, relativement au nombre de mises à niveau nécessaires et au coût par unité.
Table 32: Equipment Life Sensitivity Analysis
for Boilers and Heaters
Tableau 32 : Analyse de sensibilité de la durée de vie utile de
l’équipement pour les chaudières et les fours industriels
Present Value
Sensitivity variables
Number of boilers that would be replaced at
end of useful life
Number of boilers that would be retrofitted
due to Regulations
30 years
615
0
40 years
468
0
Valeur actuelle
50 years
259
23
Variables de sensibilité
Nombre de chaudières qui seraient
remplacées en fin de vie utile
Nombre de chaudières qui seraient mises à
niveau en raison du Règlement
30 ans
40 ans
50 ans
615
468
259
0
0
23
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Table 32: Equipment Life Sensitivity Analysis
for Boilers and Heaters — Continued
Tableau 32 : Analyse de sensibilité de la durée de vie utile de
l’équipement pour les chaudières et les fours industriels (suite)
Present Value
Sensitivity variables
30 years
Number of new modern boilers due to
economic growth
40 years
413
Number of boilers replaced after 2035
(outside of period of analysis)
Valeur actuelle
50 years
54,025
30 ans
40 ans
50 ans
413
413
413
413
546
Nombre de chaudières qui seraient
remplacées après 2035 (ne sont pas incluses
dans la période d’analyse)
213
360
546
51,362
Valeur actuelle du coût en capital (en dollars
par unité)
49 218
54 025
51 362
360
49,218
Variables de sensibilité
Nombre de chaudières modernes qui seraient
installées en raison d’une croissance
économique
413
213
Present value of capital cost ($/unit)
1382
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
As shown above, a longer equipment life implies that a small
number of units (23) would be retrofitted to upgrade their burners
on an original older boiler. Nonetheless, the impact on capital
costs and the overall NPV over the period is low relative to the
net benefits.
The sensitivity analysis of alternative discount rates is presented in Table 33 below.
Comme il est indiqué ci-dessus, une durée de vie utile plus longue pour l’équipement implique qu’un petit nombre de chaudières
originales plus anciennes (23) seraient admissibles pour une mise
à niveau de leurs brûleurs. Néanmoins, les impacts sur les coûts
en capital et la valeur actuelle nette générale pour la période sont
faibles par rapport aux avantages nets.
L’analyse de sensibilité des autres taux d’actualisation est présentée dans le tableau 33 ci-dessous.
Table 33: Discount Rate Sensitivity Analysis
($ Millions)
Tableau 33 : Analyse de sensibilité des taux d’actualisation
(en millions de dollars)
Net Present Value
Sensitivity variables
Net benefit
Lower
(undiscounted)
1,785.0
Central
(3%)
1,132.9
Valeur actuelle nette
Upper
(7%)
651.6
Variables de sensibilité
Avantages nets
Inférieure
(non
actualisée)
1 785,0
Moyenne
(3 %)
Supérieure
(7 %)
1 132,9
651,6
7.3 Cement
7.3 Ciment
A sensitivity analysis was conducted by varying the value of
several key parameters in order to examine the effects on net
benefits of changes in several key assumptions. The variable that
has the largest impact on net benefits is the discount rate. In addition, given that the present value of benefits (discounted at 3%) is
more than 30 times higher than costs, there is a high level of confidence that the cost-benefit analysis would still be positive even
if benefits were largely overestimated. Undiscounted results
as well as results discounted with a 7% discount rate are presented
in Table 34 below.
Une analyse de sensibilité a été menée en faisant varier la valeur de plusieurs paramètres principaux, afin d’examiner les effets
sur les avantages nets des changements dans plusieurs hypothèses
clés. La variable qui a la plus grande incidence sur les avantages
nets est le taux d’actualisation. De plus, étant donné que la valeur
actuelle des avantages (actualisée à 3 %) est plus de 30 fois supérieure aux coûts, un niveau élevé de confiance permet de penser
que l’analyse coûts-avantages resterait positive même si les avantages s’avéraient largement surestimés. Les résultats non actualisés ainsi que ceux actualisés à un taux de 7 % sont présentés dans
le tableau 34 ci-dessous.
Table 34: Discount Rate Sensitivity Analysis
for Cement ($ Millions)
Tableau 34 : Analyse de sensibilité du taux d’actualisation
pour le ciment (en millions de dollars)
Net Present Value
Sensitivity variables
Discount rate
Undiscounted
2,179
Central
(3%)
1,444
Valeur actuelle nette
Variables de sensibilité
7%
882
Taux d’actualisation
Non
actualisée
2 179
Centrale
(3 %)
1 444
7%
882
8. Distributional and competitiveness impacts
8. Impacts sur la répartition et la concurrence
Generally, with respect to the competitiveness impacts of the
proposed performance standards, consideration was given to the
ability of the sector and affected firms to absorb costs (given
profit margins and competitive pressures) or pass on costs to consumers (through higher product prices) given the size of the estimated costs.
Généralement, en ce qui a trait aux impacts des normes de rendement proposées sur la compétitivité, l’analyse considère la capacité du secteur et des firmes ciblées à absorber les coûts
(compte tenu des marges de profit et des pressions de la compétitivité) ou à refiler les coûts aux consommateurs (par une hausse
des prix) selon l’ordre de grandeur des coûts estimés.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1383
8.1 Engines
8.1 Moteurs
The estimated compliance cost impacts associated with the
proposed performance standards for engines are expected to be
distributed across sectors as follows: upstream oil and gas (88%)
and natural gas transmission pipeline (12%). In line with the sector impacts, estimated costs are expected to be distributed across
the country as follows: British Columbia (-5%, due to fuel savings), Alberta (86%), Saskatchewan (8%), Manitoba (<1%), Ontario (3%), Newfoundland and Labrador (7%), and Nova Scotia
(<1%). Although benefits are expected to occur in all provinces
and territories, the largest share of benefits will occur in Alberta.
Les impacts estimés des coûts de mise en conformité liés aux
normes de rendement proposées pour les moteurs devraient se
répartir entre les différents secteurs comme suit : 88 % pour le
secteur de la production de pétrole et de gaz en amont et 12 %
pour le secteur des pipelines de transport de gaz naturel. Conformément aux impacts des secteurs touchés, les coûts estimatifs
devraient se répartir dans tout le pays comme suit : -5 % pour la
Colombie-Britannique (grâce à des économies de carburant),
86 % pour l’Alberta, 8 % pour la Saskatchewan, < 1 % pour le
Manitoba, 3 % pour l’Ontario, 7 % pour Terre-Neuve-etLabrador, et < 1 % pour la Nouvelle-Écosse. Même si les avantages devraient être générés dans l’ensemble des provinces et des
territoires, la plupart d’entre eux le seront en Alberta.
On s’attend à ce que l’importance des coûts estimatifs liés aux
normes de rendement proposées soit faible. En ce qui a trait aux
moteurs modernes, le Règlement correspond à la réglementation
actuelle de l’EPA des États-Unis. De manière générale, les coûts
moyens annuels des normes réglementaires proposées durant la
période représenteraient une petite augmentation par rapport aux
dépenses nettes du secteur du pétrole et du gaz (par exemple une
augmentation de moins de 0,05 % par rapport aux niveaux des
dépenses de 201143), malgré que les coûts pourraient varier selon
les firmes touchées. On s’attend à ce que les exigences concernant
les moteurs originaux aident à réduire de façon importante les
émissions de NOx et qu’elles se traduisent par des économies de
carburant et d’entretien pour certains exploitants. En ce qui
concerne les moteurs originaux, les normes de rendement proposées offrent une souplesse importante relativement à la mise en
œuvre et au calendrier; les exigences incluraient la possibilité
pour les entreprises de se conformer en calculant la moyenne de
leur parc, et la limite la plus stricte en matière d’émissions des
moteurs originaux n’entrerait en vigueur que 11 ans après la mise
en œuvre. Ces dispositions aideraient à réduire le risque de capitaux non recouvrables et permettraient aussi aux entreprises de
planifier leur mise en conformité à l’aide de calendriers d’entretien et d’investissement.
Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés
par les normes de rendement proposées sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour
faire face aux coûts réglementaires. Le secteur de la production de
pétrole et de gaz en amont et les entreprises qui en font partie sont
généralement des preneurs de prix et ne seraient donc pas en mesure de refiler les coûts aux consommateurs. Même si le secteur
de la production de pétrole et de gaz en amont est actuellement
confronté à des pressions concurrentielles en raison de prix du
gaz naturel plus faibles dus à l’exploitation du gaz de schiste aux
États-Unis, et étant donné la souplesse et les coûts minimes associés aux normes de rendement proposées, on s’attend à ce que la
position concurrentielle des entreprises au sein de ce secteur ne
change pas à la suite du projet de règlement. Étant donné que le
secteur de pipelines de transport de gaz naturel est un monopole
réglementé, il pourrait détenir une certaine capacité de refiler les
coûts réglementaires, mais il n’est pas prévu que l’impact soit
important en raison des faibles coûts et de la souplesse associée
aux normes de rendement proposées.
The magnitude of the estimated costs associated with the proposed performance standards is expected to be small. For modern
engines, the Regulations are in line with current U.S. EPA regulations. Overall, the estimated average annual cost of the proposed
performance standards over the period would represent a small
increase relative to sector-wide oil and gas net cash expenditures,
(e.g. less than a 0.05% increase relative to 2011 expenditures),43
though costs would vary across affected firms. The requirements
for original engines would be expected to achieve significant reductions in NOx and to result in fuel and maintenance savings for
some operators. For original engines, the proposed performance
standards provide significant flexibility in both implementation
and timing; the requirements would include the ability for firms
to comply through a fleet average calculation option and the most
stringent emissions limit for original engines would not come into
effect until 11 years after implementation. These provisions
would reduce the potential for stranded capital and allow firms to
plan compliance into maintenance and investment schedules.
The competitive positions of the sectors that would be affected
by the proposed performance standards are varied, and firms
within each sector have different capacities to respond to regulatory costs. The upstream oil and gas sector and the firms within it
are generally price takers and would not be able to pass on costs
to consumers. While upstream natural gas is currently facing
competitive pressures as a result of lower natural gas prices due to
increased shale gas production in the United States, and given the
flexibility and minimal costs associated with the proposed performance standards, it is expected that the competitive position of
firms within this sector would not change. As the natural gas
transmission pipeline sector is a regulated monopoly, there may
be some ability for firms in the sector to pass on regulatory costs,
though the impact is not expected to be material given the small
magnitude of the costs and the flexibility associated with the proposed performance standards.
8.2 Boilers and heaters
8.2 Chaudières et fours industriels
The estimated compliance cost impacts associated with the
proposed performance standards for boilers and heaters are expected to be distributed across sectors as follows: oil sands (48%),
pulp and paper (21%), chemicals (17%), upstream oil and gas
Les impacts sur les coûts liés à la conformité et associés aux
normes de rendement proposées estimés pour les chaudières et les
fours industriels devraient se répartir dans tous les secteurs
comme suit : 48 % pour les sables bitumineux, 21 % pour les
———
———
43
Canadian Association of Petroleum Producers (2013), Net Cash Expenditures of
the Petroleum Industry. www.capp.ca. Costs are undiscounted.
43
Association canadienne des producteurs de pétrole (2013), Net Cash Expenditures of the Petroleum Industry. www.capp.ca. Les coûts ne sont pas actualisés.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1384
(7%), and base metal smelting sectors (5%). In line with the sector
impacts, estimated costs are expected to be distributed across the
country as follows: Alberta (66%), British Columbia (5%), Ontario (13%), Quebec (13%), New Brunswick (1%), and Saskatchewan (1%). All provinces and territories are expected to
benefit from the proposed performance standards; however, the
largest shares of benefits are expected to be realized in Ontario,
Quebec, and Alberta.
pâtes et papiers, 17 % pour les produits chimiques, 7 % pour la
production de pétrole et de gaz en amont, et 5 % pour la fusion
des métaux communs. Conformément aux impacts des secteurs,
les coûts estimatifs devraient se répartir dans tout le pays comme
suit : 66 % pour l’Alberta, 5 % pour la Colombie-Britannique,
13 % pour l’Ontario, 13 % pour le Québec, 1 % pour le NouveauBrunswick, et 1 % pour la Saskatchewan. L’ensemble des provinces et des territoires devrait tirer profit des normes de rendement
proposées, mais la majorité des avantages devraient être reçus en
Ontario, au Québec et en Alberta.
The magnitude of the estimated compliance costs is expected to
be small, given the design of the proposed performance standards.
For modern units, the incremental investment required would be
small relative to the cost of the unit itself. Firms owning original
units that would need to be modified to meet the emission requirements (i.e. those that are high emitters and likely have no
NOx emission controls) would be given a lead time to comply of
up to 20 years, meaning that firms would be able to align investments with capital turnover cycles. The fuel composition, boiler
efficiency, and the use of air preheat for heaters were also considered in specifying the emission intensity requirements. Further,
the proposed Regulations are comparable to the requirements for
similar equipment in many states in the United States.
Compte tenu de la conception des normes de rendement proposées, l’importance des coûts liés à la conformité devrait être
faible. En ce qui a trait aux unités modernes, l’investissement
supplémentaire requis serait faible par rapport au coût de l’unité
elle-même. Les entreprises dont les unités originales nécessiteraient des modifications pour satisfaire aux exigences d’émission
(c’est-à-dire celles qui sont d’importantes émettrices et qui n’ont
probablement aucun système de contrôle des émissions de NOx)
auraient un délai pour se conformer allant jusqu’à 20 ans, ce qui
signifie qu’elles seraient en mesure d’aligner leurs investissements sur les cycles de rotation des capitaux. Afin de préciser
les exigences de l’intensité des émissions, on a également pris
en considération la composition du carburant, l’efficacité de la
chaudière et l’utilisation du préchauffage de l’air pour les fours
industriels. En outre, le projet de règlement ressemble aux exigences relatives à un équipement similaire dans de nombreux
états américains.
The competitive positions of the sectors that would be affected
by the proposed performance standards are varied, and firms
within each sector have different capacities to respond to regulatory costs. Generally, the sectors under consideration are price
takers. Some, such as upstream natural gas and pulp and paper are
currently facing competitive pressures. Nonetheless, given the
lead time, flexibility, and minimal costs associated with the proposed performance standards, it is expected that the competitive
position of firms within these sectors would not change as a result
of the proposed performance standards. As mentioned above, the
incremental cost of LNB technology per unit used in this analysis
is estimated at $74,000 (or approximately 4% greater than the
capital cost of an entire new conventional boiler). On an annual
basis, and taking operating costs into account, this would represent less than a 0.5% cost increase relative to the average annual
cost of a non-compliant unit.44 Moreover, it is not until 2026
that the first original units would be required to be replaced or
retrofitted.
Les positions concurrentielles des secteurs qui seraient touchés
par les normes de rendement proposées sont variées, et les entreprises de chaque secteur disposent de capacités différentes pour
faire face aux coûts réglementaires. En règle générale, les secteurs
en question sont des preneurs de prix. Certains secteurs, comme
celui de la production de pétrole et de gaz en amont et celui des
pâtes et papiers, sont actuellement confrontés à des pressions
concurrentielles. Cependant, étant donné le délai, la souplesse et
les coûts minimes associés aux normes de rendement proposées,
la position concurrentielle des entreprises de ces secteurs ne devrait pas être touchée par ces normes. Tel qu’il a été mentionné
précédemment, le coût différentiel d’un brûleur à faible taux
d’émissions de NOx utilisé dans cette analyse est estimé à
74 000 $ (soit approximativement 4 % plus élevé que le coût en
capital d’une chaudière conventionnelle toute neuve). Sur une
base annuelle et en tenant compte des coûts de fonctionnement,
cela représenterait une augmentation des coûts de moins de 0,5 %
par rapport au coût annuel moyen d’une unité non-conforme44. De
plus, ce n’est pas avant 2026 que les premières unités originales
seraient tenues d’être remplacées ou mises à niveau.
8.3 Cement
8.3 Ciment
The distribution of the estimated compliance cost impacts associated with the proposed performance standards for cement is
as follows: 24% for eastern Canada, 47% for Ontario and 29% for
western Canada regions. It is estimated that the proposed set of
performance standards for the cement industry will result in significant benefits for all three regions (West, Ontario, and East).
La répartition des impacts estimatifs dus aux coûts de mise en
conformité associés aux normes de rendement proposées pour le
secteur de la fabrication du ciment est la suivante : 24 % pour
l’est du Canada, 47 % pour l’Ontario et 29 % pour l’ouest du Canada. On estime que l’ensemble des normes de rendement proposées pour l’industrie du ciment se traduira par des avantages importants dans ces trois régions.
Both inland producers and producers closer to marine ports
(more exposed to international markets) are expected to be affected by the proposed performance standards. It is anticipated
that inland producers may have some limited ability to pass on
costs, while producers closer to marine ports would likely absorb
Les producteurs situés dans l’arrière-pays et ceux situés à
proximité de ports maritimes (qui sont les plus exposés aux marchés internationaux) devraient être affectés par les normes de
rendement proposées. On s’attend à ce que les producteurs situés
dans l’arrière-pays aient des difficultés à refiler les coûts, alors
———
———
44
Average annual capital and operating costs, undiscounted, and divided by a
25-year equipment life of a burner (which has a shorter useful life than the boiler
or heater it is contained within).
44
Les coûts moyens annuels du capital et des opérations non actualisés et divisés
par une vie de 25 ans d’un équipement de brûleur (qui a une vie utile plus courte
que la chaudière ou le four dans lequel il se trouve).
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
costs. However, given the small magnitude of the estimated compliance costs, it is expected that any price increases would be
minimal.
The estimated average annual cost45 of meeting the proposed
performance standards would represent an approximate increase
in production costs of 0.1–1.5% at individually affected facilities,
based on Statistics Canada data for production expenses.46
1385
que les producteurs plus proches de ports maritimes seront en
mesure d’absorber les coûts. Toutefois, étant donné la faible importance des coûts estimatifs liés à conformité, les augmentations
de prix devraient être minimes.
Le coût annuel moyen estimé45 pour se conformer aux normes
de rendement proposées représenterait une augmentation approximative des coûts de production allant de 0,1 % à 1,5 % aux
installations individuellement affectées, selon les données de Statistique Canada pour les dépenses en production46.
“One-for-One” Rule
Règle du « un pour un »
In addition to the effort regulatees would need to make to be in
compliance with the performance standards in the proposed
Regulations, certain administrative tasks would also need to take
place. Environment Canada has estimated the resulting incremental administrative burden from the proposed Regulations.
Overall, the calculations of administrative burden for each set of
performance standards include planning, collecting, processing
and reporting of information, completing forms, and retaining
data required by the federal government to demonstrate compliance with the proposed Regulations.47
En plus des efforts que les parties réglementées devront déployer pour être en conformité avec les normes de rendement du
projet de règlement, certaines tâches administratives devraient
aussi être effectuées. Environnement Canada a estimé le fardeau
administratif différentiel qui résultera du projet de règlement.
Dans l’ensemble, les calculs du fardeau administratif pour chaque
ensemble de normes de rendement incluent la planification, la
collecte, le traitement et la soumission de renseignements, la
complétion de formulaires, et la conservation des données requises par le gouvernement fédéral afin de démontrer la conformité
avec le projet de règlement47.
Comme le projet de règlement devrait se traduire par une augmentation nette du fardeau administratif, en vertu de la règle,
l’initiative réglementaire est considérée comme une « entrée ».
L’augmentation du fardeau dans tous les secteurs concernés par
chaque norme de rendement se fera, par exemple, sous la forme
d’exigences en matière de production de rapports et de tenue de
dossiers.
Selon le modèle des coûts standard du Conseil du Trésor et en
utilisant un taux d’actualisation de 7 %48, le coût administratif
annualisé prévu pour toutes les entreprises soumises au projet de
règlement est d’environ 142 447 $ (en dollars canadiens de 2012).
Les exigences associées à chaque norme de rendement du projet de règlement devraient entraîner une augmentation annualisée
de l’ensemble des coûts administratifs pour toutes les entreprises
concernées d’environ :
— 120 075 $ pour les moteurs (ou 34 $ par petite entreprise, 94 $
par moyenne-grande entreprise ou 5 045 $ par très grande
entreprise);
— 21 135 $ pour les chaudières et les fours industriels (ou entre
14 $ et 23 $ par unité, selon les exigences provinciales actuelles et le type de rapports soumis au gouvernement fédéral);
— 1 237 $ pour le ciment (ou 82 $ par entreprise).
Comme seuls les efforts différentiels sont attribués au projet de
règlement, les estimations du fardeau administratif diffèrent selon
les provinces qui ont déjà des exigences en matière de production
de rapports.
The proposed Regulations are expected to result in a net increase in administrative burden; therefore, the regulatory initiative is considered an “IN” under the rule. Increases in burden in
all sectors affected by each performance standard will take the
form of, for example, reporting and record keeping requirements.
Following the Treasury Board’s standard costing model, and
using a 7% discount rate,48 the expected annualized administrative
cost to all business subject to the proposed Regulations is approximately $142,447 (in 2012 Canadian dollars).
The requirements associated with each performance standard in
the proposed Regulations are estimated to result in an annualized
increase in administrative costs to all relevant businesses of
approximately
— $120,075 for engines (or $34 per small business, $94 per
medium-large business, or $5,045 per very large business);
— $21,135 for boilers and heaters (or between $14 and $23 per
unit, depending on the existing provincial requirements and
the type of reports submitted to the federal government); and
— $1,237 for cement (or $82 per business).
Only incremental efforts are attributed to the proposed Regulations; therefore, estimates of administrative burden differ according to the existing reporting requirements at the provincial level.
———
———
46
46
45
47
48
Average annual capital and operating costs, undiscounted, and divided by a
21-year equipment life.
Cansim tables 303-0060 and 301-0006, Cement Manufacturing, NAICS 32731.
In 2013, industry was surveyed in order to allow them the opportunity to provide
their perspective on elements that could contribute to the administrative burden
of the proposed Regulations.
Note that in the “Benefits and costs” section above, a 3% discount rate was used
for all costs and benefits, including administrative costs. For the purposes of
consistency with other proposed regulations, administrative costs are shown
here using a 7% discount rate, as per Treasury Board Secretariat of Canada
guidelines.
45
47
48
Les coûts moyens annuels en capital et en opérations non actualisés divisés par
une vie d’équipement de 21 ans.
Tableaux Cansim 303-0060 et 301-0006, Fabrication de ciment, SCIAN 32731.
En 2013, l’industrie a été consultée afin de leur donner l’occasion d’apporter
leur point de vue sur les éléments qui pourraient contribuer au fardeau administratif du projet de règlement.
Il est à noter que dans la section « Avantages et coûts » ci-dessus, on a utilisé un
taux d’actualisation de 3 % pour tous les coûts et les avantages, y compris les
coûts administratifs. Aux fins d’uniformité avec d’autres projets de règlements,
les coûts administratifs sont présentés ici en utilisant un taux d’actualisation de
7 %, conformément aux lignes directrices du Secrétariat du Conseil du Trésor du
Canada.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1386
For all sector/equipment groups, the estimates of administrative burden include learning about the administrative requirement (1 hour). Additional components specific to each sector/
equipment group are as follows.49
Pour tous les secteurs ou groupes d’équipement, les estimations
du fardeau administratif comprennent l’apprentissage des exigences administratives (1 heure). Les composantes supplémentaires propres à chaque secteur ou groupe d’équipement sont les
suivantes49.
(a) Engines
a) Moteurs
One-time costs
1. Preparing, approving, and submitting information for original
engines for inclusion in the engine registry for original engines
(1 hour per company, plus 0.2 hours per original engine
greater than 250 kW);
2. Recording and reporting baseline test results for original engines (0.35 hours per baseline test);
3. Notifying the Minister of the Environment if electing to use
fleet averaging (0.5 hours per company); and
4. Submitting the assigned emission value for original engines
in the engine registry if electing to use fleet averaging
(0.25 hours per original engine greater than 250 kW).
Coûts uniques
1. La préparation, l’approbation et la soumission d’informations
pour les moteurs originaux pour inclusion dans le registre des
moteurs (1 heure par entreprise, plus 0,2 heure par moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW);
2. L’enregistrement et l’envoi des résultats des essais de référence pour les moteurs originaux (0,35 heure par essai de
référence);
3. L’envoi d’un avis au ministre de l’Environnement dans le cas du
choix d’utiliser la moyenne du parc (0,5 heure par entreprise);
4. La soumission des valeurs d’émission assignées aux moteurs
originaux pour inclusion dans le registre des moteurs dans le
cas du choix d’utiliser la moyenne du parc (0,25 heure par
moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW).
Ongoing costs
1. Updating the engine registry if changes occur (0.25 hours per
update; 2.7% of original engines are replaced annually and 5%
of original engines require updates);
2. Registering replacement units or replacement modern engines
if electing to use fleet averaging (0.25 hours per registration;
2% of the original engines are replaced by these units or modern engines annually);
3. Preparing and submitting an annual report (0.25 hours per
company, 0.25 hours per test, 0.25 hours per low-use engine to
retrieve operating hours; low-use engines account for 5% of
the engines covered); and
4. Record-keeping (0.1 hours per test, 0.1 to 0.35 hours per
engine covered and, if electing to use the fleet averaging,
0.25 hours per company plus 0.1 hours per original engine
greater than 250 kW).
Coûts récurrents
1. La mise à jour du registre des moteurs si des changements
surviennent (0,25 heure par mise à jour; 2,7 % des moteurs originaux sont remplacés annuellement et 5 % des moteurs originaux nécessitent des mises à jour).
2. L’enregistrement des unités de remplacement ou des moteurs
modernes de remplacement dans le cas du choix d’utiliser la
moyenne du parc (0,25 heure par enregistrement; 2 % des
moteurs originaux sont remplacés chaque année par ces unités
ou moteurs modernes).
3. La préparation et la soumission du rapport annuel (0,25 heure
par entreprise, 0,25 heure par essai, 0,25 heure par moteur à
faible utilisation pour récupérer les heures de fonctionnement;
les moteurs à faible utilisation comptent pour 5 % des moteurs
couverts).
4. La conservation des dossiers (0,1 heure par essai, 0,1 à
0,35 heure par moteur visé et, dans le cas du choix d’utiliser la
moyenne du parc, 0,25 heure par entreprise ainsi que 0,1 heure
par moteur original ayant une puissance d’au moins 250 kW).
(b) Boilers and heaters
b) Chaudières et fours industriels
1. Preparing and submitting the initial report for original units
and modern units, depending upon existing provincial requirements (retrieving data, reviewing and approving the report,
and submitting the report)
a. for original units in Alberta and Quebec: 3 hours for
class 70 and class 80 units, and 2 hours for other units;
b. for original units in other provinces: 5 hours for class 70
and class 80 units, and 3 hours for other than class 70 and
class 80 units; and
c. for modern units in Alberta and Quebec: 3.5 hours; for
those in other provinces: 5.5 hours.
2. Preparing and submitting the annual report (retrieving data,
reviewing and approving the report, and submitting the report): 2 hours.
3. Updating data if a unit switches to alternative gaseous fuel:
2 hours.
1. Préparer et soumettre le rapport initial pour les unités modernes et originales, en considération des exigences provinciales
existantes (récupération de données et examen, approbation et
présentation du rapport) :
a. pour les unités originales situées en Alberta et au Québec :
3 heures pour les unités de classe 70 et de classe 80, et
2 heures pour les autres unités;
b. pour les unités originales situées dans d’autres provinces :
5 heures pour les unités de classe 70 et de classe 80, et
3 heures pour les autres unités;
c. pour les unités modernes situées en Alberta et au Québec :
3,5 heures; pour celles dans les autres provinces :
5,5 heures.
2. Préparer et soumettre le rapport annuel (récupération de
données et examen, approbation et transmission du rapport) :
2 heures.
3. Mettre à jour les données si un appareil change de carburant :
2 heures.
———
———
49
Values are presented per business for engines and cement, and per unit for
boilers/heaters.
49
Les valeurs sont présentées par entreprise pour les moteurs et le ciment, et par
unité pour les chaudières et les fours industriels.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1387
(c) Cement
1. Preparing and submitting report: 2 hours.
a. This step includes retrieving data, reviewing and approving
the report, and submitting the report.
2. Record keeping: 0.5 hours.
These new costs will require equal and off-setting administrative cost reduction to existing regulations, and as these are new
Regulations, Environment Canada will also be required to repeal
at least one existing Regulations within two years.
c) Ciment
1. Préparer et soumettre le rapport : 2 heures.
a. Cette étape comprend la récupération de données et l’examen, l’approbation et la transmission du rapport.
2. Conserver les dossiers : 0,5 heure.
Ces nouveaux coûts devront être compensés à valeur égale par
une réduction des coûts administratifs relativement aux règlements existants. Aussi, puisqu’il s’agit d’un nouveau règlement,
Environnement Canada devra abroger au moins un règlement
existant dans les deux ans.
Small business lens
Lentille des petites entreprises
The purpose of the small business lens is to drive better analysis of small business realities and consultation at the earliest
stages of regulatory design, and to consider flexible compliance
approaches that minimize costs for small businesses operating in
Canada.
L’objectif de la lentille des petites entreprises consiste à favoriser une meilleure analyse des réalités des petites entreprises et
leur consultation dès les premières étapes de la conception des
règlements et à prendre en considération des approches flexibles
en matière de conformité qui réduisent au minimum les coûts
pour les petites entreprises exploitées au Canada.
a. Engines
a. Moteurs
At this time, based on industry databases and two separate
rounds of outreach to small businesses in the oil and gas sector,
Environment Canada estimates that there are a total of 280 businesses that operate engines and could be classified as small businesses (annual net revenue of $30,000–$5 million). In addition,
Environment Canada further estimates that these companies operate 2 engines on average, for a total of 560 engines, which represents less than 10% of the total number of original engines subject
to the proposed Regulations.50 These are rough estimates, and it is
likely that the number of companies in the sector and the number
of engines each company operates is actually lower.
À l’heure actuelle, selon les bases de données de l’industrie et
deux séries distinctes de communication aux petites entreprises
dans le secteur de la production de pétrole et de gaz, Environnement Canada estime qu’il y a en tout 280 entreprises qui exploitent des moteurs et qui pourraient être classées en tant que petites
entreprises (chiffre d’affaires net annuel de 30 000 $ à 5 millions
de dollars). En outre, Environnement Canada estime que ces
entreprises exploitent 2 moteurs en moyenne, pour un total de
560 moteurs, ce qui représente moins de 10 % du nombre total de
moteurs originaux soumis au projet de règlement50. Il s’agit là
d’estimations approximatives et il est probable que le nombre
d’entreprises du secteur et le nombre de moteurs que chaque
entreprise exploite soient en réalité plus faibles.
• Regulatory flexibility analysis
• Analyse de la flexibilité réglementaire
A fleet average approach to address emissions from original
engines is proposed. As a result, in an operator or owner’s fleet,
some engines would emit more than the fleet average and their
emissions would not be required to be controlled because other
engines would emit less than the fleet average. Additional reporting, record-keeping and compliance requirements are associated with this option, because a fleet average requires more verification and calculation to ensure that the intended environmental
outcomes are reached. For example, an hour meter must be installed on each engine, and the operating hours and the calculation of the fleet average must be reported each year.
Une approche qui consiste à prendre en compte la moyenne du
parc pour réduire les émissions provenant des moteurs originaux a
été proposée. Ainsi, dans le parc d’un exploitant ou d’un propriétaire, certains moteurs pourraient émettre plus que la moyenne du
parc, mais leurs émissions ne seraient pas tenues d’être contrôlées, car les autres moteurs émettraient moins que la moyenne du
parc. Des exigences supplémentaires en matière de production de
rapports, de tenue de dossiers et de respect de la conformité sont
associées à cette solution, car la moyenne du parc nécessite plus
de vérifications et de calculs afin de veiller à ce que les résultats
environnementaux attendus soient atteints. Par exemple, un
compteur d’heures doit être installé sur chaque moteur, afin de
déclarer chaque année les heures d’exploitation et le calcul de la
moyenne du parc.
———
———
50
The estimate of the number of engines operated by small businesses resulted
from consultations with small businesses identified initially using National Pollutant Release Inventory (NPRI) data and a database of oil and gas facilities purchased from the company HIS Inc. This initial list was cross-referenced with
Hoover’s, an industry database service from Dun and Bradstreet, to identify
which companies in the dataset are small businesses. Furthermore, during the
development of these performance standards, seven large companies provided
an engine inventory that accounts for an estimated 40% of the total number of
original engines subject to the proposed Regulations. This information was
combined to estimate the number of small businesses affected and the ratio of
engines per small business, allowing for the design of the regulatory options described in the regulatory flexibility analysis and the calculation of the administrative and compliance costs that would result from the implementation of the
proposed Regulations.
50
L’estimation du nombre de moteurs exploités par les petites entreprises résulte
de consultations avec des petites entreprises initialement identifiées grâce à des
données de l’Inventaire national des rejets de polluants et à une base de données
des installations de production de pétrole et de gaz achetée auprès de la compagnie IHS Inc. Cette liste initiale a été recoupée avec celle de Hoover, un service
de base de données de l’industrie de Dun et Bradstreet, afin de savoir quelles entreprises de la base de données étaient petites. Par ailleurs, au cours de l’élaboration de ces normes de rendement, sept grandes entreprises ont fourni un inventaire des moteurs qui représente environ 40 % du nombre total de moteurs
originaux soumis au projet de règlement. Cette information a été combinée pour
faire une estimation du nombre de petites entreprises touchées et du ratio des
moteurs par petite entreprise, ce qui a permis la conception des solutions réglementaires décrites dans l’analyse de la souplesse réglementaire et le calcul des
coûts administratifs et de conformité qui résulteraient de la mise en œuvre du
projet de règlement.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1388
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
A second regulatory option, the flat limit option, is also available, and is aimed mainly at small businesses that are expected to
operate fewer engines. This option was added based on the recognition that the fleet average approach requires additional administrative reporting, but offers no compliance benefits to small businesses with few engines. The flexibility of two approaches
provides a measure of administrative burden relief to small
businesses.
The flat limit option requires 50% of an operator’s original
fleet to emit less than 4 g/kWh by 2021, and 100% of the original
fleet to emit less than 4 g/kWh by 2026. Given that this option is
enforceable on a per-engine basis by conducting a performance
test to verify compliance, less reporting and record-keeping are
required.
The flat limit option replaced the fleet average as the default
option in order to decrease administrative burden; small businesses will not need to send a notice to the Minister to indicate
their choice of using the flat limit. Regulatees that elect to use the
fleet average must send a notice to the Minister.
Table 35 below compares the administrative and compliance
costs of both regulatory options for small businesses.
Une deuxième solution réglementaire, celle de la limite uniforme, est également disponible et vise principalement les petites
entreprises qui sont censées exploiter moins de moteurs. Cette
solution a été ajoutée, car l’approche de la moyenne du parc nécessite la production de rapports administratifs supplémentaires,
mais n’offre aucun avantage en matière de conformité aux petites
entreprises qui exploitent peu de moteurs. La souplesse de ces
deux approches permet aux petites entreprises d’alléger leur fardeau administratif.
La solution de la limite uniforme exigerait que la moitié du
parc d’origine d’un exploitant émette moins de 4 g/kWh d’ici
2021 et que tout son parc d’origine émette moins de 4 g/kWh
d’ici 2026. Étant donné que cette solution est exécutoire pour
chaque moteur individuellement au moyen d’un essai de rendement pour vérifier la conformité, l’exploitant aura moins de rapports à produire et de dossiers à conserver.
Comme la solution de la limite uniforme a remplacé la
moyenne du parc en tant que solution par défaut afin de réduire le
fardeau administratif, les petites entreprises n’auront pas à envoyer d’avis au ministre pour indiquer leur choix d’utiliser cette
solution. Par contre, les parties réglementées qui choisissent
d’utiliser la moyenne du parc doivent envoyer un avis au ministre.
Le tableau 35 ci-dessous compare les coûts administratifs et de
conformité de ces deux solutions réglementaires pour les petites
entreprises.
Table 35: Administrative and Compliance Costs for the Flat-Limit and Fleet Average Options
Flat Limit
(Flexible Option)
Short description
Fleet Averaging
(Original Option)
- Easier to administer
- Reduced record-keeping and reporting requirements
- More cost-effective for companies who operate few
engines
Number of small businesses
- Increased record-keeping and reporting requirements
- Compliance more difficult to assess
- More cost-effective for companies who operate many
engines
280
Annualized Average ($)
Present Value ($)
280
Annualized Average ($)
Present Value ($)
Compliance costs
Capital costs
1,714,251
33,600,000
1,714,251
33,600,000
Operation, maintenance and testing costs
6,228,453
153,391,455
6,228,453
153,391,455
638
13,650
17,000
350,019
Costs relating to calculation
Administrative costs
Total costs (all small businesses)
Total cost per small business
Risk considerations
9,841
234,054
12,504
297,245
7,953,183
187,239,159
7,972,208
187,638,719
28,404
668,711
28,472
670,138
No risk
No risk
Note: Costs have been estimated using the Standard Cost Model, using 2012 Canadian dollars, and a 21-year time horizon using a 3% discount rate. Detailed calculations
are available upon request.
Tableau 35 : Coûts administratifs et de conformité pour la solution de la limite uniforme et celle de la moyenne du parc
Limite uniforme
(solution flexible)
Brève description
Nombre de petites entreprises
Calcul de la moyenne du parc
(solution initiale)
- Plus facile à gérer
- Moins d’exigences en matière de conservation de
dossiers et de production de rapports
- Plus rentable pour les entreprises qui exploitent peu
de moteurs
280
- Plus d’exigences en matière de conservation de
dossiers et de production de rapports
- Conformité plus difficile à évaluer
- Plus rentable pour les entreprises qui exploitent
beaucoup de moteurs
280
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1389
Tableau 35 : Coûts administratifs et de conformité pour la solution de la limite uniforme et celle de la moyenne du parc (suite)
Moyenne annualisée
(en dollars)
Valeur actuelle
(en dollars)
Moyenne annualisée
(en dollars)
Valeur actuelle
(en dollars)
Coûts liés à la conformité
Coûts en capital
1 714 251
33 600 000
1 714 251
33 600 000
Coûts d’exploitation, d’entretien et d’essais
6 228 453
153 391 455
6 228 453
153 391 455
638
13 650
17 000
350 019
Coûts liés au calcul
Coûts administratifs
Coûts totaux (toutes les petites entreprises)
Coût total par petite entreprise
Considérations à l’égard des risques
9 841
234 054
12 504
297 245
7 953 183
187 239 159
7 972 208
187 638 719
28 404
668 711
28 472
670 138
Aucun risque
Aucun risque
Remarque : L’estimation des coûts a été faite à l’aide du modèle de prévision des coûts standard, en dollars canadiens de 2012, avec un horizon de 21 ans et un taux
d’actualisation de 3 %. Le détail des calculs est disponible sur demande.
Table 35 demonstrates that, per business, administrative costs
under the flat limit option are 21% lower than under the fleet
averaging option. Coupled with marginally smaller compliance
costs, the flat limit option imposes an estimated $28,404 in annualized costs on small businesses, while the fleet averaging option
imposes an estimated $28,472 in annualized costs. This amounts
to a total savings of $19,025 for all small businesses over the
period ($1,427 per business, or $68 per business annualized). As a
result, the flat limit option is recommended for small businesses.
Le tableau 35 indique que les coûts administratifs par entreprise sont moins élevés (21 %) dans le cadre de la solution de la
limite uniforme que dans le cadre de la solution du calcul de la
moyenne de la flotte. Associée à des coûts de conformité légèrement plus faibles, la solution de la limite uniforme impose aux
petites entreprises des coûts annualisés estimés à 28 404 $, tandis
que la solution du calcul de la moyenne du parc impose des coûts
annualisés estimés à 28 472 $. Cela équivaut à une économie
totale de 19 025 $ pour toutes les petites entreprises pendant la
période analysée (1 427 $ par entreprise, ou 68 $ par entreprise en
valeur annualisée). Par conséquent, on recommande la solution de
la limite uniforme pour les petites entreprises.
•
•
Further consideration of flexible options
In addition to reducing administrative costs for small businesses, Environment Canada is also proposing an exemption from
the requirements for original engines for small businesses.
Environment Canada reached out to the small business community during consultations in the fall of 2012 and the spring of
2013. Environment Canada has also spoken with industry associations representing both large and small businesses in the oil and
gas sectors. The associations were unable to provide the
company-level information needed to decide what threshold to set
to exempt small businesses from compliance and indicated that
small businesses would likely only provide information once draft
Regulations were published.
Between this publication and the final publication in the Canada Gazette, Part II, Environment Canada will seek to directly
engage small businesses through consultations to introduce
workable options to reduce the burden on small business.
Autres considérations à l’égard des solutions flexibles
En plus de réduire les coûts administratifs pour les petites entreprises, Environnement Canada propose également une dispense
des exigences relatives aux moteurs originaux pour les petites
entreprises.
Environnement Canada a communiqué avec la communauté
des petites entreprises dans le cadre de consultations tenues à
l’automne 2012 et au printemps 2013. Environnement Canada a
également discuté avec des associations de l’industrie représentant à la fois les grandes et les petites entreprises du secteur de la
production de pétrole et de gaz. Les associations ont été incapables de fournir les renseignements au niveau des entreprises individuelles qui sont nécessaires pour décider quel seuil devrait être
fixé afin de dispenser les petites entreprises d’avoir à se conformer aux exigences et ont indiqué qu’elles seront probablement en
mesure de fournir ces renseignements seulement une fois que le
projet de règlement sera publié.
Entre cette publication et la dernière publication dans la
Partie II de la Gazette du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer directement les petites entreprises au
moyen de consultations afin de proposer des solutions pratiques
pour réduire le fardeau des petites entreprises.
b. Boilers and heaters
b. Chaudières et fours industriels
For boilers and heaters, the proposed Regulations include an
emission threshold to include only boilers and heaters with a rated
capacity greater than 10.5 GJi/hr. It is expected that this size
threshold would exclude all small businesses using boilers and
heaters.
En ce qui concerne les chaudières et les fours industriels, le
projet de règlement comprend des normes de rendement visant
uniquement les équipements ayant une capacité nominale supérieure à 10,5 GJi/h. Ce seuil de capacité devrait exclure toutes les
petites entreprises utilisant des chaudières et des fours industriels.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1390
c. Cement
c. Ciment
All cement manufacturing facilities in Canada are either entirely or partially owned and operated by large, multinational
firms. Therefore, the proposed Regulations would not impose any
level of direct compliance cost and/or administrative cost on
small businesses.
Toutes les usines de ciment au Canada sont entièrement ou partiellement détenues et exploitées par de grandes sociétés multinationales. Par conséquent, le projet de règlement n’imposerait aucun niveau de coût administratif ou de conformité direct aux
petites entreprises.
Consultation
Consultation
Stakeholders have been engaged extensively in the development of a new air quality management system for many years.
Between April and December 2007, following the publication of
the Turning the Corner plan, a series of targeted meetings were
held with provincial/territorial governments, NGOs and with industrial sectors. In 2008, once federal officials started developing
an alternative framework in collaboration with stakeholders and
provinces, work sessions (teleconferences and face-to-face meetings) focused on the various possible key components that would
be included.
Des intervenants ont été appelés à participer activement pendant de nombreuses années à l’élaboration d’un nouveau système
de gestion de la qualité de l’air. Entre avril et décembre 2007,
après la publication du plan Prendre le virage, une série de rencontres ciblées a eu lieu avec des représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des organisations non gouvernementales et différents secteurs industriels. En 2008, à la suite
du commencement des travaux visant à élaborer un nouveau
cadre de travail, des fonctionnaires fédéraux ont travaillé en collaboration avec les différents intervenants ainsi qu’avec les provinces. Des séances de travail (téléconférences et réunions en
personne) portant sur les différents éléments clés possiblement
inclus dans ce nouveau cadre ont eu lieu.
Treize groupes de travail, avec des représentants provinciaux et
territoriaux et des intervenants, ont élaboré des exigences préliminaires relatives aux émissions industrielles pour chacun des
secteurs touchés, et ce, au moyen d’un processus de prise de décisions fondé sur le consensus. Pendant plus de deux ans, plus de
300 représentants des gouvernements provinciaux, de l’industrie
et des organisations non gouvernementales ont participé, avec des
fonctionnaires fédéraux, à l’élaboration d’un nouveau Système
complet de gestion de l’air.
En 2010, un nouveau processus a été lancé en vue d’apporter
des précisions et de se prononcer sur plusieurs questions de compétence et de droit. De nombreux groupes de travail multilatéraux
ont continué à œuvrer, y compris les groupes de travail sur les
exigences EBEI, afin d’apporter plus de détails. À la fin de ce
processus, au début de 2012, un Système de gestion de la qualité
de l’air plus défini a pu voir le jour grâce à de vastes processus de
collaboration fondés sur le consensus.
Plusieurs organisations non gouvernementales de premier plan
en matière d’environnement et de santé à l’échelle nationale ont
participé à l’élaboration de ce système et ont appuyé la création
de règlements fédéraux. Cependant, ce ne sont pas toutes les organisations non gouvernementales qui appuient les exigences de
base des EBEI, et certaines, au cours des discussions au sein de
leur groupe de travail, étaient en faveur de normes de rendement
plus strictes.
Après mars 2012, les groupes de travail sur les exigences EBEI
ont été dissous et Environnement Canada a entamé des discussions techniques, préalables à l’adoption du Règlement, avec les
provinces, les territoires et les parties potentiellement réglementées, sur les questions liées à la mise en œuvre des exigences
EBEI. Dans certains cas, les organisations non gouvernementales
ont été invitées à participer à ces activités. En outre, Environnement Canada a informé les membres du Comité de protection et
de planification relatives à l’environnement du Conseil canadien
des ministres de l’environnement des progrès réalisés concernant
le projet de règlement et du fait que la plupart des exigences
EBEI seront incluses dans une série de règlements.
Thirteen working groups with provincial, territorial and stakeholder representatives developed preliminary industrial emission
requirements for each of the affected sectors through a consensusbased decision-making process. More than 300 representatives
from provincial governments, industry and non-governmental
organizations participated with federal officials in the development of a new Comprehensive Air Management System over two
years.
In 2010, a new process was launched to clarify and decide
upon several jurisdictional and legal issues. Many multistakeholder working groups continued, including the BLIERs
working groups, to flesh out more details. At the end of this process, in early 2012, a more refined AQMS was the result of extensive collaborative, consensus-based processes.
Several prominent national environmental and health nongovernmental organizations were involved in the development of
the AQMS and have supported the creation of federal regulations.
However, not all NGOs are supportive of the base level nature of
the BLIERs, and in working group discussions, were often in
favour of more stringent performance standards.
After March 2012, the BLIERs working groups were dissolved
and Environment Canada began pre-regulatory technical discussions with provinces, territories and potential regulatees on the
issues related to the implementation of the BLIERs. In some
cases, non-governmental organizations were invited to participate
in these activities. In addition, Environment Canada informed
members of the Environmental Planning and Protection Committee of the Canadian Council of Ministers of the Environment
(CCME) of progress on the proposed Regulations and on the concept that most of the BLIERs requirements will be included in
one set of regulations.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1391
Consultations specific to each BLIER with provincial and territorial governments, industry, and non-governmental organizations
are discussed below.
À l’exception du Québec, les provinces et les territoires appuient le projet de règlement, car le gouvernement fédéral le développe de la façon la plus transparente possible et le rédige de
sorte à minimiser les dédoublements d’essais, de rapports et de
mesures d’application de la loi. Toutefois, le Québec appuie les
objectifs généraux du Système de gestion de la qualité de l’air et
collaborera avec les différents intervenants afin de mettre en œuvre des éléments de gestion de la qualité de l’air à l’échelle locale
et régionale.
Dans l’ensemble, les préoccupations concernant les chevauchements et/ou le dédoublement avec des règlements provinciaux,
ainsi que des charges administratives plus générales, ont été abordées par les moyens suivants :
— Là où les exigences diffèrent, les parties réglementées peuvent
demander à utiliser les exigences provinciales existantes relatives aux essais de rendement au lieu de celles identifiées dans
le projet de règlement;
— Les informations demandées dans le projet de règlement sont
limitées au montant minimum requis pour déterminer la
conformité;
— Lorsque applicable, des systèmes de déclaration unique seront
mis en place pour les exigences fédérales et provinciales;
— Bien que les inspections se déroulent actuellement en coordination avec les agents provinciaux d’application de la loi à
certains moments, Environnement Canada se penchera sur la
possibilité d’avoir plus d’inspections coordonnées avec les
agents provinciaux d’application de la loi.
Les consultations propres à chaque exigence EBEI avec les
gouvernements provinciaux et territoriaux, l’industrie et les organisations non gouvernementales sont présentées ci-dessous.
a. Engines
a. Moteurs
The consultation process for the engine requirements of the
proposed Regulations began in the fall of 2009, as part of the
initial BLIER development for upstream oil and gas NOx sources.
The engine expert working group was formed in early 2011. Representatives from the upstream oil and gas and natural gas transmission pipeline industries, provinces, other government departments, environmental non-governmental organizations (ENGOS),
engine and emission control technology manufacturers/retailers
and emissions testing companies met regularly to discuss technical issues and share information about different emission limits
for modern and original engines. For modern engines, at the end
of that process, there was general agreement on the broad elements with the exception of the phased-in limit. While Environment Canada and ENGOs supported alignment with the NOx limit
of 1.3 g/kWh after a three-year period, as implemented in 2010 by
the U.S. EPA, provinces and industry were of the view that the
less stringent limit of 2.7 g/kWh was more appropriate.
Le processus de consultation portant sur les exigences relatives
aux moteurs, proposées dans le projet de règlement, a débuté à
l’automne 2009, dans le cadre de l’élaboration initiale des EBEI
pour les sources de NOx du secteur du pétrole et du gaz en amont.
Le groupe de travail d’experts sur les moteurs a été formé au
début de 2011. Des représentants de l’industrie pétrolière et gazière, de l’industrie des pipelines de transport de gaz naturel, des
provinces, d’autres ministères gouvernementaux, d’organisations
non gouvernementales de l’environnement (ONGE), des fabricants et des détaillants de moteurs et de technologies antipollution, ainsi que des entreprises spécialisées en essais de rendement
se sont réunis régulièrement pour discuter de questions techniques
et partager des renseignements sur les différentes normes
d’émissions pour les moteurs modernes et originaux. À la fin de
ce processus, les différents intervenants étaient en accord avec les
éléments généraux concernant les moteurs modernes à l’exception
de la seconde phase de normes d’émissions. Alors qu’Environnement Canada et les ONGE appuyaient une harmonisation, après
une période de trois ans, avec la norme d’émissions de 1,3 g/kWh
mise en œuvre en 2010 par l’EPA des États-Unis, les provinces et
l’industrie étaient d’avis que la norme moins contraignante de
2,7 g/kWh serait plus appropriée.
Concernant les moteurs originaux, aucun consensus n’a pu être
atteint. L’Alberta, Environnement Canada et les ONGE proposaient des normes d’émissions par moteur allant de 2,7 g/kWh à
4,0 g/kWh. Le secteur des pipelines de transport de gaz naturel
proposait une moyenne annuelle pour leur parc de moteurs alors
que le secteur pétrolier et gazier proposait une norme d’émissions
de 4,0 g/kWh pour les moteurs ayant été relocalisés. Au début de
l’année 2012, parallèlement aux réunions supplémentaires tenues
avec le groupe de travail d’experts, Environnement Canada a
rencontré des représentants des provinces de la ColombieBritannique, de l’Alberta, de la Saskatchewan et de l’Ontario. Les
The provinces and territories, with the exception of Quebec, are
supportive of the proposed Regulations because the federal government is developing them in the most transparent way possible
and writing them to minimize duplication in testing, reporting and
enforcement. Quebec supports the general objectives of the
AQMS and will collaborate with jurisdictions to implement the
local and regional air quality management element.
Overall, concerns about overlap and/or duplication with provincial regulations, as well as administrative burden more generally, have been addressed in the following ways:
— Where requirements differ, regulatees are able to apply to use
existing provincial testing requirements in place of those identified in the proposed Regulations;
— Information requested in the proposed Regulations is limited
to the minimum amount required to determine compliance;
— Where applicable, single-reporting measures for federal and
provincial requirements will be put in place; and
— Although inspections currently take place in coordination with
provincial enforcement officers at times, Environment Canada
will look into the possibility of further coordinating inspections with provincial enforcement officers.
For original engines, a consensus was not reached. Alberta,
Environment Canada and ENGOs proposed engine limits ranging
from 2.7 g/kWh to 4.0 g/kWh. The natural gas transmission pipeline sector proposed a fleet average and the oil and gas sector
proposed to apply a standard of 4.0 g/kWh to relocated engines.
In parallel with the extended expert working group meetings in
early 2012, Environment Canada met with representatives from
the provinces of British Columbia, Alberta, Saskatchewan and
Ontario. Federal government officials and provincial participants
agreed in principle to a fleet average approach with the emission
limit at 4.0 g/kWh, to address NOx emissions from original
Canada Gazette Part I June 7, 2014
engines. This agreement in principle was not completed in time
to present to the extended expert working group and for an agreement to be reached; nonetheless, it became the basis of the proposed Regulations.
After March 2012, the pre-regulatory discussions began focusing on implementation details. In August 2012, a first working
document was distributed by Environment Canada, and consultations were held in the following month. More than 1 000 stakeholders were invited to participate in these consultations, including previous BLIERs process participants (ENGOs, provincial
representatives and affected industrial sectors), other companies
identified using an upstream oil and gas database, and industry
associations. Over 70 individuals attended the information sessions outlining the contents of the first working document distributed, and attendees were invited to provide written comments by
October 2012.
Stakeholder concerns can be loosely grouped into four main
categories. These categories and how they were addressed are as
follows:
1. Three-year phase-in of 1.3 g/kWh limit for modern engines:
The original working document had proposed an initial limit
of 2.7 g/kWh and after a three-year period reduced this limit to
1.3 g/kWh. Stakeholders were concerned about the lack of
evidence indicating that engines were capable of achieving this
limit in Canadian circumstances, particularly under field conditions using unprocessed gas. Environment Canada has modified the requirements such that, at this time, there is no longer
a requirement to meet the 1.3 g/kWh limit. This modification
recognizes the difficulty of meeting a limit of 1.3 g/kWh while
still achieving significant environmental benefits compared to
current engine regulations in much of Canada.
2. Lack of sampling port and additional reference methods: Industry stakeholders raised concerns that the requirements regarding the location of the sampling ports outlined in the
working document would be costly when applied to original
engines because they would require the installation of a sampling port conforming with the reference methods as well as a
platform to have access to it. A sampling port, or a hole in the
exhaust manifold where a probe may be inserted, conforms to
the reference methods if it is located far enough from any flow
disturbance. Environment Canada agreed with this concern,
and developed an exception for original engines complying
with the limit in terms of ppmv. For these engines, the test
could now be conducted at any location in the exhaust manifold. For emissions measured in terms of ppmv, this exception
does not compromise accuracy. Environment Canada also
added additional reference methods for the measurement of
NOx as requested by industry stakeholders to provide more
options.
3. Excessive administrative requirements: Industry stakeholders
provided comments indicating that the Regulations should not
require reporting, but that companies should be required to
maintain records which could be audited. Environment Canada
is of the view that reporting is an important component of
regulatory compliance assurance and enforcement. However,
the reporting requirements were significantly streamlined to
ensure that a minimum of information was being asked from
industry while still providing the information required to determine compliance. For example, test results and updates to
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1392
fonctionnaires du gouvernement fédéral et les représentants des
gouvernements provinciaux ont donné leur accord de principe
concernant une approche de la moyenne avec une norme
d’émissions de 4,0 g/kWh, afin de réduire les émissions de NOx
provenant des moteurs originaux. Cet accord de principe n’a pas
été terminé à temps pour être présenté au groupe de travail
d’experts ou pour atteindre un consensus au sein de ce groupe;
néanmoins, il a servi de base à ce projet de règlement.
Après mars 2012, les discussions préalables au processus réglementaire ont commencé à porter sur les détails relatifs à la
mise en œuvre. En août 2012, Environnement Canada a distribué
un premier document de travail et, le mois suivant, une série de
consultations a eu lieu. Plus de 1 000 intervenants ont été invités à
participer à ces consultations, y compris les précédents participants au processus d’élaboration des EBEI (des représentants
provinciaux, des ONGE et des secteurs industriels touchés), d’autres entreprises identifiées à l’aide d’une base de données sur le
secteur de la production de pétrole et de gaz, ainsi que des associations de l’industrie. Plus de 70 personnes ont assisté aux séances d’information décrivant le contenu du premier document de
travail distribué, et les participants ont été invités à fournir des
commentaires écrits avant octobre 2012.
Les préoccupations des intervenants peuvent être classées en
plus ou moins quatre grandes catégories. Voici ces catégories et la
façon dont elles ont été considérées :
1. Mise en place progressive après trois ans d’une limite de
1,3 g/kWh pour les moteurs modernes : Le document de travail initial proposait une limite initiale de 2,7 g/kWh, qui aurait été réduite à 1,3 g/kWh après une période de trois ans. Les
intervenants s’inquiétaient du manque de preuves indiquant
que les moteurs seraient capables d’atteindre cette limite dans
un contexte canadien, en particulier dans des conditions de
terrain en utilisant du gaz non traité. Environnement Canada a
donc modifié les exigences de sorte qu’il n’existe plus, à
l’heure actuelle, l’exigence de respecter la limite de 1,3 g/kWh.
Cette décision tient compte de la difficulté de respecter une
limite de 1,3 g/kWh tout en continuant de générer d’importants
avantages pour l’environnement par rapport à la réglementation actuelle concernant les moteurs dans la majeure partie du
Canada.
2. Absence de ports d’échantillonnage et méthodes de références
supplémentaires : Les intervenants de l’industrie s’inquiètent
du fait que les exigences relatives à l’emplacement des ports
d’échantillonnage, décrites dans le document de travail, seraient coûteuses au chapitre des moteurs originaux, car elles
nécessiteraient l’installation d’un port d’échantillonnage
conforme aux méthodes de référence ainsi que d’une plateforme pour y avoir accès. Un port d’échantillonnage, ou un
trou dans un conduit permettant d’insérer une sonde, est
conforme aux méthodes de référence s’il est situé suffisamment loin de toutes perturbations de l’écoulement. Environnement Canada était d’accord avec cette préoccupation et a élaboré une exception pour les moteurs originaux se conformant à
la limite exprimée en termes de parties par million en volume.
Pour ces moteurs, un essai peut désormais être effectué à
n’importe quel endroit dans le tuyau d’échappement. Pour les
émissions mesurées en partie par million en volume, cette exception ne compromet pas l’exactitude. Environnement Canada a également ajouté des méthodes de référence supplémentaires pour la mesure des émissions de NOx, tel qu’il a été
demandé par l’industrie, afin de fournir plus de choix.
3. Exigences administratives excessives : Les intervenants de
l’industrie ont indiqué dans leurs commentaires que le projet
de règlement ne devrait pas exiger la production de rapports,
mais que les entreprises devraient être tenues de conserver les
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1393
The changes outlined above, and others, were incorporated into
a second working document which was distributed to stakeholders for information purposes in January 2013. Comments on
the second version were received from two industry associations
and some further changes were made to the proposed Regulations, mainly to clarify definitions, to define what happens in the
case of engines having more than one responsible person and to
give the option to calculate the fleet average in the units of their
choice (ppmv or g/kWh).
dossiers qui pourraient être vérifiés. Environnement Canada
estime que la production de rapports est un élément important
de l’assurance de la conformité au projet de règlement et de sa
mise en application. Toutefois, les exigences en matière de
production de rapports ont été considérablement simplifiées
pour assurer qu’un minimum de renseignements était demandé
à l’industrie, tout en recueillant l’information nécessaire pour
vérifier la conformité. Par exemple, les résultats des essais et
la mise à jour du registre de moteurs n’ont plus à être soumis
60 ou 30 jours après que l’essai ou le changement a eu lieu,
mais seulement une fois par année, au même moment que le
rapport annuel doit être soumis. Tel qu’il a été demandé par
l’industrie, les moteurs entreposés n’auront pas à être enregistrés et la date de soumission du rapport a été repoussée du
1er avril au 1er juillet.
4. Exigences excessives en matière d’essais de rendement : Un
certain nombre d’intervenants estimaient que des essais étaient
requis trop souvent et recommandaient d’effectuer les essais
de rendement sur 10 % des moteurs annuellement. Environnement Canada a fondé la fréquence des essais sur un examen
des exigences d’autres gouvernements et sur la capacité d’un
moteur à maintenir un niveau d’émission. Environnement
Canada a diminué la fréquence des essais pour les moteurs à
mélange riche passant d’un essai tous les quatre mois à un essai tous les six mois. Également, les essais sur les moteurs originaux à mélange pauvre ont été grandement simplifiés pour
les moteurs se conformant à la limite par moteur ou utilisant
une valeur d’émission par défaut de 4 g/kWh avec l’approche
de la moyenne annuelle. Actuellement, à la place d’un essai de
rendement complet, une mesure d’oxygène est requise
annuellement.
Les changements décrits ci-dessus, ainsi que d’autres, ont été
intégrés dans un deuxième document de travail distribué aux intervenants aux fins d’information en janvier 2013. Deux associations de l’industrie ont fait part de leurs commentaires sur la
deuxième version, et d’autres modifications ont été apportées au
projet de règlement, principalement afin de clarifier les définitions, de définir ce qui arrive dans le cas où un moteur aurait plus
d’une personne responsable et de permettre de calculer la
moyenne annuelle dans l’unité de leur choix (ppmv ou g/kWh).
b. Boilers and heaters
b. Chaudières et fours industriels
The consultation process for the non-utility boiler and heater
requirements within the proposed Regulations began in the fall of
2009 and continued again beginning in February 2011, when a
boilers and heaters expert group was formed. Representatives
from Environment Canada, affected industries, other jurisdictions,
other federal government departments, manufacturers and nongovernmental organizations met regularly to present their interests and concerns, to share new information on existing proposals
and to advance new proposals. At the end of that process, in
March 2012, there was general agreement on the broad elements
of the process (e.g. the overall approach using CCME guidelines
as a starting point, and the emissions limits for medium-sized and
new equipment). However, there was not a consensus recommendation on the performance standards for large new equipment.
Also, various implementation issues emerged that would be dealt
with in the regulatory development process, (e.g. potential duplication and reporting requirements).
Le processus de consultation pour les exigences relatives aux
chaudières et aux fours industriels indépendants incluses dans le
projet de règlement a commencé à l’automne 2009 et a repris en
février 2011, lors de la création d’un groupe d’experts sur ce type
d’équipement. Des représentants d’Environnement Canada, des
industries touchées, d’autres juridictions, d’autres ministères fédéraux, de constructeurs d’équipements et d’organisations non
gouvernementales se sont réunis régulièrement pour présenter
leurs intérêts et leurs préoccupations, partager de nouveaux renseignements sur les propositions existantes et en faire de nouvelles. À la fin de ce processus, en mars 2012, un accord général a
pu être trouvé sur les principaux éléments du processus (par
exemple l’approche globale utilise les lignes directrices du
Conseil canadien des ministres de l’environnement comme point
de départ, et les limites d’émissions pour les équipements de taille
moyenne et nouveaux). Cependant, aucune recommandation n’a
pu être formulée par consensus concernant les normes de performance EBEI pour les nouveaux équipements de grande taille.
Également, diverses questions soulevées relatives à la mise en
œuvre des EBEI seront traitées dans le cadre du processus d’élaboration des règlements (par exemple la duplication potentielle et
les exigences en matière de production de rapports).
the engine registry are no longer submitted 60 days or 30 days
after a test or a change has occurred, but only once a year, at
the same time as the annual report. As requested by industry,
surplus engines will not have to be registered and the reporting
date has been delayed from April 1 to July 1.
4. Excessive testing requirements: A number of stakeholders felt
that the frequency at which testing was required was excessive
and recommended to test 10% of the engines annually. Environment Canada had based the testing frequency on a review
of requirements from other jurisdictions and an engine’s capability to maintain an emission level. Environment Canada
has decreased the testing frequency for rich-burn engines from
every four months to every six months. Also, the testing of
original lean-burn engines has been significantly simplified for
those subject to the flat limit or those using default emissions
values of 4 g/kWh for the fleet average. Now, instead of a
complete performance test, an O2 measurement is requested
annually.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1394
After March 2012, the pre-regulatory discussions began, focusing on implementation details. Over 300 stakeholders were invited
to participate in these consultations. Over 50 representatives
from provincial and territorial governments, owner/operators of
boilers and heaters in the AQMS industrial sectors, industry associations, manufacturers, installers, provincial authorities that
provide installation permits for boilers, and environmental
non-governmental organizations participated actively in the
consultations.
Après mars 2012, les discussions préalables à l’adoption du
Règlement ont commencé et portaient sur les détails relatifs à la
mise en œuvre. Plus de 300 intervenants ont été invités à participer à ces consultations. Plus de 50 représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des propriétaires ou opérateurs
de chaudières et de fours industriels des secteurs visés par le Système de gestion de la qualité de l’air, des associations industrielles, des constructeurs d’équipements, des installateurs, des autorités provinciales qui fournissent des permis d’installation pour les
chaudières, ainsi que des organisations non gouvernementales
environnementales ont participé activement à ces consultations.
Over 70 sets of comments were received. Significant concerns
were raised in the following areas, and changes where appropriate
were made, as outlined below:
1. The potential for double regulation: This was a factor in determining whether specific equipment would be subject to the
Regulations (e.g. reheat furnaces in the iron and steel sector
are expected to be regulated in the future and so are excluded
from the proposed Regulations).
2. Uncertainty about the applicability of the Regulations to specialized equipment: Each case was considered separately, and
a decision to include or exclude specific equipment was made
based on such factors as the technical difficulty of applying the
emission limit, or whether the equipment would be subject
to another regulatory instrument. For example, duct burners,
while technically heaters, were excluded because they are an
integral part of a turbine system, which would be subject to
another regulatory instrument.
3. Harmonization with existing requirements: Current provincial
requirements were considered when defining measurement
procedures. The proposed Regulations include a mechanism
for regulatees to apply to have existing methods required by
provinces approved for demonstrating compliance with the
proposed federal Regulations (e.g. regarding CEMS data gathering procedures).
Plus de 70 séries de commentaires ont été reçues. Des préoccupations importantes ont été partagées dans les domaines suivants,
et des changements ont été apportés en conséquence, comme il est
indiqué ci-dessous :
1. Possibilité d’une double réglementation : Ce facteur a été pris
en compte pour déterminer si un équipement en particulier serait soumis au Règlement (par exemple les fours industriels du
secteur du fer et de l’acier devraient être réglementés à l’avenir
et ont donc été exclus du projet de règlement).
2. Incertitude quant à l’applicabilité du Règlement à l’équipement spécialisé : Chaque cas a été examiné séparément, et une
décision relative à l’inclusion ou à l’exclusion d’un équipement en particulier a été prise en fonction de facteurs tels que
la difficulté technique d’appliquer une limite d’émission. En
cas d’exclusion, une décision a été prise quant à la soumission
de l’équipement à un autre instrument réglementaire. Par
exemple, les brûleurs en canalisation, alors qu’ils sont techniquement considérés comme des fours industriels, ont été exclus, car ils font partie intégrante d’un système de turbine qui
serait soumis à un autre instrument règlementaire.
3. Harmonisation avec les exigences existantes : Les exigences
provinciales actuelles ont été prises en considération lors de la
définition des procédures d’essais. Le projet de règlement
comporte un mécanisme permettant aux parties réglementées
de demander à ce que les méthodes actuellement requises par
les provinces pour démontrer la conformité soient approuvées
pour le projet de règlement fédéral (par exemple en ce qui
concerne les procédures de collecte de données à l’aide d’un
système de surveillance continue des émissions).
c. Cement
c. Ciment
The consultation process for the requirement for the cement
manufacturing sector in the proposed Regulations began in the
fall of 2009. A cement expert working group was formed in February 2011 and included representation from Environment Canada, other federal departments, provinces, the Cement Association of Canada (CAC), industry, and the ENGO communities.
The combination of teleconferences and face-to-face meetings
provided a forum to share and validate information, to flag concerns, and to discuss proposals. At the end of that process, there
was general agreement on the broad elements, including pollutants of concern, the performance standards for each of the pollutants, and monitoring and reporting requirements. Although
ENGO representatives were involved in the development of the
BLIERs, they were supportive of more stringent performance
standards.
Le processus de consultation sur l’exigence pour le secteur de
la fabrication du ciment dans le projet de règlement a commencé
à l’automne 2009. Un groupe de travail d’experts sur le ciment,
formé en février 2011, comprenait des représentants d’Environnement Canada, d’autres ministères fédéraux, des provinces, de
l’Association canadienne du ciment, de l’industrie et des organisations non gouvernementales de l’environnement. La combinaison de téléconférences et de réunions en personne a permis le
partage et la validation de renseignements, le partage de préoccupations et des discussions sur les propositions. À la fin de ce processus, un accord général a pu être trouvé sur les principaux éléments, notamment sur les polluants préoccupants, les normes de
rendement pour chacun des polluants, ainsi que les préoccupations concernant la surveillance et la production de rapports. Bien
que les représentants des organisations non gouvernementales de
l’environnement aient participé à l’élaboration des exigences
EBEI, ils étaient favorables à des normes de rendement plus
strictes.
In July 2012, further consultations were initiated to solicit input
from stakeholders on implementation concerns. All stakeholders
engaged in the previous phase were invited to participate. The
CAC, industry and the provinces actively participated by reviewing and providing comments on consultation documents. Based
En juillet 2012, de nouvelles consultations ont commencé pour
solliciter des commentaires de la part des intervenants sur des
questions de mise en œuvre. Tous les intervenants ayant participé
à la phase précédente ont été invités à se prononcer. L’Association canadienne du ciment, l’industrie et les provinces ont
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1395
In general, the provinces, industry representatives and the CAC
continue to be supportive of the performance standards and a
regulatory approach.
activement participé en examinant les documents de consultation
et en fournissant des commentaires sur ces derniers. On a tenu
compte des commentaires reçus et les modifications appropriées
suivantes ont été apportées :
1. Définitions : Dans le cadre de l’élaboration des définitions, on
a pris en considération des éléments techniques et ajusté les
définitions en conséquence, afin d’améliorer la clarté de plusieurs éléments et de mieux les harmoniser avec les définitions
existantes. Les ajustements des définitions étaient compatibles
avec les efforts visant à réduire le fardeau administratif.
2. Protocoles et éléments de déclaration acceptables : Les exigences en matière de surveillance et de production de rapports
ont été modifiées pour être plus conformes aux dispositions
réglementaires existantes, et ce, afin de réduire le fardeau administratif et de mieux harmoniser ces exigences avec celles
du même type déjà existantes. Par ailleurs, le projet de règlement comporte un mécanisme permettant aux parties réglementées de demander à ce que les méthodes actuellement requises par les provinces soient approuvées pour démontrer la
conformité avec le projet de règlement fédéral.
De façon générale, les provinces, les représentants de l’industrie et l’Association canadienne du ciment continuent d’être favorables aux normes de rendement et à une approche réglementaire.
d. Common elements
d. Éléments communs
In addition, as the proposed Regulations will apply to all of the
sectors covered by the AQMS, provinces, territories, and industry
stakeholders were sent information on the elements that would be
common to all, including such aspects as definitions and reporting
requirements. Environment Canada addressed the following
common types of questions received either through telephone
calls or by email. In response to questions about how federal and
provincial reporting and testing requirements would be coordinated, the federal government assured stakeholders that an integral
aspect of the BLIERs was to align reporting and testing requirements between governments to the extent possible in order to
reduce the burden on industry. There were also questions about
duplication of compliance assessment and enforcement activities.
Environment Canada confirmed that regulatees are assessed for
compliance, and enforcement will take place as required. However, the federal government has also expressed openness to establishing equivalency agreements with provinces that meet the
necessary criteria, as this would avoid duplication of compliance
assessment and enforcement activities.
En outre, comme le projet de règlement s’appliquera à tous les
secteurs visés par le SGQA, des renseignements ont été envoyés
aux provinces, aux territoires et aux intervenants de l’industrie
concernant les éléments qui seraient communs à tous les secteurs,
y compris les définitions et les exigences en matière de production de rapports. Environnement Canada a examiné le type de
questions communes suivantes reçues par téléphone ou par courriel. En réponse aux questions sur la façon dont les exigences
fédérales et provinciales en matière d’essais et de production de
rapports seraient coordonnées, le gouvernement fédéral a assuré
les intervenants qu’un aspect essentiel des EBEI était d’harmoniser ces exigences entre les différents gouvernements, dans la
mesure du possible, afin de réduire le fardeau administratif pour
l’industrie. Des questions ont également été posées sur la duplication des activités d’évaluation de la conformité et d’application de
la loi. Environnement Canada a confirmé que les parties réglementées seront soumises à des inspections pour évaluer la
conformité au Règlement et que des mesures d’application de la
loi seront prises, si nécessaire. Toutefois, le gouvernement fédéral
a aussi indiqué la possibilité d’établir des accords d’équivalence
avec les provinces qui remplissent les critères nécessaires, de
façon à éviter le dédoublement des activités d’évaluation de la
conformité et d’application de la loi.
Regulatory cooperation
Coopération en matière de réglementation
The collaborative work done on developing both the Comprehensive Air Management System and the AQMS, as well as the
following discussion through committees under the Canadian
Council of Ministers of the Environment, has put provinces and
territories more at ease with respect to the federal approach for
these proposed Regulations. Implementation of the system is
strongly supported by provinces and territories, which see it as a
model of effective federal/provincial cooperation where each
level of government takes distinct actions, within its authority that
are coordinated and mutually reinforcing.
Le travail de collaboration effectué sur l’élaboration du Système complet de gestion de l’air et du Système de gestion de la
qualité de l’air et les discussions qui s’en sont suivies dans le
cadre de comités relevant du Conseil canadien des ministres de
l’environnement ont mis les provinces et les territoires plus à
l’aise concernant l’approche du gouvernement fédéral relative à
ce projet de règlement. La mise en œuvre du système est fortement appuyée par les provinces et les territoires, qui le voient
comme un modèle de coopération efficace entre le gouvernement
fédéral et les provinces où, dans le cadre de son champs d’autorité, chaque ordre de gouvernement prend des mesures distinctes
qui sont coordonnées et se renforcent mutuellement.
Le gouvernement du Canada a largement sollicité les provinces
et les territoires au cours du processus d’élaboration du Règlement (par exemple conférences téléphoniques et partage de
on comments received, consideration was given and the appropriate changes were made, as outlined below:
1. Definitions: In the development of definitions, technical elements were taken into consideration and definitions were adjusted accordingly in order to enhance the clarity of several
elements and to better harmonize with existing definitions.
The adjustments to the definitions were consistent with efforts
to minimize administrative burden.
2. Acceptable protocols and reporting elements: Monitoring and
reporting requirements were amended to better align with
existing regulatory provisions in order to minimize administrative burden and to better harmonize with existing reporting
and monitoring requirements. In addition, the proposed Regulations include a mechanism for regulatees to apply to have the
existing methods required by provinces approved for demonstrating compliance with the proposed federal Regulations.
The Government of Canada extensively engaged provinces and
territories during the regulatory development process (conference
calls, sharing of information, etc.) in order to better understand
Canada Gazette Part I June 7, 2014
their perspectives on the proposed Regulations and the relationship with existing actions on the industries in their jurisdiction.
Under the AQMS, provinces are to create or update their existing requirements (if necessary) to the levels of the performance
standards. To minimize overlap with existing and/or new provincial requirements, the proposed Regulations have been designed
to initially assess compliance over a two-year period for the cement sector. For the equipment-based performance standards, the
federal government would delay the compliance date by one year
from the date agreed upon by stakeholders during the development of the performance standards. In this way, provinces that
have requirements that achieve a comparable environmental outcome will be the front-line regulators and have the first opportunity to bring facilities into compliance. In addition, the proposed
Regulations have been written to reduce duplication of reporting
and monitoring, by asking potential regulatees, where possible, to
generate information in a manner similar to what provinces currently require.
The proposed Regulations would introduce new requirements
in some provinces and territories. The federal government is open
to pursuing equivalency agreements with interested provinces and
territories.
The implementation of the proposed Regulations is not expected to affect trade. The performance standards are benchmarked to emissions standards that are considered good performance where air pollution is not an issue. In many cases, the
benchmarks were existing Canadian, U.S., or European requirements for similar facilities, equipment or sectors.
The proposed Regulations would enable regulatory alignment
with the United States under the Canada-United States Regulatory
Cooperation Council Joint Action Plan, under which both Canada
and the United States will be required to have regulatory
approaches in place that address emissions of particulate matter
and its precursor pollutants. The proposed Regulations are also
deemed essential for continued engagement with the United
States on transboundary flows of air pollution through the
Canada-United States Air Quality Agreement.
In terms of the economic analysis of the proposed Regulations,
in order to engage provinces and territories prior to publication of
the Regulatory Impact Analysis Statement (RIAS) in the Canada
Gazette, Part I, Environment Canada established a new costbenefit analysis working group (CBAWG) in December 2012.
Through the CBAWG, the federal government has shared detailed
information about modelling approaches as well as data and assumptions employed in the analysis of the proposed Regulations.
A set of detailed documents outlining the proposed CBA methodology for each set of performance standards was shared with
provinces and territories. These methodology documents included
cost estimates by technology, as well as information on key assumptions that were used to develop the total cost estimates applicable to a given sector or equipment group.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1396
renseignements), afin de mieux comprendre leurs points de vue
sur le projet de règlement et la relation avec des mesures existantes pour les industries dans leur champ de compétence.
Dans le cadre du Système de gestion de la qualité de l’air, les
provinces doivent élaborer des exigences ou mettre à jour celles
qu’elles ont déjà (si nécessaire) par rapport aux normes de rendement. Pour minimiser les chevauchements avec de nouvelles
exigences provinciales ou des exigences provinciales déjà existantes, le projet de règlement a été conçu en vue d’évaluer
d’abord la conformité sur une période de deux ans pour le secteur
de la fabrication du ciment. En ce qui concerne les normes de
rendement pour l’équipement, le gouvernement fédéral retarderait
la date de conformité d’un an, à partir de la date convenue par les
intervenants au cours de l’élaboration des normes de rendement.
De cette façon, les provinces qui disposent d’exigences permettant d’obtenir un résultat environnemental comparable seront les
organismes de réglementation de première ligne et auront une
première occasion de mettre les installations en conformité. De
plus, le projet de règlement a été rédigé de façon à réduire les
possibilités de duplication de la production de rapports et la surveillance, et ce, en demandant aux parties réglementées potentielles de fournir, si possible, des renseignements d’une façon similaire à celle que les provinces exigent actuellement.
Le projet de règlement introduirait de nouvelles exigences dans
certaines provinces et certains territoires. Le gouvernement fédéral pourrait accepter d’établir des accords d’équivalence avec les
provinces et territoires intéressés.
La mise en œuvre de l’ensemble du projet de règlement ne devrait pas affecter les échanges commerciaux. Les normes de rendement ont été élaborées d’après les normes d’émissions qui sont
considérées comme étant un bon rendement lorsque la pollution
de l’air ne représente pas un problème. Dans de nombreux cas, les
exigences de référence étaient déjà en place au Canada, aux ÉtatsUnis ou en Europe pour des installations, de l’équipement ou des
secteurs similaires.
Le projet de règlement permettrait d’harmoniser la réglementation canadienne avec celle des États-Unis dans le cadre du Plan
d’action conjoint du Conseil de coopération Canada-États-Unis en
matière de réglementation, en vertu duquel le Canada et les ÉtatsUnis seront tenus d’avoir des approches réglementaires en place
concernant les émissions de matières particulaires et de ses polluants précurseurs. Le projet de règlement est également jugé
important dans le cadre de l’engagement continu du Canada avec
les États-Unis concernant les flux transfrontaliers de la pollution
atmosphérique incarné par l’Accord Canada-États-Unis sur la
qualité de l’air.
En termes d’analyse économique du projet de règlement, afin
de mobiliser les provinces et les territoires avant la publication du
résumé de l’étude d’impact de la réglementation dans la Partie I
de la Gazette du Canada, Environnement Canada a établi un nouveau groupe de travail portant sur l’analyse coûts-avantages en
décembre 2012. Grâce à ce groupe de travail, le gouvernement
fédéral a partagé des informations détaillées sur les approches de
modélisation ainsi que les données et hypothèses utilisées dans
l’analyse du projet de règlement. Un ensemble de documents
détaillés décrivant la méthodologie d’analyse coûts-avantages
proposée pour chaque ensemble de normes de performance a été
partagé avec les provinces et les territoires. Ces documents de
méthodologie comprenaient des estimations de coûts par technologie, ainsi que des informations sur les principales hypothèses
qui ont été utilisées pour estimer le coût total applicable à chaque
secteur ou groupe d’équipement.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1397
Rationale
Justification
Although progress has been made in reducing some air pollutant emissions, air quality remains an ongoing issue in Canada and
presents a significant risk to the health of Canadians every day.
Negative health effects are experienced at even low levels of concentrations of air pollutants. Air pollution is linked to cardiovascular and respiratory illnesses such as heart disease, stroke,
asthma, and bronchitis, and even premature death. There is also
growing evidence that air pollution may be associated with other
health impacts, such as low birth weight and various neurological
effects. Moreover, air pollutants affect overall ecosystem health,
including crop yields. All of these impacts lead to significant
costs for the health care system and the economy, and for Canadians more broadly.
Bien que des progrès aient été accomplis dans la réduction de
quelques émissions de polluants atmosphériques, la qualité de
l’air demeure un problème au Canada et présente un risque important pour la santé des Canadiens au quotidien. Des effets négatifs sur la santé ont été démontrés même à des concentrations
faibles de polluants atmosphériques. La pollution atmosphérique
est liée aux maladies cardiovasculaires et respiratoires, comme les
maladies cardiaques, les accidents vasculaires cérébraux, l’asthme
et la bronchite, et même aux décès prématurés. On a également
de plus en plus de preuves que la pollution atmosphérique peut
être associée à d’autres effets sur la santé (par exemple un faible
poids à la naissance et divers problèmes neurologiques). En outre,
les polluants atmosphériques ont un impact sur la santé globale
des écosystèmes, notamment sur le rendement des cultures.
Toutes ces répercussions affectent l’économie et entraînent des
coûts considérables pour le système de soins de santé et pour les
Canadiens en général.
Malgré d’importantes initiatives visant à réduire les émissions
des véhicules, des moteurs, des carburants, ainsi que des produits
commerciaux et de consommation, la pollution atmosphérique
demeure un sujet préoccupant au Canada.
L’absence d’une approche nationale claire concernant la gestion de la pollution atmosphérique provenant de sources industrielles a conduit à des normes de rendement très variables en
matière d’émissions industrielles dans tout le pays. Dans un premier temps, l’ensemble des exigences EBEI et le projet de règlement permettraient de réduire les disparités au Canada en veillant
à ce que toutes les installations du pays soient soumises aux mêmes normes de rendement. En réduisant les émissions de polluants atmosphériques, en particulier là où il n’y a eu que peu
d’exigences relatives à la réduction des émissions dans le passé,
le projet de règlement permettrait d’améliorer la qualité de vie des
Canadiens et aiderait au Canada à respecter les Normes nationales
de qualité de l’air ambiant mises à jour.
Une approche réglementaire a été choisie pour les moteurs, les
chaudières, les fours industriels et les cimenteries, car il s’agit
d’un des moyens les plus rentables pour garantir l’uniformité et
l’équité. Par ailleurs, cette approche est largement appuyée par
l’industrie, car elle fournit une certitude stratégique et elle tient
compte des coûts de l’industrie et des préoccupations relatives à
la compétitivité. Les provinces et les territoires appuient la mise
en œuvre de ce système de gestion et le perçoivent comme un
modèle de coopération fédérale/provinciale efficace où chaque
ordre de gouvernement fait des actions coordonnées et complémentaires, selon leurs compétences respectives. D’autres intervenants clés, comme plusieurs grandes organisations non gouvernementales de l’environnement et de la santé, appuient également
la mise en œuvre de ce système de gestion.
De plus, le projet de règlement permettrait de réduire les flux
de pollution transfrontalière entre le Canada et les États-Unis et
également de renforcer la position du Canada dans les discussions
avec les États-Unis afin de réduire davantage la pollution
atmosphérique transfrontalière en vertu de l’Accord CanadaÉtats-Unis sur la qualité de l’air.
Le projet de règlement se traduirait par des avantages nets importants pour la santé et l’environnement. On s’attend à ce qu’il
mène à une réduction totale d’environ 2 065 kt de Nox et de 96 kt
de SO2, entre 2013 et 2035, diminuant ainsi les conséquences
sanitaires et environnementales négatives dues à la formation
d’ozone atmosphérique et de matières particulaires. L’avantage
différentiel net de l’atteinte des réductions de Nox attribuables à
cette norme de rendement s’élève à 6,5 milliards de dollars uniquement pour les moteurs. L’avantage différentiel net pour les
chaudières et les fours industriels s’élève à 1,1 milliard de dollars,
et celui pour les cimenteries est de 1,4 milliard de dollars.
Despite significant initiatives to reduce emissions from
vehicles, engines and fuels, and consumer and commercial products, air pollution is still an issue of concern in Canada.
The lack of a clear national approach for managing air pollution from industrial sources has led to widely inconsistent industrial emission standards across the country. The BLIERs overall,
and the proposed Regulations as an initial step, would reduce
inconsistencies across Canada by ensuring that all facilities across
Canada are subject to the same base-level requirements. Furthermore, the proposed Regulations would improve people’s lives by
reducing air pollutant emissions, particularly where there have
been few requirements for emission abatement in the past, and
would bring Canada closer to achieving the updated CAAQS.
A regulatory approach was chosen for engines, boilers and
heaters and cement because it is a cost-effective way to ensure
consistency and fairness. Moreover, it is broadly supported by
industry as it provides policy certainty and is sensitive to industry
costs and competitiveness concerns. Implementation of the system is supported by provinces, which see it as a model of effective federal/provincial cooperation where each level of government takes distinct, coordinated actions within their authorities
that are mutually reinforcing. Other key stakeholders, such as
several major health and environmental non-governmental
organizations, are also supportive.
In addition, the proposed Regulations would reduce transboundary pollution flows from Canada to the United States and
would also strengthen Canada’s position in discussions with the
United States to further reduce transboundary air pollution under
the Canada-United States Air Quality Agreement.
The proposed Regulations would result in significant net health
and environmental benefits. It is expected that they will lead to a
total reduction of approximately 2 065 kt of NOx and 96 kt of SO2
between 2013 and 2035, reducing adverse health and environmental effects from the atmospheric formation of ozone and particulate matter. For engines alone, the net incremental benefit of
achieving the NOx reductions attributable to that performance
standard is $6.5 billion. Similarly, for boilers and heaters, the net
incremental benefit is $1.1 billion, and for cement, the net incremental benefit is $1.4 billion.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1398
As per a Cabinet Directive, a preliminary Strategic Environmental Assessment was conducted, and also confirmed that the
proposed Regulations would have a positive impact on air quality
and the environment overall.
Conformément à une directive du Cabinet, une évaluation environnementale stratégique préliminaire a été menée et celle-ci a
également permis de confirmer que le projet de règlement aurait
un impact positif sur la qualité de l’air et de l’environnement en
général.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
Compliance strategy
Stratégie de conformité
Compliance promotion activities are intended to assist the
regulated community to achieve compliance. These activities are
targeted at raising awareness and assisting the regulated community to achieve a high level of overall compliance as early as
possible during the regulatory implementation process. The regulatees and other stakeholders would be well positioned to understand that the Regulations are coming, what would be regulated
and what compliance with the Regulations would entail.
Les activités de promotion de la conformité visent à aider la
collectivité réglementée à se conformer au Règlement. Ces activités ont pour objectif de sensibiliser et d’aider la collectivité réglementée à atteindre un niveau élevé de conformité générale
aussi tôt que possible pendant le processus de mise en œuvre réglementaire. Les parties réglementées et les autres intervenants
seraient alors en mesure de comprendre que le Règlement entrera
bientôt en vigueur, ce qui pourrait être réglementé et ce que la
conformité au Règlement entraînerait.
Les activités de promotion de la conformité pourraient
comprendre :
• l’envoi postal de la version finale du Règlement;
• la rédaction et la distribution de matériel promotionnel (par
exemple des fiches d’information et des documents Web);
• sur demande, la diffusion de renseignements supplémentaires,
de renseignements propres à l’industrie ou de renseignements
spécifiques à une région, selon une approche personnalisée et
à un moment ultérieur;
• de la publicité dans des revues spécialisées et des magazines
d’associations;
• la participation à des conférences d’associations
professionnelles;
• la présentation d’ateliers ou de séances d’information pour
expliquer le projet de règlement.
•
•
•
•
•
•
Compliance promotion activities could include
mailing out of the final Regulations;
developing and distributing promotional materials (e.g. fact
sheets, Web material);
upon request, distributing additional information, industryspecific information or focused information regionally in a
tailored approach at a later time;
advertising in trade and association magazines;
attending trade association conferences; and
presenting workshops/information sessions to explain the
proposed Regulations.
Particular emphasis would be placed on the new emissions
standards and reporting requirements, and on explaining these
activities to small- and medium-sized enterprises. Efforts would
also include responding to and tracking inquiries in addition to
contributing to the compliance promotion database. As the regulated community becomes more familiar with the requirements of
the proposed Regulations, these activities are expected to decline
to a maintenance level. The compliance promotion activities
would be adjusted according to compliance analyses or if unforeseen compliance challenges arise.
Un accent particulier serait mis sur les nouvelles normes
d’émissions et exigences en matière de production de rapports, et
sur l’explication de ces activités aux petites et moyennes entreprises. Cela pourrait aussi consister à répondre aux requêtes et à en
faire le suivi, ainsi qu’à contribuer à la constitution d’une base de
données sur la promotion de la conformité. Au fur et à mesure
que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences
du projet de règlement, il est prévu de diminuer l’importance de
ces activités pour que l’information serve uniquement de soutien.
Les activités de promotion de la conformité seraient ajustées en
fonction des analyses de la conformité ou en cas de problèmes de
conformité imprévus.
Preliminary assessments of compliance with the proposed
Regulations will be carried out through review and analysis of
reports submitted, and may require follow-up with regulatees.
Des évaluations préliminaires de la conformité au projet de règlement seront effectuées au moyen d’un examen et d’une analyse des rapports soumis et pourraient nécessiter de faire un suivi
auprès des parties réglementées.
Enforcement
Application de la loi
The proposed Regulations are made under CEPA 1999, so enforcement officers will, when verifying compliance with the proposed Regulations, apply the Compliance and Enforcement Policy for CEPA 1999.51 This Policy sets out the range of possible
responses to alleged violations, including warnings, directions,
environmental protection compliance orders, tickets, ministerial
orders, injunctions, prosecution and environmental protection
Comme le projet de règlement est élaboré en vertu de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999), lorsque
les agents d’application de la loi vérifieront la conformité audit
projet de règlement, ils suivront la Politique d’observation et
d’application de cette loi51. Cette politique établit différentes
mesures pouvant être prises en cas d’infraction présumée, soit des
avertissements, des ordres, des ordres d’exécution en matière de
———
———
51
Environment Canada’s Compliance and Enforcement Policy is available at
www.ec.gc.ca/alef-ewe/default.asp?lang=en&n=AF0C5063-1.
51
La Politique d’observation et d’application d’Environnement Canada peut être
consultée à l’adresse suivante : www.ec.gc.ca/alef-ewe/default.asp?lang=Fr&n=
AF0C5063-1.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1399
alternative measures (which are an alternative to a court prosecution after the laying of charges for a CEPA 1999 violation). In
addition, the Policy explains when Environment Canada will resort to civil suits by the Crown for cost recovery.
protection de l’environnement, des contraventions, des ordres
ministériels, des injonctions, des poursuites criminelles et des
mesures de rechange en matière de protection de l’environnement
[solutions de rechange permettant d’éviter un procès après qu’une
plainte a été déposée pour une infraction à la Loi canadienne sur
la protection de l’environnement (1999)]. De surcroît, cette politique explique dans quelles situations Environnement Canada
aura recours à des poursuites civiles intentées par la Couronne
pour le recouvrement des frais.
To verify compliance, enforcement officers may carry out an
inspection. An inspection may identify an alleged violation, and
alleged violations may also be identified by Environment Canada’s technical personnel, through information transmitted to the
Department by the Canada Border Services Agency or through
complaints received from the public. Whenever a possible violation of the Regulations is identified, enforcement officers may
carry out investigations. In developing enforcement plans for the
Regulations, EC will look into the possibility of further coordinating inspections with provincial enforcement officers.
Les agents d’application de la loi peuvent procéder à une inspection dans le but de vérifier s’il y a conformité. Une inspection
peut permettre de déceler des infractions présumées et ces infractions peuvent aussi être décelées par le personnel technique
d’Environnement Canada grâce à des renseignements fournis au
Ministère par l’Agence des services frontaliers du Canada ou de
plaintes émanant du public. Les agents d’application de la loi sont
autorisés à enquêter chaque fois qu’une infraction présumée au
Règlement est décelée. Au cours de l’élaboration du plan
d’application de ce projet de règlement, Environnement Canada
considérera la possibilité de mieux coordonner les inspections
avec les agents provinciaux d’application de la loi.
When, following an inspection or an investigation, an enforcement officer discovers an alleged violation, the officer will
choose the appropriate enforcement action based on the following
factors:
• Nature of the alleged violation: This includes consideration of
the damage, the intent of the alleged violator, whether it is a
repeat violation, and whether an attempt has been made to
conceal information or otherwise subvert the objectives and
requirements of CEPA 1999;
• Effectiveness in achieving the desired result with the alleged
violator: The desired result is compliance within the shortest
possible time and with no further repetition of the violation.
Factors to be considered include the violator’s history of
compliance with the Act, willingness to cooperate with enforcement officers, and evidence of corrective action already
taken; and
• Consistency: Enforcement officers will consider how similar
situations have been handled in determining the measures to
be taken to enforce the Act.
Si, au terme d’une inspection ou d’une enquête, l’agent d’application de la loi découvre une infraction présumée, il doit choisir
la mesure d’application de la loi appropriée à prendre en fonction
des facteurs suivants :
• Nature de l’infraction présumée : il convient notamment de
déterminer la gravité des dommages réels ou potentiels causés
à l’environnement, s’il y a eu action délibérée de la part du
contrevenant, s’il s’agit d’une récidive et s’il y a eu tentative
de dissimuler de l’information ou de contourner, d’une façon
ou d’une autre, les objectifs et les exigences de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
• L’efficacité du moyen employé pour obliger le contrevenant
présumé à obtempérer : le but est de faire respecter la Loi
dans les meilleurs délais tout en empêchant les récidives. Les
facteurs à considérer comprennent le dossier du contrevenant
en ce qui concerne l’observation de la Loi, sa volonté de collaborer avec les agents d’application de la loi et la preuve
qu’il a déjà pris des mesures correctives;
• Uniformité dans l’application : les agents d’application de la
loi tiendront compte de ce qui a été fait dans des cas semblables pour décider des mesures à prendre afin de faire appliquer la Loi.
Performance measurement and evaluation
Mesures de rendement et évaluation
The Performance Measurement and Evaluation Plan (PMEP)
describes the desired outcomes of the proposed Regulations and
establishes indicators to assess the performance of the proposed
Regulations in achieving these outcomes. The PMEP package
(available upon request) is composed of three documents:
• the PMEP itself, which details the regulatory evaluation
process;
• the logic model, which provides a simplified visual walkthrough of the regulatory evaluation process; and
• the table of indicators, which lists clear performance indicators and associated targets, if applicable, in order to track the
progress of each outcome of the proposed Regulations.
Le plan d’évaluation et de mesure du rendement décrit les résultats souhaités du projet de règlement et établit des indicateurs
pour évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte
de ces objectifs. La trousse de ce plan (disponible sur demande)
se compose de trois documents :
• le plan d’évaluation et de mesure du rendement, qui décrit en
détail le processus d’évaluation réglementaire;
• le modèle logique, qui offre une révision visuelle simplifiée
du processus d’évaluation réglementaire;
• le tableau des indicateurs, qui énumère les indicateurs de rendement clairs et les cibles associées, s’il y a lieu, afin d’effectuer un suivi des progrès de chacun des résultats obtenus grâce
au projet de règlement.
The three documents complement each other and allow the
reader to gain a clear understanding of the outcomes of the proposed Regulations, the performance indicators, as well as the
evaluation process.
Ces trois documents se complètent et permettent au lecteur de
bien comprendre les résultats du projet de règlement, les indicateurs de rendement, ainsi que le processus d’évaluation.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1400
Outcomes
Résultats
The PMEP details the suite of outcomes as regulatees comply
with the proposed Regulations. These outcomes include the
following:
• Upon publication of the proposed Regulations, the regulated
community will become aware of the proposed Regulations,
modify practices and equipment and/or purchase equipment to
comply with the Regulations and meet the reporting requirements, when applicable (immediate outcome).
• Through modified practices and investments in cleaner technology, regulated industrial sectors and equipment types will
be in compliance with the proposed Regulations (intermediate
outcomes).
• This will ultimately lead to reduced emissions from industrial
sectors covered by the proposed Regulations (final outcome).
Le plan d’évaluation et de mesure du rendement présente de
façon détaillée l’ensemble des résultats à mesure que les parties
réglementées se conforment au projet de règlement. Ces résultats
sont, entre autres, les suivants :
• Dès la publication du projet de règlement, la collectivité
réglementée prendra conscience du projet de règlement et
modifiera ses pratiques et ses équipements ou achètera des
unités pour se conformer au Règlement et répondre aux exigences en matière de production de rapports, le cas échéant
(résultat immédiat).
• Grâce à des pratiques modifiées et des investissements dans
des technologies propres, les secteurs industriels et les types
d’équipements réglementés seront en conformité avec le projet de règlement (résultat intermédiaire).
• Cela conduira, en fin de compte, à une réduction des émissions provenant des secteurs industriels visés par le projet de
règlement (résultat final).
Le projet de règlement vise les installations industrielles et les
types d’équipement nouveaux et existants et peut comprendre des
normes de plus en plus strictes selon le secteur. Par conséquent,
les résultats, comme les réductions prévues des émissions, seront
obtenus progressivement et s’accumuleront au fil du temps, à
mesure que les types d’équipement et les secteurs industriels canadiens s’amélioreront.
The proposed Regulations target new and existing industrial
facilities and equipment types and may incorporate progressively
more stringent standards depending on the sector. As a result, the
outcomes, such as anticipated reductions in emissions, will take
place progressively and accumulate over time as the regulated
Canadian industrial sectors and equipment types are improved.
Performance indicators and evaluation
Indicateurs de rendement et évaluation
Detailed, quantitative indicators and targets, if applicable, were
defined for each sector and equipment type. These will be tracked
on an annual, biannual or five-year basis, depending on emissions. In addition, a compliance assessment will be conducted
periodically to gauge the performance of every indicator against
the identified targets. This regular review process will allow the
Government of Canada to clearly detail the impact of the proposed Regulations on the industrial sectors and equipment types,
and to evaluate the performance of the proposed Regulations in
reaching the intended targets.
Des indicateurs quantitatifs et détaillés ainsi que les cibles qui
leur sont associées, le cas échéant, ont été définis pour chaque
secteur et type d’équipement. Ils feront l’objet d’un suivi sur une
base annuelle, bisannuelle ou sur une période de cinq ans, selon
les émissions. De plus, une évaluation de la conformité sera effectuée périodiquement afin d’évaluer le rendement de chaque indicateur par rapport aux cibles définies. Ce processus d’examen
régulier permettra au gouvernement du Canada d’exposer en détail les répercussions du projet de règlement sur les secteurs industriels et les types d’équipements, ainsi que d’évaluer le rendement du projet de règlement dans l’atteinte des objectifs fixés.
Ces indicateurs de rendement sont disponibles dans le tableau
des indicateurs du plan d’évaluation et de mesure du rendement.
Ces indicateurs permettent également de déterminer si le rendement réglementaire dépasse les attentes en matière de conformité,
en examinant les changements dans les émissions dans le cadre
d’un scénario de maintien du statu quo.
These performance indicators are available in the PMEP table
of indicators. These indicators also allow the determination of
whether regulatory performance is “above and beyond” compliance by examining changes in emissions from a BAU scenario.
Contacts
Personnes-ressources
BLIERs policy:
Matt Jones
Director
Air Emissions Priorities Division
Environment Canada
Telephone: 819-420-7742
Email: cleanair-airpur@ec.gc.ca
Economic analysis:
Yves Bourassa
Director
Economic Analysis and Valuation Division
Environment Canada
Telephone: 819-953-7651
Email: RAVD.DARV@ec.gc.ca
Politique liée aux EBEI :
Matt Jones
Directeur
Division des priorités en matière d’émissions atmosphériques
Environnement Canada
Téléphone : 819-420-7742
Courriel : cleanair-airpur@ec.gc.ca
Analyse économique :
Yves Bourassa
Directeur
Division de l’analyse et de l’évaluation économiques
Environnement Canada
Téléphone : 819-953-7651
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1401
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Small Business Lens Checklist
1. Name of the sponsoring regulatory organization:
Environment Canada
2. Title of the regulatory proposal:
Multi-Sector Air Pollutants Regulations
3. Is the checklist submitted with a RIAS for the Canada Gazette, Part I or Part II?
Canada Gazette, Part I
Canada Gazette, Part II
A. Small business regulatory design
I
Communication and transparency
1.
Are the proposed Regulations or requirements easily understandable in everyday language?
2.
Is there a clear connection between the requirements and the purpose (or intent) of the proposed Regulations?
3.
Will there be an implementation plan that includes communications and compliance promotion activities, that informs small business
of a regulatory change and guides them on how to comply with it (e.g. information sessions, sample assessments, toolkits,
Web sites)?
4.
If new forms, reports or processes are introduced, are they consistent in appearance and format with other relevant government
forms, reports or processes?
II
Simplification and streamlining
1.
Will streamlined processes be put in place (e.g. through BizPaL, Canada Border Services Agency single window) to collect
information from small businesses where possible?
2.
Have opportunities to align with other obligations imposed on business by federal, provincial, municipal or international or
multinational regulatory bodies been assessed?
3.
Has the impact of the proposed Regulations on international or interprovincial trade been assessed?
4.
If the data or information, other than personal information, required to comply with the proposed Regulations is already collected by
another department or jurisdiction, will this information be obtained from that department or jurisdiction instead of requesting the
same information from small businesses or other stakeholders? (The collection, retention, use, disclosure and disposal of personal
information are all subject to the requirements of the Privacy Act. Any questions with respect to compliance with the Privacy Act
should be referred to the department’s or agency’s ATIP office or legal services unit.)
Yes
No
N/A
Yes
No
N/A
The majority of the information being requested is not currently being required by the provinces or the federal government.
5.
Will forms be pre-populated with information or data already available to the department to reduce the time and cost necessary to
complete them? (Example: When a business completes an online application for a licence, upon entering an identifier or a name, the
system pre-populates the application with the applicant’s personal particulars, such as contact information and date, when that
information is already available to the department.)
The forms will be filled using Environment Canada’s electronic reporting system, so basic information should become pre-populated after the first use.
6.
Will electronic reporting and data collection be used, including electronic validation and confirmation of receipt of reports where
appropriate?
7.
Will reporting, if required by the proposed Regulations, be aligned with generally used business processes or international standards
if possible?
8.
If additional forms are required, can they be streamlined with existing forms that must be completed for other government
information requirements?
No other existing forms require similar information to be reported. This prevents any streamlining. However, the Environment Canada electronic reporting system
will be used.
III
Implementation, compliance and service standards
1.
Has consideration been given to small businesses in remote areas, with special consideration to those that do not have access to
high-speed (broadband) Internet?
2.
If regulatory authorizations (e.g. licences, permits or certifications) are introduced, will service standards addressing timeliness of
decision making be developed that are inclusive of complaints about poor service?
No such authorizations are being introduced.
3.
Is there a clearly identified contact point or help desk for small businesses and other stakeholders?
Yes
No
N/A
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1402
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
B. Regulatory flexibility analysis and reverse onus
IV
Regulatory flexibility analysis
1.
Does the RIAS identify at least one flexible option that has lower compliance or administrative costs for small businesses in the
small business lens section?
Examples of flexible options to minimize costs are as follows:
• Longer time periods to comply with the requirements, longer transition periods or temporary exemptions;
• Performance-based standards;
• Partial or complete exemptions from compliance, especially for firms that have good track records (legal advice should be sought
when considering such an option);
• Reduced compliance costs;
• Reduced fees or other charges or penalties;
• Use of market incentives;
• A range of options to comply with requirements, including lower-cost options;
• Simplified and less frequent reporting obligations and inspections; and
• Licences granted on a permanent basis or renewed less frequently.
Yes
No
N/A
In addition to reducing administrative costs for small businesses, Environment Canada is also proposing an exemption from the requirements for original engines
for small businesses.
Environment Canada reached out to the small business community during consultations in the fall of 2012 and the spring of 2013. Environment Canada has
also spoken with industry associations representing both large and small businesses in the oil and gas sectors. The associations were unable to provide the
company-level information needed to decide what threshold to set to exempt small businesses from compliance and indicated that small businesses would likely
only provide information once draft Regulations were published.
Between this publication and final publication in the Canada Gazette, Part II, Environment Canada will seek to directly engage small businesses through
consultations to introduce workable options to reduce the burden on small businesses.
2.
Does the RIAS include, as part of the Regulatory Flexibility Analysis Statement, quantified and monetized compliance and
administrative costs for small businesses associated with the initial option assessed, as well as the flexible, lower-cost option?
• Use the Regulatory Cost Calculator to quantify and monetize administrative and compliance costs and include the completed
calculator in your submission to TBS-RAS.
3.
Does the RIAS include, as part of the Regulatory Flexibility Analysis Statement, a consideration of the risks associated with the
flexible option? (Minimizing administrative or compliance costs for small business cannot be at the expense of greater health,
security or safety or create environmental risks for Canadians.)
4.
Does the RIAS include a summary of feedback provided by small business during consultations?
Environment Canada has attempted to reach out to the small business community on a number of occasions. Between this publication and final publication in the
Canada Gazette, Part II, Environment Canada will seek to further engage small businesses through targeted consultations.
V
Reverse onus
1.
If the recommended option is not the lower-cost option for small business in terms of administrative or compliance costs, is a
reasonable justification provided in the RIAS?
Yes
No
N/A
Oui
Non
S.O.
The recommended option is the lower-cost option.
Liste de vérification de la lentille des petites entreprises
1. Nom de l’organisme de réglementation responsable :
Environnement Canada
2. Titre de la proposition de réglementation :
Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques
3. La liste de vérification est-elle soumise avec le RÉIR de la Partie I ou de la Partie II de la Gazette du Canada?
Gazette du Canada, Partie I
Gazette du Canada, Partie II
A. Conception de la réglementation pour les petites entreprises
I
Communication et transparence
1.
La réglementation ou les exigences proposées sont-elles faciles à comprendre et rédigées dans un langage simple?
2.
Y a-t-il un lien clair entre les exigences et l’objet principal (ou l’intention) de la réglementation proposée?
3.
A-t-on prévu un plan de mise en œuvre incluant des activités de communications et de promotion de la conformité destinées à
informer les petites entreprises sur les changements intervenus dans la réglementation, d’une part, et à les guider sur la manière de
s’y conformer, d’autre part (par exemple séances d’information, évaluations types, boîtes à outils, sites Web)?
4.
Si la proposition implique l’utilisation de nouveaux formulaires, rapports ou processus, la présentation et le format de ces derniers
correspondent-ils aux autres formulaires, rapports ou processus pertinents du gouvernement?
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1403
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
A. Conception de la réglementation pour les petites entreprises (suite)
II
Simplification et rationalisation
1.
Des processus simplifiés seront-ils mis en place (en recourant par exemple au service PerLE, au guichet unique de l’Agence des
services frontaliers du Canada) afin d’obtenir les données requises des petites entreprises si possible?
2.
Est-ce que les possibilités d’harmonisation avec les autres obligations imposées aux entreprises par les organismes de réglementation
fédéraux, provinciaux, municipaux ou multilatéraux ou internationaux ont été évaluées?
3.
Est-ce que l’impact de la réglementation proposée sur le commerce international ou interprovincial a été évalué?
4.
Si les données ou les renseignements — autres que les renseignements personnels — nécessaires pour le respect de la réglementation
proposée ont déjà été recueillis par un autre ministère ou une autre administration, obtiendra-t-on ces informations auprès de ces
derniers, plutôt que de demander à nouveau cette même information aux petites entreprises ou aux autres intervenants?
(La collecte, la conservation, l’utilisation, la divulgation et l’élimination des renseignements personnels sont toutes assujetties aux
exigences de la Loi sur la protection des renseignements personnels. Toute question relative au respect de la Loi sur la protection
des renseignements personnels devrait être renvoyée au bureau de l’AIPRP ou aux services juridiques du ministère ou de l’organisme
concerné.)
Oui
Non
S.O.
La majorité des renseignements demandés n’ont pas présentement à être fournis aux provinces ou au gouvernement fédéral.
5.
Les formulaires seront-ils préremplis avec les renseignements ou les données déjà disponibles au ministère en vue de réduire le
temps et les coûts nécessaires pour les remplir? (Par exemple, quand une entreprise remplit une demande en ligne pour un permis, en
entrant un identifiant ou un nom, le système préremplit le formulaire avec les données personnelles, telles que les coordonnées du
demandeur et la date, lorsque cette information est déjà disponible au ministère.)
Les formulaires seront remplis en utilisant le système de déclaration en ligne d’Environnement Canada. Par conséquent, les renseignements de base seront
préremplis après la première utilisation.
6.
Est-ce que les rapports et la collecte de données électroniques, notamment la validation et la confirmation électroniques de la
réception de rapports, seront utilisés?
7.
Si la réglementation proposée l’exige, est-ce que les rapports seront harmonisés selon les processus opérationnels généralement
utilisés par les entreprises ou les normes internationales lorsque cela est possible?
8.
Si d’autres formulaires sont requis, peut-on les rationaliser en les combinant à d’autres formulaires de renseignements exigés par le
gouvernement?
Il n’y a pas d’autres formulaires qui requièrent la soumission de renseignements similaires. Cette situation ne permet pas de rationaliser les formulaires. Toutefois,
le système de déclaration en ligne d’Environnement Canada sera utilisé.
III
Mise en œuvre, conformité et normes de service
1.
A-t-on pris en compte les petites entreprises dans les régions éloignées, en particulier celles qui n’ont pas accès à Internet haute
vitesse (large bande)?
2.
Si des autorisations réglementaires (par exemple licences, permis, certificats) sont instaurées, des normes de service seront-elles
établies concernant la prise de décisions en temps opportun, y compris pour ce qui est des plaintes portant sur le caractère inadéquat
du service?
Oui
Non
S.O.
Oui
Non
S.O.
Ce genre d’autorisation n’a pas été instauré dans le Règlement.
3.
Un point de contact ou un bureau de dépannage a-t-il été clairement identifié pour les petites entreprises et les autres intervenants?
B. Analyse de flexibilité réglementaire et inversion de la charge de la preuve
IV
Analyse de flexibilité réglementaire
1.
Est-ce que le RÉIR comporte, dans la section relative à la lentille des petites entreprises, au moins une option flexible permettant de
réduire les coûts de conformité ou les coûts administratifs assumés par les petites entreprises?
Exemples d’options flexibles pour réduire les coûts :
• Allongement du délai pour se conformer aux exigences, extension des périodes de transition ou attribution d’exemptions
temporaires;
• Recours à des normes axées sur le rendement;
• Octroi d’exemptions partielles ou totales de conformité, surtout pour les entreprises ayant de bons antécédents (remarque : on
devrait demander un avis juridique lorsqu’on envisage une telle option);
• Réduction des coûts de conformité;
• Réduction des frais ou des autres droits ou pénalités;
• Utilisation d’incitatifs du marché;
• Recours à un éventail d’options pour se conformer aux exigences, notamment des options de réduction des coûts;
• Simplification des obligations de présentation de rapports et des inspections ainsi que la réduction de leur nombre;
• Octroi de licences permanentes ou renouvelables moins fréquemment.
En plus de réduire les coûts administratifs pour les petites entreprises, Environnement Canada propose également une dispense aux exigences relatives aux moteurs
originaux pour les petites entreprises.
Environnement Canada a communiqué avec la communauté des petites entreprises dans le cadre de consultations tenues à l’automne 2012 et au printemps 2013.
Environnement Canada a également discuté avec des associations de l’industrie représentant à la fois les grandes et les petites entreprises du secteur de la
production de pétrole et de gaz. Les associations ont été incapables de fournir les renseignements nécessaires sur les entreprises individuelles pour décider quel
seuil devrait être fixé afin de dispenser les petites entreprises d’avoir à se conformer aux exigences, et elles ont indiqué qu’elles seront probablement en mesure de
fournir ces renseignements seulement une fois que le projet de règlement sera publié.
Entre cette publication et la publication finale dans la Partie II de la Gazette du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer directement les petites
entreprises au moyen de consultations afin de proposer des solutions pratiques pour réduire le fardeau sur les petites entreprises.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1404
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
B. Analyse de flexibilité réglementaire et inversion de la charge de la preuve (suite)
IV
Analyse de flexibilité réglementaire (suite)
2.
Le RÉIR renferme-t-il, dans l’Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire, les coûts administratifs et de conformité quantifiés et
exprimés en valeur monétaire, auxquels feront face les petites entreprises pour l’option initiale évaluée, de même que l’option
flexible (dont les coûts sont moins élevés)?
• Utiliser le Calculateur des coûts réglementaires pour quantifier et exprimer en valeur monétaire les coûts administratifs et les
coûts de conformité et ajouter cette information à votre présentation au SCT-SAR.
Oui
3.
Le RÉIR comprend-il, dans l’Énoncé de l’analyse de flexibilité réglementaire, une discussion des risques associés à la mise en œuvre
de l’option flexible? (La minimisation des coûts administratifs et des coûts de conformité ne doit pas se faire au détriment de la santé
des Canadiens, de la sécurité ou de l’environnement du Canada.)
4.
Le RÉIR comprend-il un sommaire de la rétroaction fournie par les petites entreprises pendant les consultations?
Non
S.O.
Environnement Canada a essayé de sensibiliser la communauté des petites entreprises. Entre cette publication et la publication finale dans la Partie II de la Gazette
du Canada, Environnement Canada cherchera à faire participer davantage les petites entreprises au moyen de consultations ciblées.
V
Inversion de la charge de la preuve
1.
Si l’option recommandée n’est pas l’option représentant les coûts les plus faibles pour les petites entreprises (par rapport aux coûts
administratifs ou aux coûts de conformité), le RÉIR comprend-il une justification raisonnable?
Oui
Non
S.O.
L’option recommandée est l’option à faible coût.
PROPOSED REGULATORY TEXT
PROJET DE RÉGLEMENTATION
Notice is given, pursuant to subsection 332(1)a of the Canadian
Environmental Protection Act, 1999b, that the Governor in Council, pursuant to subsections 93(1) and 330(3.2)c of that Act,
proposes to make the annexed Multi-sector Air Pollutants
Regulations.
Any person may, within 60 days after the date of publication of
this notice, file with the Minister of the Environment comments
with respect to the proposed Regulations or a notice of objection
requesting that a board of review be established under section 333
of that Act and stating the reasons for the objection. All comments and notices must cite the Canada Gazette, Part I, and the
date of publication of this notice, and be sent by mail to Louise
Métivier, Director General, Industrial Sectors Directorate, Department of the Environment, Gatineau, Quebec K1A 0H3, by fax
to 819-420-7383 or by email to cleanair-airpur@ec.gc.ca.
Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1)a de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, que
le gouverneur en conseil, en vertu des paragraphes 93(1) et
330(3.2)c de cette loi, se propose de prendre le Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques, ci-après.
Les intéressés peuvent présenter à la ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du
présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou
un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la
commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont
priés d’y citer la Gazette du Canada Partie I, ainsi que la date de
publication, et d’envoyer le tout à Louise Métivier, directrice
générale, Direction des secteurs industriels, ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3, par la poste, par télécopieur au 819-420-7383 ou par courriel à cleanair-airpur@ec.
gc.ca.
Quiconque fournit des renseignements à la ministre peut en
même temps présenter une demande de traitement confidentiel
aux termes de l’article 313 de cette loi.
Ottawa, le 15 mai 2014
Le greffier adjoint du Conseil privé
JURICA ČAPKUN
A person who provides information to the Minister of the Environment may submit with the information a request for confidentiality under section 313 of that Act.
Ottawa, May 15, 2014
JURICA ČAPKUN
Assistant Clerk of the Privy Council
Parts 1, 2 and 3
MULTI-SECTOR AIR POLLUTANTS
REGULATIONS
RÈGLEMENT MULTISECTORIEL SUR LES
POLLUANTS ATMOSPHÉRIQUES
OVERVIEW
APERÇU
1. (1) For the purpose of protecting the environment and human health, these Regulations establish
air pollutant requirements in Parts 1, 2 and 3, respectively, for the emission of
(a) NOx from boilers and heaters in certain regulated facilities in various industrial sectors;
1. (1) En vue de la protection de l’environnement
et de la santé humaine, le présent règlement fixe
les exigences concernant les émissions des polluants atmosphériques ci-après aux parties 1, 2 et 3
respectivement :
a) les émissions de NOx provenant des chaudières et fours industriels situés dans certaines
———
———
b
b
a
c
S.C. 2004, c. 15, s. 31
S.C. 1999, c. 33
S.C. 2008, c. 31, s. 5
a
c
L.C. 2004, ch. 15, art. 31
L.C. 1999, ch. 33
L.C. 2008, ch. 31, art. 5
Parties 1, 2 et 3
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(b) NOx from stationary spark-ignition engines
that combust gaseous fuels in certain regulated
facilities in various industrial sectors; and
(c) NOx and SO2 from cement manufacturing
facilities.
Part 4 —
General
Definitions
“Act”
« Loi »
“alumina
facility”
« installation
de production
d’alumine »
“aluminium
facility”
« aluminerie »
“ASTM”
« ASTM »
“ASTM
D6522-11”
« méthode
ASTM
D6522-11 »
“authorized
official”
« agent
autorisé »
“base metals
facility”
« installation
de production
de métaux
communs »
(2) Part 4 provides general rules related to
(a) the CEMS Reference Method governing
the use of a continuous emissions monitoring
system;
(b) alternative rules to those in the CEMS Reference Method and in certain other methods incorporated into these Regulations; and
(c) the reporting, sending, recording and retention of information.
1405
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
installations réglementées appartenant à différents secteurs industriels;
b) les émissions de NOx provenant des moteurs
stationnaires à allumage commandé brûlant un
combustible gazeux situés dans certaines installations réglementées appartenant à différents secteurs industriels;
c) les émissions de NOx et de SO2 provenant des
cimenteries.
(2) La partie 4 contient des dispositions portant
sur :
a) la méthode de référence SMECE réglementant
l’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions;
b) des règles de remplacement de certaines règles
prévues par la méthode de référence SMECE ou
par certaines autres méthodes prévues par le présent règlement;
c) l’établissement de rapports, l’envoi, la consignation et la conservation des renseignements.
Partie 4 —
obligations
générales
INTERPRETATION
DÉFINITIONS
2. (1) The following definitions apply in these
Regulations.
“Act” means the Canadian Environmental Protection Act, 1999.
“alumina facility” means a facility that produces
alumina from bauxite for use in the production of
aluminium.
2. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au
présent règlement.
« agent autorisé »
a) Dans le cas d’une personne morale, celui de
ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
b) dans le cas de toute autre personne, celle-ci ou
la personne autorisée à agir en son nom;
c) dans le cas de toute autre entité, la personne
autorisée à agir en son nom.
« aluminerie » Installation où s’effectuent une ou
plusieurs des activités suivantes :
a) la production de l’aluminium à partir
d’alumine;
b) la production des anodes précuites destinées à
la production d’aluminium;
c) la calcination du coke de pétrole destiné à la
production d’aluminium.
« année » L’année civile.
Définitions
« ASTM » L’ASTM International, auparavant connue sous le nom d’American Society for Testing
and Materials.
« centrale électrique » Installation dont l’activité
principale est la production d’électricité pour la
vente au réseau électrique.
« CFR » Le titre 40, chapitre I du Code of Federal
Regulations des États-Unis.
« chaudière » Équipement de combustion transférant de l’énergie thermique de la combustion du
combustible à l’eau, la vapeur ou au fluide caloporteur. Est exclu l’équipement de combustion utilisé
exclusivement pour la production de l’électricité
pour la vente.
« cimenterie » Installation qui produit du clinker.
« ASTM »
“ASTM”
“aluminium facility” means a facility that engages
in one or more of the following activities:
(a) the production of aluminium from alumina;
(b) the production of pre-baked anodes for use in
the production of aluminium; or
(c) the calcination of petroleum coke for use in
the production of aluminium.
“ASTM” means ASTM International, formerly
known as the American Society for Testing and
Materials.
“ASTM D6522-11” means ASTM D6522-11
method entitled Standard Test Method for Determination of Nitrogen Oxides, Carbon Monoxide,
and Oxygen Concentrations in Emissions from
Natural Gas-Fired Reciprocating Engines, Combustion Turbines, Boilers, and Process Heaters
Using Portable Analyzers published by ASTM.
“authorized official” means
(a) in respect of a corporation, an officer of the
corporation who is authorized to act on its
behalf;
(b) in respect of any other person, that person or
a person authorized to act on behalf of that person; and
(c) in respect of any other entity, a person authorized to act on its behalf.
“base metals facility” is a pyrometallurgical or hydrometallurgical facility that recovers or refines one
or more of the following metals from feed material
that comes primarily from ore:
(a) nickel;
(b) copper;
« clinker » Nodules solides résultant du pyrotraitement de la matière première dans un four.
« agent
autorisé »
“authorized
official”
« aluminerie »
“aluminium
facility”
« année »
“year”
« centrale
électrique »
“power plant”
« CFR »
“CFR”
« chaudière »
“boiler”
« cimenterie »
“cement
manufacturing
facility”
« clinker »
“clinker”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“boiler”
« chaudière »
“cement
manufacturing
facility”
« cimenterie »
“CEMS
Reference
Method”
« méthode de
référence
SMECE »
“CFR”
« CFR »
“chemicals
facility”
« installation
de fabrication
de produits
chimiques »
“clinker”
« clinker »
“Continuous
Emissions
Monitoring
System” or
“CEMS”
« Système de
mesure et
d’enregistrement en continu
des émissions »
ou « SMECE »
(c) zinc;
(d) lead;
(e) cobalt; and
(f) chromium.
“boiler” means combustion equipment that transfers thermal energy from the combustion of a fuel
to water or steam or another heat transfer fluid. It
does not include combustion equipment that is used
only in the generation of electricity for sale.
“cement manufacturing facility” means a facility
that produces clinker.
“CEMS Reference Method” means the method
entitled Protocols and Performance Specifications
for Continuous Monitoring of Gaseous Emissions
from Thermal Power Generation (EPS 1/PG/7)
published, as revised in December 2005 by Her
Majesty the Queen in right of Canada, as represented by the Minister.
“CFR” means Title 40, chapter I of the Code of
Federal Regulations of the United States.
“chemicals facility” means a facility that is primarily engaged in manufacturing chemicals or chemical preparations, from organic or inorganic raw
materials and at which one or of more of the following substances are manufactured:
(a) adipic acid, esters of adipic acid, or amines of
adipic acid;
(b) titanium dioxide;
(c) carbon black;
(d) butyl rubber;
(e) ethylene produced from refined petroleum,
liquid hydrocarbons or natural gas;
(f) ethylene glycol;
(g) grain ethanol for use in industrial applications
or as fuel;
(h) linear alpha olefins;
(i) ethylene-based polymers;
(j) methanol;
(k) iso-octane;
(l) hydrogen produced, primarily for sale, from
steam reforming;
(m) linear alkyl benzene;
(n) purified terephthalic acid;
(o) paraxylene;
(p) styrene monomers and polystyrene resins;
(q) sodium hydroxide;
(r) citric acid; and
(s) nylon resins, fibres and filaments.
“clinker” means solid nodules produced by the
pyroprocessing of feedstock in a kiln.
“Continuous Emissions Monitoring System” or
“CEMS” means equipment for sampling, conditioning and analyzing of emissions from a given
source and the recording of data related to those
emissions.
1406
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
« combustible gazeux » Combustible se trouvant à
l’état gazeux à une température de 20 °C et à une
pression absolue de 101,325 kPa.
« EPA » La Environmental Protection Agency des
États-Unis.
« état stable » État de fonctionnement autre que le
démarrage, l’arrêt et lorsque les conditions d’opération sont perturbées.
« exploitant » À l’égard d’une chaudière, d’un four
industriel, d’un moteur ou d’une cimenterie, personne ayant toute autorité sur eux.
« four industriel » Équipement de combustion
transférant l’énergie thermique de la combustion au
matériel qui est traité à l’extérieur de la chambre de
combustion.
« installation » Tous les bâtiments, autres structures
et équipements fixes situés sur un site unique ou
des sites adjacents qui sont exploités comme un site
intégré unique.
« installation de bouletage du minerai de fer » Installation produisant des boulettes de minerai de fer
à partir de concentré de minerai de fer au moyen
d’un four de durcissement.
« combustible
gazeux »
“gaseous fuel”
« installation de fabrication d’engrais à base
d’azote » Installation produisant une ou plusieurs
des substances suivantes :
a) de l’ammoniac anhydre ou aqueux produit par
reformage à la vapeur;
b) de l’acide nitrique;
c) de l’urée.
« installation de fabrication de produits chimiques »
Installation où l’activité principale est la fabrication
de produits ou de préparations chimiques à partir de
matières premières organiques ou inorganiques et
où sont produites une ou plusieurs des substances
suivantes :
a) acide adipique, esters de l’acide adipique ou
amines de l’acide adipique;
b) dioxyde de titane;
c) noir de carbone;
d) caoutchouc de butyle;
e) éthylène produit à partir de pétrole raffiné,
d’hydrocarbures liquides ou de gaz naturel;
f) éthylène glycol;
g) éthanol à base de céréales devant servir à des
fins industrielles ou comme carburant;
h) alpha-oléfines linéaires;
i) polymères à base d’éthylène;
j) méthanol;
k) isooctane;
l) hydrogène produit, principalement pour la
vente, par reformage à la vapeur;
m) alkyls benzènes linéaires;
n) acide téréphtalique purifié;
o) paraxylène;
p) monomères de styrène et résines de
polystyrène;
q) hydroxyde de sodium;
r) acide citrique;
s) résines, fibres et filaments de nylon.
« installation de
fabrication
d’engrais à
base d’azote »
“nitrogen
fertilizer
facility”
« EPA »
“EPA”
« état stable »
“steady-state”
« exploitant »
“operator”
« four
industriel »
“heater”
« installation »
“facility”
« installation de
bouletage du
minerai de fer »
“iron ore
pelletizing
facility”
« installation de
fabrication de
produits
chimiques »
“chemicals
facility”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“engine”
« moteur »
“engine
registry”
« registre des
moteurs »
“EPA”
« EPA »
“EPA
Method 3A”
« méthode 3A
de l’EPA »
“EPA
Method 7E”
« méthode 7E
de l’EPA »
“facility”
« installation »
“gaseous fuel”
« combustible
gazeux »
“heater”
« four
industriel »
“iron ore
pelletizing
facility”
« installation
de bouletage du
minerai de
fer »
“iron, steel and
ilmenite
facility”
« installation
de production
de fer, d’acier
et d’ilménite »
“nitrogen
fertilizer
facility”
« installation
de fabrication
d’engrais à
base d’azote »
“NOx”
« NOx »
“engine” means an engine that
(a) when used, is stationary and is not in or on a
machine that
(i) is self-propelled, or
(ii) is designed to be propelled while performing its function;
(b) operates under characteristics significantly
similar to the theoretical Otto combustion cycle;
and
(c) uses a spark plug or other sparking device.
“engine registry” means the engine registry established under section 60.
“EPA” means the Environmental Protection Agency of the United States.
“EPA Method 3A” means the method entitled
Method 3A — Determination of Oxygen and Carbon Dioxide Concentrations in Emissions From
Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure), set out in Appendix A-2 of Part 60 of the
CFR.
“EPA Method 7E” means the method entitled
Method 7E — Determination of Nitrogen Oxides
Emissions from Stationary Sources (Instrumental
Analyzer Procedure), set out in Appendix A-4 of
Part 60 of the CFR.
“facility” means the buildings, other structures or
stationary equipment that are located on a single
site or adjacent sites and function as a single integrated site.
“gaseous fuel” means a fuel that is gaseous at a
temperature of 20°C and an absolute pressure of
101.325 kilopascals.
“heater” means combustion equipment that transfers thermal energy from the combustion of a fuel
to a material that is being processed outside the
combustion chamber.
“iron ore pelletizing facility” means a facility that
produces iron ore pellets from iron ore concentrate
using an induration furnace.
“iron, steel and ilmenite facility” means a facility,
other than a foundry that produces iron or steel
castings, that produces any, or any combination, of:
(a) metallurgical coke from coal;
(b) titanium slag or iron from iron-bearing or
titanium-bearing ores, including iron ore pellets;
and
(c) steel from iron or scrap steel.
“nitrogen fertilizer facility” means a facility that
produces one or more of the following substances:
(a) anhydrous ammonia, or aqueous ammonia,
produced from steam reforming;
(b) nitric acid; and
(c) urea.
“NOx” means oxides of nitrogen, which is the sum
of nitric oxide (NO) and nitrogen dioxide (NO2).
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1407
« installation de production d’alumine » Installation
produisant de l’alumine à partir de la bauxite pour
utilisation dans la production d’aluminium.
« installation de
production
d’alumine »
“alumina
facility”
« installation de production de fer, d’acier et
d’ilménite » Installation produisant l’un ou plusieurs des produits suivants :
a) du coke métallurgique à partir du charbon;
b) des scories de titane ou du fer à partir de minerai renfermant du fer ou du titane, y compris
des boulettes de minerai de fer;
c) de l’acier à partir de fer ou de ferraille d’acier.
La présente définition exclut les fonderies produisant du fer ou de l’acier moulé.
« installation de production de métaux communs »
Installation pyrométallurgique ou hydrométallurgique où est récupéré ou affiné au moins l’un des
métaux ci-après à partir de matières provenant surtout de minerais :
a) du nickel;
b) du cuivre;
c) du zinc;
d) du plomb;
e) du cobalt;
f) du chrome.
« installation de production de pâte et papier »
Installation conçue ou utilisée pour produire ce qui
suit :
a) de la pâte, à partir de bois, d’autres matières
végétales ou de produits de papier;
b) des produits, à partir de pâte ou d’un procédé
de mise en pâte.
« installation de production de potasse » Installation produisant de la potasse, y compris celle extrayant du minerai de potasse.
« installation de
production de
fer, d’acier et
d’ilménite »
“iron, steel and
ilmenite
facility”
« installation d’exploitation de sables bitumineux »
À l’exclusion d’une installation dont l’activité principale est la production d’asphalte, installation où
sont effectuées une ou plusieurs des activités
suivantes :
a) l’exploitation minière à ciel ouvert de sables
contenant du bitume ou du pétrole brut;
b) l’extraction du bitume ou du pétrole brut souterrain au moyen de méthodes thermiques;
c) le traitement de sables contenant du bitume ou
du pétrole brut pour l’extraction du bitume ou du
pétrole brut;
d) la valorisation par conversion du bitume, du
pétrole brut ou de mélanges de pétrole brut et
d’autres composés d’hydrocarbures pour l’obtention de produits pétroliers autres que l’essence.
« installation d’exploitation pétrolière et gazière »
Installation produisant, traitant ou transportant des
hydrocarbures extraits de réservoirs souterrains, à
l’exclusion de l’installation de distribution du gaz
naturel, de l’installation d’exploitation de sables
bitumineux, de la raffinerie de pétrole, de l’installation de fabrication de produits chimiques et
de l’installation de fabrication d’engrais à base
d’azote.
« installation
d’exploitation
de sables
bitumineux »
“oil sands
facility”
« installation de
production de
métaux
communs »
“base metals
facility”
« installation de
production de
pâte et papier »
“pulp and
paper facility”
« installation de
production de
potasse »
“potash
facility”
« installation
d’exploitation
pétrolière et
gazière »
“oil and gas
facility”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“oil and gas
facility”
« installation
d’exploitation
pétrolière et
gazière »
“oil sands
facility”
« installation
d’exploitation
de sables
bitumineux »
“operator”
« exploitant »
“petroleum
refinery”
« raffinerie de
pétrole »
“potash
facility”
« installation
de production
de potasse »
“power plant”
« centrale
électrique »
“pulp and paper
facility”
« installation
de production
de pâte et
papier »
“responsible
person”
« personne
responsable »
“SO2”
« SO2 »
“steady-state”
« état stable »
“year”
« année »
“oil and gas facility” means a facility that produces,
processes or transports hydrocarbons extracted
from underground reservoirs, but does not include a
facility engaged in the local distribution of natural
gas, an oil sands facility, a petroleum refinery, a
chemicals facility or a nitrogen fertilizer facility.
“oil sands facility” means a facility, other than a
facility that principally engaged in the production
of asphalt, engaged in one or more of the following
activities:
(a) surface mining of bitumen-containing or
crude oil-containing sand;
(b) the extraction of bitumen or crude oil from
underground using thermal methods;
(c) the processing of bitumen-containing or crude
oil-containing sand to extract bitumen or crude
oil; or
(d) the upgrading by means of the conversion of
bitumen or crude oil, or of blends of crude oil
and other hydrocarbon compounds, to produce
petroleum products other than gasoline.
“operator” means a person that has the charge,
management or control of a boiler or heater, an
engine or a cement manufacturing facility.
“petroleum refinery” means a facility that processes
crude oil into gasoline and other petroleum products or a lubricants facility that processes crude oilbased feedstock into lubricating oil-based stock.
“potash facility” means a facility that produces
potash, including those facilities that extract
potash-bearing ore.
“power plant” means a facility whose primary purpose is the production of electricity for sale to the
electric grid.
“pulp and paper facility” means a facility that is
designed or used to produce
(a) pulp products from wood, other plant material or paper products; or
(b) any product from pulp or a pulping process.
“responsible person” means an owner or operator
of a boiler or heater, an engine or a cement manufacturing facility.
“SO2” means sulphur dioxide, which has the molecular formula SO2.
“steady-state” means an operating state that is other
than start-up, shutdown and upset.
“year” means a calendar year.
1408
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
« Loi » La Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999).
« méthode 3A de l’EPA » La méthode intitulée
Method 3A — Determination of Oxygen and Carbon
Dioxide Concentrations in Emissions From Stationary Sources (Instrumental Analyzer Procedure) qui
figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR.
« méthode 7E de l’EPA » La méthode intitulée
Method 7E — Determination of Nitrogen Oxides
Emissions From Stationary Sources (Instrumental
Analyzer Procedure) qui figure à l’Appendix A-4
de la partie 60 du CFR.
« méthode ASTM D6522-11 » La méthode
ASTM D6522-11, intitulée Standard Test Method
for Determination of Nitrogen Oxides, Carbon
Monoxide, and Oxygen Concentrations in Emissions from Natural Gas-Fired Reciprocating Engines, Combustion Turbines, Boilers, and Process Heaters Using Portable Analyzers, publiée par
l’ASTM.
« méthode de référence du SMECE » La méthode
intitulée Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions
gazeuses des centrales thermiques (SPE 1/PG/7)
publiée après sa révision en décembre 2005 par Sa
Majesté la Reine du chef du Canada, représentée
par le ministre.
« moteur » Moteur ayant les caractéristiques
suivantes :
a) il est stationnaire lors de son utilisation et
n’est pas utilisé dans ou sur une des machines
ayant les caractéristiques suivantes :
(i) une machine autopropulsée,
(ii) une machine conçue pour être propulsée
tout en accomplissant sa fonction;
b) il fonctionne selon des caractéristiques très
semblables au cycle de combustion théorique
d’Otto;
c) il est muni d’une bougie d’allumage ou d’un
autre mécanisme d’allumage commandé.
« NOx » Oxydes d’azote, soit la somme du monoxyde d’azote (NO) et du dioxyde d’azote (NO2).
« personne responsable » À l’égard d’une chaudière, d’un four industriel, d’un moteur ou d’une
cimenterie, la personne qui en est le propriétaire ou
l’exploitant.
« raffinerie de pétrole » Installation transformant le
pétrole brut en essence ou autres produits pétroliers
ou installation de lubrifiants transformant la matière
première à base de pétrole brut en matière lubrifiante à base d’huile.
« registre des moteurs » Le registre des moteurs
établi aux termes de l’article 60.
« SO2 » Dioxyde de soufre, dont la formule moléculaire est SO2.
« 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.
« Loi »
“Act”
« méthode 3A
de l’EPA »
“EPA
Method 3A”
« méthode 7E
de l’EPA »
“EPA
Method 7E”
« méthode
ASTM
D6522-11 »
“ASTM
D6522-11”
« méthode de
référence du
SMECE »
“CEMS
Reference
Method”
« moteur »
“engine”
« NOx »
“NOx”
« personne
responsable »
“responsible
person”
« raffinerie de
pétrole »
“petroleum
refinery”
« registre des
moteurs »
“engine
registry”
« SO2 »
“SO2”
« système de
mesure et
d’enregistrement en
continu des
émissions » ou
« SMECE »
“Continuous
Emissions
Monitoring
System” or
“CEMS”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Interpretation
of incorporated
documents
EPA discretion
Inconsistency
Methods
incorporated by
reference
Definitions
“alternative
gas”
« gaz de
remplacement »
(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot
« should » ou l’emploi du conditionnel, ainsi que
toute recommandation ou suggestion expriment une
obligation.
(3) Les méthodes de l’EPA incorporées par renvoi dans le présent règlement sont interprétées
compte non tenu des renvois à l’EPA ou à son administrateur exerçant son pouvoir discrétionnaire.
(4) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur tout document incompatible y étant
incorporé par renvoi.
Interprétation
des documents
incorporés par
renvoi
(5) Dans le présent règlement, tout renvoi à une
méthode de l’EPA ou de l’ASTM s’entend de sa
version éventuellement modifiée.
Documents
incorporés par
renvoi
PART 1
PARTIE 1
BOILERS AND HEATERS
CHAUDIÈRES ET FOURS INDUSTRIELS
DÉFINITIONS
3. The following definitions apply in this Part
and in Schedules 1 to 4.
“alternative gas” means a gaseous fossil fuel other
than natural gas.
Définitions
« capacité nominale » À l’égard d’une chaudière ou
d’un four industriel, la quantité maximale d’énergie
thermique contenue dans le combustible que la
chaudière ou le four industriel est en mesure de
brûler par heure en fonction de sa conception,
exprimée en GJ/h, tel que le spécifie la plaque
signalétique qui y est apposée par le fabricant.
« chaudière de récupération chimique » Chaudière
dont les combustibles incluent la liqueur de cuisson
résiduaire et qui récupère les constituants chimiques provenant de la combustion de cette liqueur.
« capacité
nominale »
“rated
capacity”
« combustible fossile gazeux » S’entend notamment de tout combustible fossile gazeux qui est le
sous-produit d’un procédé ou d’un traitement
industriel contenant des constituants ayant une valeur thermique.
« craqueur d’éthylène » Four industriel transformant un mélange de vapeur et d’hydrocarbures en
hydrocarbures gazeux, notamment en éthylène.
« combustible
fossile
gazeux »
“gaseous fossil
fuel”
“ASTM D1945-03” means ASTM D1945-03
method entitled Standard Test Method for Analysis
of Natural Gas by Gas Chromatography, published
by ASTM.
“ASTM D1946-90” means ASTM D1946-90
method entitled Standard Practice for Analysis of
Reformed Gas by Gas Chromatography, published
by ASTM.
“blast furnace stove” means a vertical cylindrical
regenerator filled with refractory used to preheat
ambient air that is then introduced into a blast
furnace used in ironmaking.
“chemical
recovery
boiler”
« chaudière de
récupération
chimique »
“chemical recovery boiler” means a boiler whose
fuel includes spent pulping liquor and that recovers
chemical components from the combustion of that
spent pulping liquor.
“coke oven”
« four à coke »
“coke oven” means a heater that converts coal to
coke through distillation.
“coke oven battery” means alternating multiple
banks of coke ovens.
“commercial
grade natural
gas”
« gaz naturel
de qualité
commerciale »
Incompatibilité
3. Les définitions qui suivent s’appliquent à la
présente partie et aux annexes 1 à 4.
« air préchauffé » Air qui est préchauffé au-delà
de la température de l’air ambiant avant d’être
introduit dans la chambre de combustion du four
industriel.
« batterie de fours à coke » Plusieurs rangées alternées de fours à coke.
“ASTM
D1945-03”
« méthode
ASTM
D1945-03 »
“coke oven
battery”
« batterie de
fours à coke »
Discrétion de
l’EPA
INTERPRETATION
“anode baking furnace” means a heater that bakes
green anodes to produce blocks of carbon for use in
the production of aluminium.
“blast furnace
stove”
« récupérateur
de haut
fourneau »
1409
(2) For the purpose of interpreting any document
incorporated by reference into these Regulations,
“should” must be read to mean “must” and any
recommendation or suggestion must be read as an
obligation.
(3) Any EPA method incorporated by reference
into these Regulations must be read as excluding
references to the EPA or the Administrator of the
EPA exercising discretion in any way.
(4) In the event of an inconsistency between
a provision of these Regulations and any document incorporated by reference in these Regulations, that provision prevails to the extent of the
inconsistency.
(5) Any method of the EPA or ASTM that is incorporated by reference into these Regulations is
incorporated as amended from time to time.
“anode baking
furnace”
« four de
cuisson
d’anodes »
“ASTM
D1946-90”
« méthode
ASTM
D1946-90 »
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
“commercial grade natural gas” means natural gas
purchased from a commercial supplier.
« date de mise en service » Date à laquelle la chaudière ou le four industriel commence à produire de
l’énergie thermique utilisée principalement pour
contribuer à la production ou pour le chauffage.
« de transition » Qualifie la chaudière ou le four
industriel qui satisfait aux exigences suivantes :
a) son assemblage a lieu à l’installation même;
« air
préchauffé »
“preheated air”
« batterie de
fours à coke »
“coke oven
battery”
« chaudière de
récupération
chimique »
“chemical
recovery
boiler”
« craqueur
d’éthylène »
“ethylene
cracker”
« date de mise
en service »
“commissioning
date”
« de
transition »
“transitional”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“commissioning date”
« date de mise
en service »
“commissioning date” means the day on which a
boiler or heater begins to produce thermal energy
primarily for use in production or to provide heat.
“emissionintensity”
« intensité
d’émission »
“emission-intensity” means the rate at which a
boiler or heater emits NOx in relation to the thermal
energy of the fuel it combusts, expressed in grams
of NOx emitted per Gigajoule of thermal energy in
the fuel (g/GJ).
“ethylene cracker” means a heater that transforms
a mixture of steam and hydrocarbon into hydrocarbon gases, notably ethylene.
“ethylene
cracker”
« craqueur
d’éthylène »
“gaseous fossil
fuel”
« combustible
fossile gazeux »
“modern”
« moderne »
“natural gas”
« gaz naturel »
“original”
« d’origine »
“ppmvd”
« ppmvs »
“preheated air”
« air
préchauffé »
“rated
capacity”
« capacité
nominale »
“reheat
furnace”
« four de
réchauffage »
“standard m3”
« m3
normalisé »
“steam
methane
reformer”
« reformeur de
méthane à
vapeur »
“transitional”
« de
transition »
10.5 GJ/hr
“gaseous fossil fuel” includes gaseous fossil fuel
that is a by-product of an industrial process or
operation that has constituents with thermal energy
value.
“modern”, in relation to a boiler or heater, means a
boiler or heater that is neither original nor
transitional.
“natural gas” means a gaseous fossil fuel that
consists of least 90% methane by volume.
“original”, in relation to a boiler or heater, means a
boiler or heater whose commissioning date is
before January 1, 2015.
“ppmvd” means parts per million, on a volumetric
dry basis.
“preheated air” means air that is preheated above
ambient air temperature before it is introduced into
the combustion chamber of a heater.
“rated capacity”, in relation to a boiler or heater,
means the maximum thermal energy contained in
fuel that the boiler or heater is designed to be able
to combust per hour, expressed in GJ/hr, as
specified on the nameplate affixed to the boiler or
heater by its manufacturer.
“reheat furnace” means a heater in which steel is
re-heated for hot rolling into basic shapes.
“standard m3” has the meaning assigned to a cubic
metre at standard pressure and standard temperature
by the definition “standard volume” in subsection 2(1) of the Electricity and Gas Inspection
Regulations.
“steam methane reformer” means a heater that
transforms a mixture of steam and hydrocarbons in
the presence of a catalyst to produce hydrogen and
carbon oxides.
“transitional”, in relation to a boiler or heater,
means a boiler or heater whose
(a) assembly occurs at the facility where it is located; and
(b) commissioning date is in the period that begins on January 1, 2015 and that ends on December 31, 2016.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
b) la date de sa mise en service a lieu au cours de
la période commençant le 1er janvier 2015 et se
terminant le 31 décembre 2016.
« d’origine » Qualifie la chaudière ou le four industriel mis en service avant le 1er janvier 2015.
« four à coke » Four industriel convertissant par
distillation le charbon en coke.
« four de cuisson d’anodes » Four industriel cuisant les anodes crues afin d’obtenir des blocs de
carbone pouvant être utilisés pour la production
d’aluminium.
« four de réchauffage » Four industriel où l’acier
est réchauffé afin d’être laminé à chaud en formes
élémentaires.
« gaz de remplacement » Combustible fossile
gazeux autre que du gaz naturel.
« gaz naturel » Combustible fossile gazeux composé d’au moins 90 % de méthane par volume.
« gaz naturel de qualité commerciale » Gaz naturel
acheté d’un fournisseur commercial.
« intensité d’émission » Taux de NOx émis par la
chaudière ou le four industriel par rapport à l’énergie thermique du combustible brûlé, exprimé en
grammes de NOx émis par gigajoule d’énergie
thermique dans le combustible (g/GJ).
« m3 normalisé » S’entend d’un mètre cube à la
pression normale et à la température normale, au
sens de « volume normal » au paragraphe 2(1) du
Règlement sur l’inspection de l’électricité et du
gaz.
« méthode ASTM D1945-03 » La méthode
ASTM D1945-03, intitulée Standard Test Method
for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM.
« méthode ASTM D1946-90 » La méthode
ASTM D1946-90, intitulée Standard Practice for
Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography, publiée par l’ASTM.
« moderne » Qualifie la chaudière ou le four
industriel qui n’est ni d’origine ni de transition.
« ppmvs » Partie par million mesurée sur une base
volumétrique compte tenu uniquement de la
composante sèche.
« récupérateur de haut fourneau » Générateur cylindrique vertical rempli de matériaux réfractaires
et utilisé pour préchauffer l’air ambiant avant que
celui-ci soit introduit dans le haut fourneau lors de
la fabrication du fer.
« reformeur de méthane à vapeur » Four industriel
transformant un mélange de vapeur et d’hydrocarbures, en présence d’un catalyseur, en hydrogène et oxydes de carbone.
APPLICATION
CHAMP D’APPLICATION
4. (1) This Part applies in respect of a boiler or a
heater in a regulated facility that is designed to
4. (1) La présente partie s’applique à l’égard de
la chaudière et du four industriel situés dans une
1410
« d’origine »
“original”
« four à coke »
“coke oven”
« four de
cuisson
d’anodes »
“anode baking
furnace”
« four de
réchauffage »
“reheat
furnace”
« gaz de
remplacement »
“alternative
gas”
« gaz naturel »
“natural gas”
« gaz naturel de
qualité
commerciale »
“commercial
grade natural
gas”
« intensité
d’émission »
“emissionintensity”
« m3
normalisé »
“standard m3”
« méthode
ASTM
D1945-03 »
“ASTM
D1945-03”
« méthode
ASTM
D1946-90 »
“ASTM
D1946-90”
« moderne »
“modern”
« ppmvs »
“ppmvd”
« récupérateur
de haut
fourneau »
“blast furnace
stove”
« reformeur de
méthane à
vapeur »
“steam
reformer”
10,5 GJ/h
Canada Gazette Part I June 7, 2014
combust gaseous fossil fuel and has a rated capacity
greater than or equal to 10.5 GJ/hr.
Regulated
facilities
Excluded
boilers and
heaters
Modern boilers
(2) The following are the regulated facilities:
(a) oil and gas facilities;
(b) oil sands facilities;
(c) chemicals facilities and nitrogen fertilizer
facilities;
(d) pulp and paper facilities;
(e) base metals facilities;
(f) potash facilities;
(g) alumina facilities and aluminium facilities;
(h) power plants;
(i) iron, steel and ilmenite facilities;
(j) iron ore pelletizing facilities; and
(k) cement manufacturing facilities.
(3) Despite subsections (1) and (2), this Part does
not apply in respect of the following types of boiler
or heater:
(a) a heater that is used to dry, bake or calcinate
materials, including a kiln within the meaning of
section 65 and an anode baking furnace;
(b) a heater that is used in any process to chemically transform ore or intermediate products into
bulk metallic products;
(c) a heater that combusts coke oven gas;
(d) an ethylene cracker;
(e) a steam methane reformer;
(f) a coke oven, including coke ovens in a coke
oven battery;
(g) a blast furnace stove;
(h) a reheat furnace;
(i) a boiler or heater that is used exclusively for
activities that are subsequent to the hot rolling of
steel into basic shapes in an iron, steel and ilmenite facility; and
(j) a chemical recovery boiler.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
installation réglementée qui sont conçus pour brûler
un combustible fossile gazeux et qui ont une capacité nominale d’au moins 10,5 GJ/h.
(2) Sont des installations réglementées :
a) l’installation d’exploitation pétrolière et
gazière;
b) l’installation d’exploitation de sables
bitumineux;
c) l’installation de fabrication de produits chimiques et l’installation de fabrication d’engrais à
base d’azote;
d) l’installation de production de pâte et papier;
e) l’installation de production de métaux
communs;
f) l’installation de production de potasse;
g) l’installation de production d’alumine et
l’aluminerie;
h) la centrale électrique;
i) l’installation de production de fer, d’acier et
d’ilménite;
j) l’installation de bouletage du minerai de fer;
k) la cimenterie.
(3) Malgré les paragraphes (1) et (2), ne sont pas
des chaudières et des fours industriels visés par la
présente partie :
a) le four industriel de séchage, de cuisson ou de
calcination, y compris le four au sens de l’article 65 et le four de cuisson d’anodes;
b) le four industriel employé dans des processus
de transformation chimique des minerais, ou de
leurs produits intermédiaires, en produits métalliques en vrac;
c) le four industriel qui brûle un gaz de four à
coke;
d) le craqueur d’éthylène;
e) le reformeur de méthane à vapeur;
f) le four à coke, y compris celui incorporé dans
une batterie de fours à coke;
g) le récupérateur de haut fourneau;
h) le four de réchauffage;
i) la chaudière ou le four industriel utilisés exclusivement pour une activité subséquente au laminage à chaud de l’acier en formes élémentaires dans une installation de production de fer,
d’acier et d’ilménite;
j) la chaudière de récupération chimique.
OBLIGATIONS
OBLIGATIONS
5. (1) The responsible person for a modern boiler
that has at least 50% of the input energy in its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel,
set out in column 1 of the table to this subsection,
and a thermal efficiency set out in column 2, must
ensure that the emission-intensity of the boiler is
less than or equal to the emission-intensity limit set
out in column 3.
5. (1) La personne responsable de toute chaudière moderne dont au moins 50 % de l’apport
énergétique alimentant la chambre de combustion
provient d’un combustible fossile gazeux visé à la
colonne 1 du tableau du présent paragraphe veille à
ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à la limite d’intensité d’émission prévue à la
colonne 3, compte tenu du rendement thermique du
combustible mentionné à la colonne 2.
1411
Installations
réglementées
Chaudières et
fours
industriels
exclus
Chaudière
moderne
Canada Gazette Part I June 7, 2014
TABLE
TABLEAU
Column 1
Column 2
Column 3
Item
Gaseous Fossil
Fuel
Thermal
Efficiency
Emission-intensity
Limit (g/GJ)
1.
2.
natural gas
natural gas
< 80%
≥ 80% and ≤ 90%
3.
4.
natural gas
alternative gas
> 90%
< 80%
5.
alternative gas
≥ 80% and ≤ 90%
6.
alternative gas
> 90%
Modern heaters
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Article
Combustible
fossile gazeux
Rendement
thermique
Limite d’intensité
d’émission (g/GJ)
16
16 + (E - 80)/5, where E is
the thermal efficiency of
the boiler
18
20.8
1.
2.
Gaz naturel
Gaz naturel
< 80 %
≥ 80 % et ≤ 90 %
3.
4.
> 90 %
< 80 %
20.8 + (E - 80)/4.54,
where E is the efficiency of
the boiler
23
5.
Gaz naturel
Gaz de
remplacement
Gaz de
remplacement
16
16 + (R – 80)/5, où R est
le rendement thermique de
la chaudière
18
20,8
Gaz de
remplacement
> 90 %
(2) The responsible person for a modern heater
that has at least 50% of the input energy in its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel,
set out in column 1 of the table to this subsection,
and uses preheated air at the number of degrees,
expressed in °C, above ambient air temperature, if
any, set out in column 2 must ensure that the
emission-intensity of the heater is less than or equal
to the emission-intensity limit set out in column 3.
6.
≥ 80 % et ≤ 90 %
20,8 + (R – 80)/4,54, où R
est le rendement thermique
de la chaudière
23
(2) La personne responsable de tout four industriel moderne dont au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux visé à la
colonne 1 du tableau du présent paragraphe veille à
ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à la limite d’intensité d’émission prévue à la
colonne 3, compte tenu de l’écart en degrés Celcius
entre la température de l’air préchauffé et l’air ambiant mentionné à la colonne 2.
TABLE
Four industriel
moderne
TABLEAU
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Article
Combustible
fossile gazeux
Écart en degrés
Celcius entre l’air
préchauffé et l’air
ambiant
Limite d’intensité
d’émission (g/GJ)
0°C
16
> 0°C and ≤ 150°C 16 × [1 + (2 x 10-4T) +
(7 x 10-6T2)], where T is the
number of degrees, expressed
in °C, above ambient air
temperature of the preheated air
> 150°C
19
0°C
20.8
1.
2.
Gaz naturel
Gaz naturel
3.
4.
> 0°C and ≤ 155°C 20.8 × [1 + (2 x 10-4T) +
(7 x 10-6T2)], where T is the
number of degrees, expressed
in °C, above ambient air
temperature of the preheated air
> 155°C
25
5.
Gaz naturel
Gaz de
remplacement
Gaz de
remplacement
Column 1
Column 2
Item
Gaseous Fossil
Fuel
Number of
Degrees Above
Ambient Air
Temperature of
Reheated Air
1.
2.
natural gas
natural gas
3.
4.
natural gas
alternative gas
5.
alternative gas
6.
alternative gas
Transitional
boilers or
heaters
1412
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Column 3
Emission-intensity
Limit (g/GJ)
6. The responsible person for the following types
of a transitional boiler or heater that has at least
50% of the input energy in its combustion chamber
coming from gaseous fossil fuel must ensure that
the emission-intensity of the boiler or heater is less
than or equal to
(a) 26 g/GJ, for a boiler and heater that has
a rated capacity of greater than or equal to
10.5 GJ/hr and less than or equal to 105 GJ/hr;
and
(b) 40 g/GJ, for a boiler and heater that has a
rated capacity of greater than 105 GJ/hr.
6.
Gaz de
remplacement
0 °C
16
> 0 °C et ≤ 150 °C 16 × [1 + (2 × 10–4T) +
(7 × 10–6T2)], où T est l’écart
entre la température de l’air
préchauffé et l’air ambiant,
exprimée en °C
> 150 °C
19
0 °C
20,8
> 0 °C et ≤ 155 °C 20,8 × [1 + (2 × 10–4T) +
(7 × 10–6T2)], où T est l’écart
entre la température de l’air
préchauffé et l’air ambiant,
exprimée en °C
> 155 °C
25
6. La personne responsable de toute chaudière ou
de tout four industriel de transition dont au moins
50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre
de combustion provient d’un combustible fossile
gazeux veille à ce que son intensité d’émission ne
soit pas supérieure à celle des limites d’intensité
d’émission ci-après qui s’applique :
a) 26 g/GJ, pour la chaudière ou le four industriel
ayant une capacité nominale d’au moins
10,5 GJ/h et d’au plus 105 GJ/h;
b) 40 g/GJ, pour la chaudière ou le four industriel
ayant une capacité nominale supérieure à
105 GJ/h.
Chaudière et
four industriel
de transition
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Original boilers
and heaters
Class 70 boilers
and heaters
Class 80 boilers
and heaters
Both initial test
and change test
Major
modifications —
original boilers
and heaters
Major
modifications
Exception —
impossibility
Establishment
7. (1) The responsible person for a class 80
original boiler or heater or a class 70 original boiler
or heater that has at least 50% of the input energy in
its combustion chamber coming from gaseous fossil
fuel must ensure that the emission-intensity of the
boiler or heater is less than or equal to 26 g/GJ, as
of
(a) January 1, 2026, for a class 80 boiler or
heater; and
(b) January 1, 2036, for a class 70 boiler or
heater.
(2) A class 70 original boiler or heater is an
original boiler or heater for which an initial test
conducted under section 21 or a change test conducted under section 26 resulted in its emissionintensity being equal to or greater than 70 g/GJ and
less than 80 g/GJ.
(3) A class 80 original boiler or heater is an
original boiler or heater for which an initial test
conducted under section 21 or a change test conducted under section 26 resulted in its emissionintensity being equal to or greater than 80 g/GJ.
(4) If both an initial test and a change test are
conducted, the greater of the resulting emissionintensities is to be used for the purpose of subsection (2) or (3).
8. (1) The responsible person for a boiler or
heater referred to in subsection 7(1) that has undergone a major modification before the date referred
to in paragraph 7(1)(a) or (b), as the case may be,
must, as of the commissioning date for the boiler or
heater with that major modification, ensure that the
emission-intensity of the boiler or heater is less
than or equal to 26 g/GJ.
(2) The major modifications are
(a) for a boiler or heater with a single burner or
double burner, the replacement of a burner;
(b) the replacement, within a period of at most
60 months, of at least three burners in a boiler or
heater that has at least three burners; and
(c) the relocation of a boiler or heater.
9. (1) Despite subsection 8(1), if it is established
in accordance with subsection (2) that a boiler or
heater would not, under any circumstances when
operated under normal conditions after it has undergone a major modification, have an emissionintensity of less than or equal to 26 g/GJ, the responsible person for the boiler or heater with that
major modification must ensure that its emissionintensity is less than 50% of its emission-intensity
as reported in the initial report referred to in section 29.
(2) In order to establish that a boiler or heater
that undergoes a major modification would not
have an emission-intensity of less than or equal to
26 g/GJ, the responsible person for the boiler or
heater must send the following to the Minister:
(a) documents, provided to the responsible person by a person who is independent of the responsible person, that establish, based on the
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1413
7. (1) La personne responsable de toute chaudière
ou de tout four industriel d’origine de classe 80 ou
70 dont au moins 50 % de l’apport énergétique
alimentant la chambre de combustion provient d’un
combustible fossile gazeux veille à ce que son intensité d’émission ne soit pas supérieure à 26 g/GJ
à partir de la date suivante :
a) le 1er janvier 2026, dans le cas de la chaudière
ou du four industriel de classe 80;
b) le 1er janvier 2036, dans le cas de la chaudière
ou du four industriel de classe 70.
(2) La chaudière ou le four industriel d’origine
est de classe 70 si, lors de l’essai initial prévu à
l’article 21 ou lors de l’essai de changement prévu
à l’article 26, il est déterminé que son intensité
d’émission est d’au moins 70 g/GJ et de moins de
80 g/GJ.
(3) La chaudière ou le four industriel d’origine
est de classe 80 si, lors de l’essai initial prévu à
l’article 21 ou lors de l’essai de changement prévu
à l’article 26, il est déterminé que son intensité
d’émission est d’au moins 80 g/GJ.
(4) Lorsque l’essai initial et l’essai de changement sont tous deux effectués, l’intensité d’émission la plus élevée qui en résulte est retenue pour
l’application des paragraphes (2) et (3).
8. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel visé au paragraphe 7(1) qui a subi des modifications importantes
avant la date applicable prévue à son égard aux
alinéas 7(1)a) ou b) veille, à partir de la date de sa
mise en service, à ce que son intensité d’émission
ne soit pas supérieure à 26 g/GJ.
Chaudière et
four industriel
d’origine
(2) Sont des modifications importantes :
a) le remplacement d’un brûleur, dans la chaudière ou le four industriel à brûleur unique ou
double;
b) le remplacement, au cours d’une période d’au
plus soixante mois, d’au moins trois brûleurs
dans la chaudière ou le four industriel ayant au
moins trois brûleurs;
c) le déménagement de la chaudière ou du four
industriel.
9. (1) Malgré le paragraphe 8(1), s’il est établi en
conformité avec le paragraphe (2) qu’après avoir
subi des modifications importantes, la chaudière ou
le four industriel ne pourront se conformer à la
limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ, la
limite d’intensité d’émission de remplacement qui
leur est applicable une fois apportées ces modifications correspond à moins de 50 % de l’intensité
d’émission mentionnée à l’égard de la chaudière ou
du four industriel dans le rapport initial établi aux
termes de l’article 29.
(2) Afin d’établir qu’après avoir subi des modifications importantes, la chaudière ou le four industriel ne pourront se conformer à la limite d’intensité
d’émission d’au plus 26 g/GJ, la personne responsable est tenue d’envoyer au ministre les documents
suivants :
a) les documents que lui a fournis une personne
indépendante d’elle, établissant, à partir des plans
Modifications
importantes
Chaudière et
four industriel
de classe 70
Chaudière et
four industriel
de classe 80
Essais initial et
de changement
Modifications
importantes —
chaudière ou
four industriel
d’origine
Exception —
impossibilité de
respecter la
limite
Attestation
Canada Gazette Part I June 7, 2014
plans for carrying out the major modification,
that the boiler or heater — when operated under
normal conditions after the major modification
is completed — could not, under any circumstances, have an emission-intensity less than or
equal to 26 g/GJ;
(b) a signed certificate, provided to the responsible person by another person who is independent of both the responsible person and the
independent person referred to in paragraph (a),
indicating that they have, before the major modification is carried out, reviewed the documents
referred to in paragraph (a) and agree that the
documents establish that the boiler or heater —
when operated under normal conditions after the
major modification is completed — could not,
under any circumstances, have an emissionintensity less than or equal to 26 g/GJ; and
(c) documents establishing that each of the independent persons referred to in paragraphs (a)
and (b) has demonstrated knowledge of and at
least five years’ experience in the design of lowNOx burner technology.
QUANTIFICATION
Input energy
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1414
des travaux pour les modifications, que la chaudière ou le four industriel ne pourra — sous aucune circonstance — se conformer à la limite
d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ lorsque
fonctionnant dans des conditions normales après
avoir subi des modifications importantes;
b) le certificat signé que lui a fourni une autre
personne indépendante d’elle et de la personne
visée à l’alinéa a), indiquant qu’avant que les
modifications soient complétées elle a examiné
les documents mentionnés à cet alinéa et convient que ceux-ci établissent que la chaudière ou
le four industriel, lorsque fonctionnant dans des
conditions normales après avoir subi des modifications importantes, ne pourra — sous aucune
circonstance — se conformer à la limite d’intensité d’émission d’au plus 26 g/GJ;
c) les documents établissant que chacune des
personnes indépendantes visées aux alinéas a)
et b) a fait preuve qu’elle a des connaissances et
possède au moins cinq ans d’expérience en ce
qui à trait à la conception de technologies à faible émission de NOx.
QUANTIFICATION
Input Energy
Apport énergétique
10. For the purposes of sections 5 to 9, the responsible person for a boiler or heater must, when
the boiler or heater is operating at a steady-state,
determine the percentage of the input energy in its
combustion chamber coming from gaseous fossil
fuel by using the formula
(Eng + Ealt)/(Eng + Ealt + Eo) × 100
where
Eng is the energy input from natural gas, determined by the formula
0.03793Qng
where
Qng
is the quantity of natural gas combusted, as measured by a flow meter
on the input, expressed in standard m3;
Ealt is the energy input from alternative gas, determined by the formula
QaltHHValt
where
Qalt
is the quantity of the alternative gas
combusted, as measured by a flow
meter on the input, expressed in
standard m3, and
HHValt is the higher heating value of the alternative gas combusted, expressed
in GJ/standard m3, determined in accordance with paragraphs 12(3)(a)
and (b); and
Eo
is the energy input, expressed in GJ, from a
fuel other than gaseous fossil fuel, determined by using the formula
ΣQoiHHVoi
where
Qoi
is the quantity of the ith fuel combusted, other than gaseous fossil
fuel, as measured by a flowmeter on
the input
10. Pour l’application des articles 5 à 9, la personne responsable de la chaudière ou du four industriel détermine, lorsque la chaudière ou le four industriel est à l’état stable, le pourcentage de l’apport
énergétique du combustible alimentant la chambre
de combustion provenant d’un combustible gazeux
selon la formule suivante :
(Egn + Ealt)/(Egn + Ealt + Ea) × 100
où :
Egn représente l’apport énergétique du gaz naturel, déterminé selon la formule suivante :
0,03793Qgn
où :
Qgn
représente la quantité du gaz naturel brûlé, mesuré par débitmètre lors
de l’alimentation, exprimé en m3
normalisés;
Ealt l’apport énergétique du gaz de remplacement, déterminé selon la formule suivante :
QaltPCSalt
où :
Qalt
représente la quantité de gaz de remplacement brûlé, mesuré par débitmètre lors de l’alimentation, en m3
normalisés,
PCSalt le pouvoir calorifique supérieur du
gaz de remplacement brûlé, déterminé en conformité avec les alinéas 12(3)a) et b) et exprimé en
GJ/m3 normalisé;
Ea
l’apport énergétique, exprimé en GJ, des
combustibles autres que les combustibles
fossiles gazeux, déterminé selon la formule
suivante :
ΣQaiPCSai
où :
Qai
représente la quantité du ie combustible brûlé qui n’est pas un
Apport
énergétique
Canada Gazette Part I June 7, 2014
HHVoi is the higher heating value of the ith
fuel combusted, other than gaseous
fossil fuel, as determined in accordance with paragraphs 12(3)(a) and
(b), and
i
is the ith fuel combusted, other than
gaseous fossil fuel, where i goes
from 1 to n and where n is the number of those fuels combusted.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
PCSai
i
combustible fossile gazeux, mesuré
par appareil de mesure lors de
l’alimentation,
le pouvoir calorifique supérieur du
ie combustible brûlé qui n’est pas un
combustible fossile gazeux, déterminé en conformité avec les alinéas 12(3)a) et b),
le ie combustible brûlé qui n’est pas
un combustible fossile gazeux, i allant de 1 à n, où n représente le nombre de ces combustibles.
Type of Gas
Type de gaz
Methane
content —
weighted
average
11. (1) For the purpose of the definition “natural
gas” in section 3 and of section 5, the methane content of the gaseous fossil fuel introduced into the
combustion chamber of a boiler or heater is to be
calculated as a weighted average by using the
formula
[(%CH4 ng × Qng) + (%CH4 alt × Qalt)]/(Qng + Qalt)
where
%CH4 ng is the percentage of the methane content,
determined under subsection (2), of the
quantity of natural gas introduced into the
combustion chamber;
Qng
is the quantity of the natural gas introduced into the combustion chamber as
measured by a flow meter on the input,
expressed in standard m3;
%CH4 alt is the percentage of the methane content,
determined under subsection (2), of the
quantity of alternative gas introduced into
the combustion chamber; and
Qalt
is the quantity of the alternative gas introduced into the combustion chamber as
measured by a flow meter on the input,
expressed in standard m3.
Gas introduced
to combustion
chamber
(2) The percentage of the methane content of a
gaseous fossil fuel introduced into the combustion
chamber is
(a) for commercial grade natural gas, 95%; and
(b) for any other gas, determined by the method,
as applicable
(i) ASTM D1945-03, or
(ii) ASTM D1946-90.
11. (1) Pour l’application de la définition de
« gaz naturel » prévue à l’article 3 et de l’article 5,
la concentration en méthane des combustibles fossiles gazeux alimentant la chambre de combustion de
la chaudière ou du four industriel est calculée sous
forme de moyenne pondérée selon la formule
suivante :
[(%CH4 ng × Qgn) + (%CH4 alt × Qalt)]/(Qgn + Qalt)
où :
%CH4 ng représente le pourcentage de méthane,
déterminé en conformité avec le paragraphe (2), dans le gaz naturel alimentant la
chambre de combustion;
Qgn
la quantité de gaz naturel alimentant la
chambre de combustion, mesurée par débitmètre lors de l’alimentation, en m3
normalisés;
%CH4 alt le pourcentage de méthane, déterminé en
conformité avec le paragraphe (2), dans le
gaz de remplacement alimentant la chambre de combustion;
Qalt
la quantité de gaz de remplacement alimentant la chambre de combustion, mesurée par débitmètre lors de l’alimentation,
en m3 normalisés.
(2) Le pourcentage de méthane dans le combustible fossile gazeux alimentant la chambre de combustion est déterminé de la façon suivante :
a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, il
est égal à 95 %;
b) pour tous les autres combustibles fossiles gazeux, il est déterminé en conformité avec celle
des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) la méthode ASTM D1945-03,
(ii) la méthode ASTM D1946-90.
Thermal
efficiency
1415
Thermal Efficiency
Rendement thermique
12. (1) For the purpose of subsection 5(1), the responsible person must determine the thermal efficiency of a modern boiler by using the formula
100% - Ldfg - LH - Lrc - Lua
where
Ldfg is the percentage of loss of thermal efficiency
due to the energy content of dry flue gas determined in accordance with subsection (2);
12. (1) Pour l’application du paragraphe 5(1), la
personne responsable de la chaudière moderne en
détermine le rendement thermique selon la formule
suivante :
100 % – Pgcs – PH – Prc – Pa
où :
Pgcs représente le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique contenue dans la composante sèche du
Concentration
en méthane —
moyenne
pondérée
Gaz alimentant
la chambre de
combustion
Rendement
thermique
Canada Gazette Part I June 7, 2014
LH
Lrc
Lua
Loss due to dry
flue gas
is the percentage of loss of thermal efficiency
due to the energy content of the water in the
flue gas, where LH is determined by using the
formula
8.94H × [2450 + 1.989(Tg – Ta)]/HHVm × 100
where
H
is the concentration of hydrogen in
the fuel combusted, expressed in kg
of hydrogen per kg of that fuel,
being
(a) for commercial grade natural
gas, 0.237 kg/kg, and
(b) in any other case, determined
in accordance with subsection (5),
Tg
is the temperature, expressed in °C,
of the flue gas, as measured in the
stack,
Ta
is the ambient air temperature, expressed in °C, when the fuel was
combusted, and
HHVm is the higher heating value of the fuel
combusted, expressed on a mass
basis in kJ/kg, being
(a) for commercial grade natural
gas, 51 800 kJ/kg, and
(b) in any other case, determined
in accordance with subsection (3);
is the percentage of loss of thermal efficiency
from radiation and from convection of the
boiler’s surfaces, being
(a) for a watertube boiler, the percentage
set out in Schedule 1 for the rated capacity of the boiler and the percentage of
rated capacity at which the boiler is
operating,
(b) for a firetube boiler, 0.5%, and
(c) in any other case, 1%;
is the percentage of loss of thermal efficiency
whose sources are unaccounted for, which is
deemed to be 0.1%.
(2) The percentage of loss of thermal efficiency
due to the energy content of dry flue gas, Ldfg, is
determined by using the formula
1.005(Tg – Ta)/HHVm × Mg × 100
where
Tg
is the temperature, expressed in °C, of the
flue gas, as measured in the stack;
Ta
is the ambient air temperature, expressed in
°C, when the fuel was combusted;
HHVm is the higher heating value of the fuel combusted, expressed on a mass basis in kJ/kg,
being
(a) for commercial grade natural gas,
51 800 kJ/kg, and
(b) in any other case, the higher heating
value of the fuel determined in accordance with subsection (3); and
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
gaz de combustion déterminé en conformité
avec le paragraphe (2);
PH
le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique de
l’eau dans le gaz de combustion, PH étant déterminé selon la formule suivante :
8,94H × [2450 + 1,989 (Tg –Tac)]/PCSm × 100
où :
H
représente la concentration en hydrogène dans le combustible brûlé,
exprimée en kg d’hydrogène par kg
de combustible, soit :
a) pour le gaz naturel de qualité
commerciale, 0,237 kg/kg,
b) pour tous les autres combustibles, celle déterminée en conformité avec le paragraphe (5),
Tg
la température du gaz de combustion,
en °C, mesurée dans la cheminée,
Tac
la température de l’air ambiant,
en °C, au moment où le combustible
est brûlé,
PCSm le pouvoir calorifique supérieur du
combustible brûlé, exprimé en kJ/kg,
soit :
a) pour le gaz naturel de qualité
commerciale, 51 800 kJ/kg,
b) pour tous les autres combustibles, celui déterminé en conformité avec le paragraphe (3);
Prc le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée au rayonnement et à la
convection des surfaces de la chaudière, soit :
a) pour la chaudière aquatubulaire, le
pourcentage prévu à l’annexe 1 pour la
capacité nominale de la chaudière, selon
le pourcentage de la capacité nominale à
laquelle elle fonctionne,
b) pour la chaudière ignitubulaire, 0,5 %,
c) pour toute autre chaudière, 1 %;
Pa
le pourcentage des autres pertes de rendement thermique non comptabilisées, qui est
réputé être de 0,1 %.
(2) Le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique contenue
dans la composante sèche du gaz de combustion,
Pgcs est déterminé selon la formule suivante :
1,005 × (Tg – Tac)/PCSm × Mg × 100
où :
Tg
représente la température du gaz de combustion, en °C, mesurée dans la cheminée;
Tac
la température de l’air ambiant, en °C, au
moment où le combustible est brûlé;
PCSm le pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé, exprimé selon la masse en
kJ/kg, soit :
a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 51 800 kJ/kg,
b) pour tous les autres combustibles,
celui déterminé en conformité avec le
paragraphe (3);
1416
Perte — gaz de
combustion sec
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Canada Gazette Part I June 7, 2014
Mg
Determination
of HHV
is the ratio of the mass of the flue gas to the
mass of the fuel combusted, expressed in
kg/kg, where Mg is determined by using
the formula
0.962 × [1 + %O2/(20.9 – %O2)] × Ms
where
%O2 is the number that represents the
percentage of oxygen, on a dry
volumetric basis, in the flue gas,
determined in accordance with
subsection (5),
Ms is the ratio of the stoichiometric
mass of the flue gas to the mass of
the fuel combusted, expressed in
kg/kg, where Ms is
(a) for commercial grade natural
gas, 15.3 kg/kg, and
(b) in any other case, determined
by using the following formula
where the concentration of each
of the chemical elements is determined in accordance with subsection (5):
12.492C + 26.296H + N
+ 5.305S – 3.313O
where
C is the concentration of carbon
in the fuel combusted, expressed in kg of carbon per kg
of that fuel,
H is the concentration of hydrogen in the fuel combusted, expressed in kg of hydrogen per
kg of that fuel,
N is the concentration of nitrogen in the fuel combusted, expressed in kg of nitrogen per
kg of that fuel,
S is the concentration of sulphur
in the fuel combusted, expressed in kg of sulphur per
kg of that fuel, and
O is the concentration of oxygen
in the fuel combusted, expressed in kg of oxygen per kg
of that fuel.
(3) The higher heating value, HHV, is to be
determined
(a) if a single gaseous fossil fuel is introduced
into the combustion chamber,
(i) in accordance with one of the required
HHV methods referred to in subsection (4), as
applicable, or
(ii) by using the default higher heating value
set out in column 2 of the applicable table to
Schedule 2 for the type of fuel set out in column 1 of that table; and
(b) in any other case, as a weighted average, for
which the higher heating value of each fuel introduced into the combustion chamber is
(i) determined in accordance with one of the
required HHV methods referred to in subsection (4), as applicable, or
1417
Mg
la masse du gaz de combustion par rapport
à la masse de combustible brûlé, exprimée
en masse kg/kg, déterminé selon la formule
suivante :
0,962 × [1 + %O2/(20,9 – %O2)] × Ms
où :
%O2 représente la valeur du pourcentage
volumique d’oxygène dans le gaz de
combustion, mesuré sur une base
sèche, déterminé conformément au
paragraphe (5),
Ms la masse stœchiométrique du gaz
de combustion par rapport à la masse
de combustible brûlé, exprimée en
kg/kg, soit :
a) pour le gaz naturel de qualité
commerciale, 15,3 kg/kg,
b) pour tous les autres combustibles, celle déterminée selon la
formule ci-après, la concentration
des éléments chimiques étant déterminée en conformité avec le
paragraphe (5) :
12,492C + 26,296H + N
+ 5,305S – 3,313O
où :
C représente la concentration en
carbone du combustible brûlé,
exprimée en kg de carbone par
kg de combustible,
H la concentration en hydrogène
du combustible brûlé, exprimée en kg d’hydrogène par kg
de combustible,
N la concentration en azote du
combustible brûlé, exprimée
en kg d’azote par kg de
combustible,
S la concentration en soufre du
combustible brûlé, exprimée
en kg de soufre par kg de
combustible,
O la concentration en oxygène
du combustible brûlé, exprimée en kg d’oxygène par kg
de combustible.
(3) Le pouvoir calorifique supérieur, PCS, est déterminé de la façon suivante :
a) lorsqu’un seul combustible fossile gazeux est
introduit dans la chambre de combustion :
(i) soit en conformité avec celle des méthodes
mentionnées au paragraphe (4) qui s’applique,
(ii) soit avec le pouvoir calorifique supérieur
par défaut précisé à la colonne 2 du tableau
applicable de l’annexe 2 pour le type de combustible précisé à la colonne 1;
b) lorsque plusieurs combustibles sont introduits
dans la chambre de combustion, sous forme de
moyenne pondérée pour laquelle le pouvoir calorifique supérieur de chacun de ces combustibles
est déterminé :
(i) soit en conformité avec celle des méthodes
mentionnées au paragraphe (4) qui s’applique,
Détermination
du PCS
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Required HHV
methods
Constituents of
fuel
(ii) by using the default higher heating value
set out in column 2 of the applicable table to
Schedule 2 for the type of fuel set out in column 1 of that table.
(4) The required HHV methods are
(a) for gaseous fuels, as applicable,
(i) ASTM D1826-94, entitled Standard Test
Method for Calorific (Heating) Value of Gases
in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, published by ASTM,
(ii) ASTM D3588-98, entitled Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous
Fuels, published by ASTM,
(iii) ASTM D4891-89, entitled Standard Test
Method for Heating Value of Gases in Natural
Gas Range by Stoichiometric Combustion,
published by ASTM, and
(iv) GPA Standard 2172-09, entitled Calculation of Gross Heating Value, Relative Density,
Compressibility and Theoretical Hydrocarbon
Liquid Content for Natural Gas Mixtures for
Custody Transfer, published by the Gas Processors Association;
(b) for liquid fuels, as applicable,
(i) ASTM D240-09, entitled Standard Test
Method for Heat of Combustion of Liquid
Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter,
published by ASTM, and
(ii) ASTM D4809-09ae1, entitled Standard
Test Method for Heat of Combustion of Liquid
Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter
(Precision Method), published by ASTM; and
(c) for solid fuels, as applicable,
(i) ASTM D5865-12, entitled Standard Test
Method for Gross Calorific Value of Coal and
Coke, published by ASTM, and
(ii) ASTM D5468-02, entitled Standard Test
Method for Gross Calorific and Ash Value of
Waste Materials, published by ASTM.
(5) The responsible person must ensure that the
concentration of carbon, hydrogen, nitrogen, sulphur and oxygen per kilogram of fuel — other than
commercial grade natural gas — combusted is to be
determined
(a) if a single gaseous fossil fuel is introduced
into the combustion chamber, in accordance with
the required methods for determining the concentration of the constituents of fuel referred to in
subsection (6), as applicable; and
(b) in any other case, as a weighted average, for
which the concentration of each of those chemical elements for each fuel introduced into the
combustion chamber is measured in accordance
with the required methods for determining the
concentration of the constituents of fuel referred
to in subsection (6), as applicable.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(ii) soit avec le pouvoir calorifique supérieur
par défaut précisé à la colonne 2 du tableau
applicable de l’annexe 2 pour le type de combustible précisé à la colonne 1.
(4) Les méthodes applicables pour déterminer le
pouvoir calorifique supérieur sont les suivantes :
a) pour les combustibles gazeux, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) la méthode ASTM D1826-94 intitulée
Standard Test Method for Calorific (Heating)
Value of Gases in Natural Gas Range by
Continuous Recording Calorimeter, publiée
par l’ASTM,
(ii) la méthode ASTM D3588-98, intitulée
Standard Practice for Calculating Heat Value,
Compressibility Factor, and Relative Density
of Gaseous Fuels, publiée par l’ASTM,
(iii) la méthode ASTM D4891-89, intitulée
Standard Test Method for Heating Value of
Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric
Combustion, publiée par l’ASTM,
(iv) la méthode GPA Standard 2172-09, intitulée Calculation of Gross Heating Value,
Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer, publiée par la Gas Processors Association;
b) pour les combustibles liquides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) la méthode ASTM D240-09, intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of
Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, publiée par l’ASTM,
(ii) la méthode ASTM D4809-09ae1, intitulée
Standard Test Method for Heat of Combustion
of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb
Calorimeter (Precision Method), publiée par
l’ASTM;
c) pour les combustibles solides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) la méthode ASTM D5865-12, intitulée
Standard Test Method for Gross Calorific
Value of Coal and Coke, publiée par l’ASTM,
(ii) la méthode ASTM D5468-02, intitulée
Standard Test Method for Gross Calorific and
Ash Value of Waste Materials publiée par
l’ASTM.
(5) La personne responsable veille à ce que la
concentration en carbone, en hydrogène, en azote,
en souffre et en oxygène par kilogramme de combustible brûlé — autre que le gaz naturel de qualité
commercial — soit mesurée :
a) lorsqu’un seul combustible fossile gazeux est
introduit dans la chambre de combustion, selon
celle des méthodes de détermination de la concentration des composants mentionnées au paragraphe (6) qui s’applique;
b) lorsque plus d’un combustible fossile gazeux
est introduit dans la chambre de combustion,
sous forme de moyenne pondérée pour laquelle
la concentration de chacun de ces éléments chimiques dans chacun de ces combustibles est mesurée selon celle des méthodes de détermination
de la concentration des composants mentionnées
au paragraphe (6) qui s’applique.
1418
Méthodes PCS
exigées
Composants du
gaz
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Required
concentration
standards and
calculation
method
(6) The required methods for determining the
concentration of the constituents of fuel are
(a) for gaseous fuels, as applicable
(i) ASTM D1945-03, and
(ii) ASTM D1946-90;
(b) for liquid fuels, as applicable,
(i) ASTM D5291-10, entitled Standard Test
Methods for Instrumental Determination of
Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum
Products and Lubricants, published by ASTM,
for the concentration of carbon, hydrogen and
nitrogen,
(ii) ASTM D4294-10, entitled Standard Test
Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum
Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry, published by ASTM, for
the concentration of sulphur, and
(iii) the remaining concentration after removing the determinations made for the concentrations of carbon, hydrogen, nitrogen and sulphur, for the concentration of oxygen; and
(c) for solid fuel
(i) that is coal or coke, as applicable,
(A) ASTM D5373-08, entitled Standard
Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in
Laboratory Samples of Coal, published by
ASTM, for the concentration of carbon,
hydrogen and nitrogen,
(B) ASTM D4239-12 entitled Standard Test
Method for Sulfur in the Analysis Sample of
Coal and Coke Using High-Temperature
Tube Furnace Combustion, published by
ASTM, for the concentration of sulphur,
and
(C) the remaining concentration after removing the determinations made for the
concentrations of carbon, hydrogen, nitrogen and sulphur, for the concentration of
oxygen, and
(ii) that is derived from waste, as applicable,
(A) ASTM E777-08, entitled Standard Test
Method for Carbon and Hydrogen in the
Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel,
published by ASTM, for the concentration
of carbon and hydrogen,
(B) ASTM E778-08, entitled Standard Test
Methods for Nitrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, published by
ASTM, for the concentration of nitrogen
(C) ASTM E775-87e1, entitled Standard
Test Methods for Total Sulfur in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, published by ASTM, for the concentration of
sulphur, and
(D) the remaining concentration after removing the determinations made for the
concentrations of carbon, hydrogen, nitrogen and sulphur, for the concentration of
oxygen.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(6) Les méthodes de détermination de la concentration des composants sont les suivantes :
a) pour les combustibles gazeux, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) la méthode ASTM D1945-03,
(ii) la méthode ASTM D1946-90;
b) pour les combustibles liquides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) pour la concentration en carbone, en hydrogène et en azote, la méthode ASTM D529110, intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and
Lubricants, publiée par l’ASTM,
(ii) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM D4294-10, intitulée Standard
Test Method for Sulfur in Petroleum and
Petroleum Products by Energy Dispersive
X-ray Fluorescence Spectrometry, publiée par
l’ASTM,
(iii) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle une fois soustraites les
concentrations en carbone, en hydrogène, en
azote et en souffre;
c) pour les combustibles solides, celle des méthodes ci-après qui s’applique :
(i) pour le charbon et le coke :
(A) pour la concentration en carbone, en
hydrogène et en azote, la méthode ASTM
D5373-08, intitulée Standard Test Methods
for Instrumental Determination of Carbon,
Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory
Samples of Coal, publiée par l’ASTM,
(B) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM D4239-12, intitulée Standard
Test Method for Sulfur in the Analysis
Sample of Coal and Coke Using HighTemperature Tube Furnace Combustion,
publiée par l’ASTM,
(C) pour la concentration en oxygène, la
concentration résiduelle une fois soustraites
les concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre,
(ii) pour le combustible dérivé de matières résiduelles, celle des méthodes ci-après qui
s’applique :
(A) pour la concentration en carbone, en
hydrogène, la méthode ASTM E777-08, intitulée Standard Test Method for Carbon
and Hydrogen in the Analysis Sample of
Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,
(B) pour la concentration en azote, la méthode ASTM E778-08, intitulée Standard
Test Methods for Nitrogen in the Analysis
Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par
l’ASTM,
(C) pour la concentration en souffre, la méthode ASTM E775-87e1, intitulée Standard
Test Methods for Total Sulfur in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée
par l’ASTM,
(D) pour la concentration en oxygène, la
concentration résiduelle une fois soustraites
les concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre.
1419
Méthodes de
détermination
de la
concentration
requises
Canada Gazette Part I June 7, 2014
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Emission-intensity
Intensité d’émission
Determination
Détermination
Up to
262.5 GJ/hr
13. (1) For the purpose of sections 5 to 9, the
emission-intensity of a boiler or heater that has a
rated capacity of less than or equal to 262.5 GJ/hr is
to be determined
(a) using a stack test in accordance with sections 14 to 17; or
(b) using a CEMS.
More than
262.5 GJ/hr —
modern or
transitional
(2) For the purpose of sections 5 and 6, the
emission-intensity of a modern or transitional boiler
or heater that has a rated capacity of greater than
262.5 GJ/hr is to be determined using a CEMS.
More than
262.5 GJ/hr —
classes 80
and 70
(3) For the purpose of sections 7 to 9, the
emission-intensity of a class 80 original boiler or
heater or a class 70 original boiler or heater that has
a rated capacity of greater than 262.5 GJ/hr is to be
determined using a CEMS as of
(a) for a class 80 original boiler or heater, the
earlier of the commissioning date, if any, for the
boiler or heater with a major modification and
January 1, 2026; or
(b) for a class 70 original boiler or heater, the
earlier of the commissioning date, if any, for the
boiler or heater with a major modification and
January 1, 2036.
13. (1) Pour l’application des articles 5 à 9,
l’intensité d’émission de la chaudière ou du four
industriel ayant une capacité nominale d’au plus
262,5 GJ/h est déterminée de l’une ou l’autre des
façons suivantes :
a) au moyen de l’essai en cheminée en conformité avec les articles 14 à 17;
b) au moyen d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.
(2) Pour l’application des articles 5 et 6, l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel modernes ou de transition ayant une capacité
nominale de plus de 262,5 GJ/h est déterminée au
moyen d’un système de mesure et d’enregistrement
en continu des émissions.
(3) Pour l’application des articles 7 à 9, l’intensité d’émission de la chaudière ou du four industriel
de classe 70 ou 80 ayant une capacité nominale de
plus de 262,5 GJ/h est déterminée au moyen d’un
système de mesure et d’enregistrement en continu
des émissions à partir de celle des dates ci-après qui
s’applique :
a) pour la chaudière et le four industriel d’origine
de classe 80, la date de mise en service de la
chaudière ou du four industriel ayant subi une
modification importante et le 1er janvier 2026,
selon la première de ces dates à survenir;
b) pour la chaudière et le four industriel d’origine
de classe 70, la date de mise en service de la
chaudière ou du four industriel ayant subi une
modification importante et le 1er janvier 2036,
selon la première de ces dates à survenir.
Stack Tests
Essai en cheminée
Three test-runs
14. (1) A stack test consists of three consecutive
test-runs, conducted within 48 hours, of at least
30 minutes each.
Conditions for
test-runs
(2) Each test-run must be conducted when the
boiler or heater is operating
(a) at 60% or more of its rated capacity;
(b) at a steady-state; and
(c) with preheated air at the rated capacity of the
equipment used to preheat the air, for heaters that
are equipped to preheat air.
Simultaneous
measurement
of NOx and O2
15. (1) During each test-run, the concentration of
NOx, expressed in ppmvd, and of O2, expressed as a
percentage, must be measured simultaneously.
Standards for
measurement
(2) Those concentrations are to be measured in
accordance with the following methods:
(a) EPA Method 7E, for the concentration of
NOx, and EPA Method 3A, for the concentration
of O2; or
(b) ASTM D6522-11.
14. (1) L’essai en cheminée est constitué de
trois rondes d’essai consécutives d’au moins
30 minutes chacune, effectuées au cours d’une période de quarante-huit heures.
(2) Les rondes d’essai sont effectuées pendant
que la chaudière ou le four industriel fonctionne
dans les conditions suivantes :
a) il fonctionne à au moins 60 % de sa capacité
nominale;
b) il est à l’état stable;
c) l’air introduit dans la chambre de combustion
est préchauffé à une température qui correspond
à la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air, dans le cas d’un four industriel
muni d’un tel équipement.
15. (1) Lors des rondes d’essai, la concentration
en NOx, exprimée en ppmvs, est mesurée simultanément à la concentration en O2, exprimée en
pourcentage.
(2) Ces concentrations sont mesurées en conformité avec :
a) soit la méthode 7E de l’EPA, pour la concentration en NOx, et la méthode 3A de l’EPA, pour
la concentration en O2;
b) soit la méthode ASTM D6522-11.
1420
Jusqu’à
262,5 GJ/h
Plus de
262,5 GJ/h —
moderne ou de
transition
Plus de
262,5 GJ/h
Trois rondes
Conditions
pour les rondes
d’essai
Mesures
simultanées —
NOx et O2
Mesures —
normes
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Determination
of emissionintensity
16. Based on the measured concentrations of
NOx and O2, the emission-intensity, expressed
in g/GJ, of the boiler or heater for each test-run is to
be determined
(a) using the applicable F-factor equations in
sections A.2, A.3, A.6 and A.7 of Appendix A to
the CEMS Reference Method; or
(b) by using the formula
(NOx × 1.88 × 10-3 × Fs)/Σ(Fi × HHVi)
× 20.9/(20.9 – %O2)
where
NOx
is the concentration of NOx as measured
in accordance with section 15,
Fs
is the flow rate of the flue gas as measured in the test-run, expressed in m3/hr,
at 25°C and 101.325 kPa,
Fi
is the flow rate of the ith fuel combusted,
expressed in a given unit/hr, as measured
simultaneously with the measurement of
the concentrations of NOx and O2 in accordance with section 15,
HHVi is the higher heating value of the ith fuel
combusted, expressed in GJ/the given
unit referred to in the description of
Fi, being
(a) for commercial grade natural gas,
0.03793 GJ/standard m3, and
(b) in any other case, the higher heating value of that ith fuel as measured in
accordance with subsection 12(3),
i
is the ith fuel combusted and i goes from
1 to n, where n is the number of fuels
combusted, and
%O2
is the number that represents the percentage of oxygen, on a dry volumetric
basis, in the flue gas, determined in accordance with subsection 12(5).
Emissionintensity
average
17. The emission-intensity of the boiler or heater
is the average of the results for each of those three
test-runs.
Rolling hourly
average —
720 hours and
more
Rolling hourly
average — less
than 720 hours
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
16. L’intensité d’émission de la chaudière ou du
four industriel, exprimée en g/GJ, est déterminée
pour chaque ronde d’essai, compte tenu des quantités de NOx et de O2 mesurées, de l’une ou l’autre
des façons suivantes :
a) selon les équations applicables pour déterminer le facteur F dans les articles A.2, A.3, A.6
et A.7 de l’annexe A de la méthode de référence
du SMECE;
b) selon la formule suivante :
(NOx × 1,88 × 10-3 × Dg)/Σ(Di × PCSi)
× 20,9/(20,9 – %O2)
où :
NOx
représente la concentration en NOx, mesurée en conformité avec l’article 15,
Dg
le débit du gaz de combustion, mesuré
lors de l’essai, en m3/h mesuré à 25 °C et
à 101,325 kPa,
Di
le débit d’alimentation du ie combustible
brûlé, mesuré simultanément aux concentrations de NOx et d’O2 déterminées
en conformité avec l’article 15 et exprimé en une unité donnée par heure,
PCSi le pouvoir calorifique supérieur du
ie combustible brûlé, exprimé en
GJ/unité de mesure utilisée dans la descriptions de Di, le pouvoir calorifique
supérieur du combustible étant :
a) pour le gaz naturel de qualité commerciale, 0,03793 GJ/m3 normalisés,
b) dans tous les autres cas, mesuré en
conformité avec le paragraphe 12(3),
i
le ie combustible brûlé, i allant de 1 à n, où
n représente le nombre de combustibles,
%O2
la valeur du pourcentage volumique
d’oxygène dans le gaz de combustion,
mesuré sur une base sèche, déterminé
conformément au paragraphe 12(5).
17. L’intensité d’émission de la chaudière ou du
four industriel est la moyenne des résultats des trois
rondes d’essai.
Continuous Emissions Monitoring System
Système de mesure et d’enregistrement en continu
des émissions
18. (1) In the case of a boiler or heater whose
emission-intensity is determined by a CEMS and
that combusts only, as the case may be, natural gas
or alternative gas, for a period of 720 hours, its
emission-intensity, during the 720th hour of that
period, is the rolling hourly average for that
720th hour, namely the average of the hourly
emission-intensities of the boiler or heater for each
of those 720 hours.
(2) In the case of a boiler or heater whose
emission-intensity is determined by a CEMS and
that combusts only, as the case may be, natural gas
or alternative gas, for a period of hours, “h”, where
“h” is less than 720 hours, its emission-intensity,
during each hour of that period, is the rolling hourly
average for that hth hour.
18. (1) Dans le cas de la chaudière ou du four industriel pour lequel est utilisé un SMECE pour
déterminer l’intensité d’émission et qui brûle uniquement du gaz naturel ou du gaz de remplacement
au cours d’une période de 720 heures, son intensité
d’émission pendant la 720ème heure de cette période
est la moyenne horaire mobile pour cette heure, soit
la moyenne des intensités d’émission horaires pour
chacune de ces 720 heures.
(2) Dans le cas de la chaudière ou du four industriel pour lequel est utilisé un SMECE pour déterminer l’intensité d’émission et qui brûle uniquement du gaz naturel ou du gaz de remplacement,
pour une période de « h » heures, où « h » est inférieur à 720, son intensité d’émission pendant
chaque heure de la période est la moyenne horaire
mobile pour cette hème heure.
1421
Détermination
de l’intensité
d’émission
Moyenne des
intensités
d’émission
Moyenne
horaire
mobile — au
moins 720 h
Moyenne
horaire
mobile —
moins de 720 h
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Hourly
emissionintensity
Initial test —
modern or
transitional and
≤ 262.5 GJ/hr
Completion of
initial test
Reference
period
Initial test —
modern or
transitional and
> 262.5 GJ/hr
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(3) The hourly emission-intensity, for an hour, is
the average, over the hour, as determined in accordance with section 3.4.1 of the CEMS Reference
Method, of the emission-intensities of the boiler or
heater.
(3) L’intensité d’émission horaire, pour une
heure, est la moyenne des intensités d’émission de
la chaudière ou du four industriel au cours de cette
heure déterminée en conformité avec l’article 3.4.1
de la méthode de référence du SMECE.
TESTING
ESSAIS
1422
Intensité
d’émission
horaire
Initial Tests
Essai initial
19. (1) A responsible person for a modern or
transitional boiler, or heater, that has a rated capacity of greater than or equal to 10.5 GJ/hr and less
than or equal to 262.5 GJ/hr must determine the
emission-intensity of the boiler or heater — under
conditions in which at least 50% of the input energy
in its combustion chamber comes from gaseous
fossil fuel — by means of one of the following
initial tests:
(a) an initial stack test conducted in accordance
with sections 14 to 17; or
(b) the use of a CEMS — for those hours during
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the reference period, with the result of the initial CEMS test being
(i) if there are at least 720 of those hours in
the reference period, the greatest rolling
hourly average among the rolling hourly averages, determined in accordance with subsection 18(1), for each period consisting of 720 of
those hours in the reference period, and
(ii) if there are less than 720 of those hours in
the reference period, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2), for the final hour of those hours.
(2) The initial test must be completed by December 31 of the year that includes the commissioning
date of the boiler or heater.
(3) The reference period is the period that begins
on the day following the commissioning date of the
boiler or heater and ends on December 31 of the
year that includes the day on which the reference
period begins.
20. (1) A responsible person for a modern or
transitional boiler, or heater, that has a rated capacity of greater than 262.5 GJ/hr must determine
the emission-intensity of the boiler or heater by
means of the use of a CEMS — for those hours
during which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the reference period, with the result
of the initial CEMS test being
(a) if there are at least 720 of those hours in the
reference period, the greatest rolling hourly average among the rolling hourly averages, determined in accordance with subsection 18(1), for
each period consisting of 720 of those hours in
the reference period; and
(b) if there are less than 720 of those hours in the
reference period, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2),
for the final hour of those hours.
19. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel moderne ou de transition ayant une capacité nominale d’au moins
10,5 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h détermine
l’intensité d’émission — dans des conditions où au
moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la
chambre de combustion provient d’un combustible
fossile gazeux — au moyen de l’un des essais initiaux suivants :
a) un essai en cheminée initial, effectué en
conformité avec les articles 14 à 17;
b) un SMECE pour les heures où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai SMECE suivant :
(i) si la période de référence compte au moins
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
la plus élevée parmi les moyennes horaires
mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant
720 de ces heures,
(ii) si la période de référence compte moins de
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
déterminée aux termes du paragraphe 18(2),
pour la dernière de ces heures.
(2) L’essai initial est mené à terme au plus tard
le 31 décembre de l’année de la date de mise en
service.
(3) La période de référence commence le jour
suivant la date de mise en service et se termine
le 31 décembre de l’année où elle commence.
Essai initial —
moderne ou de
transition d’au
plus 262,5 GJ/h
20. (1) La personne responsable de toute chaudière ou de tout four industriel moderne ou de transition ayant une capacité nominale de plus de
262,5 GJ/h en détermine l’intensité d’émission au
moyen d’un essai initial en utilisant un SMECE
pour les heures où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux. L’intensité
d’émission correspond alors au résultat de l’essai
initial SMECE suivant :
a) si la période de référence compte au moins
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile la
plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles
déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de
chacune des périodes comportant 720 de ces
heures;
b) si la période de référence compte moins de
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour
la dernière de ces heures.
Essai initial —
moderne ou de
transition de
plus 262,5 GJ/h
Essai initial
mené à terme
Période de
référence
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Completion of
initial test
Reference
period
Initial test —
Original
(2) The initial test must be completed by December 31 of the year that includes the commissioning
date of the boiler or heater.
(3) The reference period is the period that begins
on the day following the commissioning date of the
boiler or heater and ends on December 31 of the
year that includes the day on which the reference
period begins.
21. (1) Subject to subsection (6), a responsible
person for an original boiler or heater must determine the emission-intensity of the boiler or
heater — under conditions in which at least 50% of
the input energy in its combustion chamber comes
from gaseous fossil fuel — by means of one of the
following initial tests:
(a) an initial stack test conducted in accordance
with sections 14 to 17; or
(b) the use of a CEMS — for those hours during
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the reference period, with the result of the initial CEMS test being
(i) if there are at least 720 of those hours in
the reference period, the greatest rolling
hourly average among the rolling hourly averages, determined in accordance with subsection 18(1), for each period consisting of 720 of
those hours in the reference period, and
(ii) if there are less than 720 of those hours in
the reference period, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2), for the final hour of those hours.
Completion of
initial test
(2) The initial test must be completed
(a) if the boiler or heater has combusted gaseous
fossil fuel before January 1, 2015, before January 1, 2016;
(b) if the boiler or heater, other than one referred
to in paragraph (a), begins to combust gaseous
fossil fuel before January 1, 2026, by the earlier
of
(i) the day that is 12 months after the day on
which gaseous fossil fuel was first combusted,
and
(ii) December 31, 2025; and
(c) if the boiler or heater begins to combust
gaseous fossil fuel on or after January 1, 2026,
within 31 days after the day on which gaseous
fossil fuel was first combusted.
Reference
period
(3) The reference period
(a) if the boiler or heater has combusted gaseous
fossil fuel before January 1, 2015, begins on
January 1, 2015 and ends on December 31, 2015;
(b) if the boiler or heater, other than one referred
to in paragraph (a), begins to combust gaseous
fossil fuel before January 1, 2026, begins on the
day following the day on which the boiler or
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1423
(2) L’essai initial est mené à terme au plus tard
le 31 décembre de l’année de la date de mise en
service.
(3) La période de référence commence le jour
suivant la date de mise en service et se termine
le 31 décembre de l’année où elle commence.
Essai initial
mené à terme
21. (1) Sous réserve du paragraphe (6), la personne responsable de toute chaudière ou de tout
four industriel d’origine en détermine l’intensité
d’émission — dans des conditions où au moins
50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre
de combustion provient d’un combustible fossile
gazeux — au moyen de l’un des essais initiaux
suivants :
a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17;
b) un SMECE pour les heures où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai initial SMECE
suivant :
(i) si la période de référence compte au moins
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
la plus élevée parmi les moyennes horaires
mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant
720 de ces heures,
(ii) si la période de référence compte moins de
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
déterminée aux termes du paragraphe 18(2),
pour la dernière de ces heures.
(2) L’essai initial est mené à terme :
a) pour la chaudière ou le four industriel où est
brûlé un combustible fossile gazeux avant le
1er janvier 2015, avant le 1er janvier 2016;
b) pour la chaudière ou le four industriel, autres
que ceux visés à l’alinéa a), où commence à
brûler un combustible fossile gazeux avant le
1er janvier 2026, à la première des éventualités
ci-après à survenir :
(i) le jour survenant douze mois après celui de
la première combustion du combustible fossile
gazeux,
(ii) le 31 décembre 2025;
c) pour la chaudière ou le four industriel où
commence à brûler un combustible fossile gazeux le 1er janvier 2026 ou après cette date, dans
les trente et un jours suivant la première combustion du combustible fossile gazeux.
(3) La période de référence est la suivante :
a) pour la chaudière ou le four industriel où est
brûlé un combustible fossile gazeux avant le
1er janvier 2015, la période qui commence le
1er janvier 2015 et se termine le 31 décembre 2015;
b) pour la chaudière ou le four industriel, autres
que ceux visé à l’alinéa a), où commence à
Essai initial —
d’origine
Période de
référence
Essai initial
mené à terme
Période de
référence
Canada Gazette Part I June 7, 2014
heater begins to combust gaseous fossil fuel and
ends on the earlier of
(i) the day that is 12 months after the day on
which gaseous fossil fuel was first combusted,
and
(ii) December 31, 2025; and
(c) if the boiler or heater begins to combust
gaseous fossil fuel on or after January 1, 2026,
begins on the day following the day on which
gaseous fossil fuel was first combusted and ends
31 days after that day.
Precision —
major
modifications
Tests made
2011 to 2014,
inclusive
Default
emissionintensity
Modern or
transitional —
105 GJ/hr to
262.5 GJ/hr
(4) An initial test conducted in accordance with
subsection (1) must be conducted before carrying
out a major modification referred to in subsection 8(2).
(5) A stack test — conducted in accordance with
sections 14 to 17 under conditions in which at least
50% of the input energy in its combustion chamber
comes from gaseous fossil fuel — that is conducted
in the period that begins on January 1, 2011 and
ends on December 31, 2014 may, at the option of
the responsible person, be considered to be the initial stack test referred to in paragraph (1)(a).
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
brûler un combustible fossile gazeux avant le
1er janvier 2026, la période qui commence le jour
suivant celui de la première combustion du combustible fossile gazeux et se termine à la première des éventualités ci-après à survenir :
(i) le jour survenant douze mois après celui de
la première combustion du combustible fossile
gazeux,
(ii) le 31 décembre 2025;
c) pour la chaudière ou le four industriel où
commence à brûler un combustible fossile gazeux le 1er janvier 2026 ou après cette date, la
période qui commence le jour suivant celui de la
première combustion du combustible fossile gazeux et se termine trente et un jours après ce
jour.
(4) L’essai initial visé au paragraphe (1) est effectué avant que toute modification importante
prévue au paragraphe 8(2) soit apportée.
(6) If an initial test is not conducted under subsection (1), the result of an initial test to determine
the emission-intensity of the boiler or heater is
deemed to be 80 g/GJ.
(5) L’essai en cheminée effectué en conformité
avec les articles 14 à 17 dans des conditions où au
moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la
chambre de combustion provient d’un combustible
fossile gazeux au cours de la période commençant
le 1er janvier 2011 et se terminant le 31 décembre 2014 peut, au choix de la personne responsable,
être considéré l’essai en cheminée initial mentionné
à l’alinéa (1)a).
(6) Si l’essai initial visé au paragraphe (1) n’est
pas effectué, le résultat de l’essai initial visant à
déterminer l’intensité d’émission de la chaudière ou
du four industriel est réputé être de 80 g/GJ.
Annual Tests
Essais annuels
22. Beginning in the year following the year in
which an initial test was conducted, a responsible
person for a modern or transitional boiler, or heater,
that has a rated capacity of greater than 105 GJ/hr
and less than or equal to 262.5 GJ/hr must determine the emission-intensity of the boiler or heater
by means of one of the following annual tests:
(a) an annual stack test conducted in accordance
with sections 14 to 17 — under conditions in
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — and conducted at least 90 days after any
previous stack test; or
(b) the use of a CEMS — for those hours during
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the year in question, with the result of the annual CEMS test being
(i) if there are at least 720 of those hours in
the year in question, the greatest rolling hourly
average among the rolling hourly averages,
determined in accordance with subsection 18(1), for each period consisting of 720 of
those hours in the year in question, and
(ii) if there are less than 720 of those hours in
the year in question, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2), for the final hour of those hours.
22. À compter de l’année qui suit celle où l’essai
initial a été effectué, la personne responsable de
la chaudière ou du four industriel moderne et de
transition ayant une capacité nominale de plus de
105 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h en détermine
l’intensité d’émission au moyen d’un des essais
annuels suivants :
a) un essai en cheminée initial, effectué en
conformité avec les articles 14 à 17 — dans des
conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provient d’un combustible fossile gazeux — et
au moins quatre-vingt-dix jours après l’essai
précédant;
b) un SMECE pour les heures où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE
suivant :
(i) si l’année visée compte au moins 720 de
ces heures, la moyenne horaire mobile la plus
élevée parmi les moyennes horaires mobiles
déterminées aux termes du paragraphe 18(1)
de chacune des périodes de cette année comportant 720 de ces heures,
(ii) si l’année visée compte moins de 720 de
ces heures, la moyenne horaire mobile déterminée aux termes du paragraphe 18(2), pour la
dernière de ces heures.
1424
Précision —
modifications
importantes
Essais effectués
entre 2011 et
2014,
inclusivement
Intensité
d’émission par
défaut
Moderne ou
de transition —
plus de
105 GJ/h et
au plus
262,5 GJ/h
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Modern or
transitional —
greater
262.5 GJ/hr
Major
modification —
first annual
tests
Completion of
initial test
Reference
period
Major
modification —
subsequent
annual tests
23. Beginning in the year following the year in
which an initial test was conducted, a responsible
person for a modern or transitional boiler, or heater,
that has a rated capacity of greater than 262.5 GJ/hr
must determine the emission-intensity of the boiler
or heater by means of the use of a CEMS — for
those hours during which at least 50% of the input
energy in its combustion chamber comes from
gaseous fossil fuel — during the year in question,
with the result of the annual CEMS test being
(a) if there are at least 720 of those hours in the
year in question, the greatest rolling hourly average among the rolling hourly averages, determined in accordance with subsection 18(1), for
each period consisting of 720 of those hours in
the year in question; and
(b) if there are less than 720 of those hours in
the year in question, the rolling hourly average,
determined in accordance with subsection 18(2),
for the final hour of those hours.
24. (1) A responsible person for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original boiler or
heater that has undergone a major modification
referred to in subsection 8(2) must determine the
emission-intensity of the boiler or heater — under
conditions in which at least 50% of the input energy
in its combustion chamber comes from gaseous
fossil fuel — by means of one of the following first
annual tests:
(a) a first annual stack test conducted in accordance with sections 14 to 17; or
(b) the use of a CEMS — for those hours during
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the reference period, with the result of the annual CEMS test being
(i) if there are at least 720 of those hours in
the reference period, the greatest rolling
hourly average among the rolling hourly averages, determined in accordance with subsection 18(1), for each period consisting of 720 of
those hours in the reference period, and
(ii) if there are less than 720 of those hours in
the reference period, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2), for the final hour of those hours.
(2) The first annual test must be completed by
December 31 of the year that includes the commissioning date of the boiler or heater with the major
modification.
(3) The reference period is the period that begins
on the day following the commissioning date of the
boiler or heater with the major modification and
ends on December 31 of the year that includes that
the day on which the reference period begins.
25. (1) Beginning in the year following the year
that includes the commissioning date of a class 80
original boiler or heater or a class 70 original boiler
or heater, with a major modification, a responsible
person for that boiler or heater must determine its
emission-intensity by means of
(a) a subsequent annual test referred to in paragraph 22(a) or (b), if the boiler or heater has a
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
23. À compter de l’année qui suit celle où l’essai
initial a été effectué, la personne responsable de la
chaudière ou du four industriel moderne ou de
transition ayant une capacité nominale de plus de
262,5 GJ/h en détermine l’intensité d’émission au
moyen d’un SMECE pour les heures où au moins
50 % de l’apport énergétique alimentant la chambre
de combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE suivant :
a) si l’année visée compte au moins 720 de ces
heures, la moyenne horaire mobile la plus élevée
parmi les moyennes horaires mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune
des périodes de cette année comportant 720 de
ces heures;
b) si l’année visée compte moins de 720 de ces
heures, la moyenne horaire mobile déterminée
aux termes du paragraphe 18(2), pour la dernière
de ces heures.
24. (1) La personne responsable de la chaudière
ou du four industriel d’origine de classe 80 ou
70 ayant subi une modification importante prévue
au paragraphe 8(2) en détermine l’intensité d’émission — dans des conditions où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile gazeux — au moyen de l’un des essais suivants :
a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17;
b) un SMECE pour les heures où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE
suivant :
(i) si la période de référence compte au moins
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
la plus élevée parmi les moyennes horaires
mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes comportant
720 de ces heures,
(ii) si la période de référence compte moins de
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
déterminée aux termes du paragraphe 18(2),
pour la dernière de ces heures.
(2) Le premier essai annuel est mené à terme au
plus tard le 31 décembre de l’année de la date de
mise en service de la chaudière ou du four industriel une fois apportée la modification importante.
(3) La période de référence commence le jour
suivant la date de mise en service de la chaudière
ou du four industriel une fois apportée la modification importante et se termine le 31 décembre de
l’année où elle commence.
25. (1) À compter de l’année suivant celle de la
date de mise en service de la chaudière ou du four
industriel ayant subi une modification importante,
la personne responsable de la chaudière ou du four
industriel d’origine de classe 80 ou 70 en détermine
l’intensité d’émission au moyen de l’un des essais
suivants :
a) l’essai annuel subséquent visé aux alinéas 22a) ou b), pour la chaudière ou le four
1425
Moderne ou
de transition —
plus de
262,5 GJ/h
Modification
importante —
premier essai
annuel
Premier essai
annuel mené à
terme
Période de
référence
Modification
importante —
essai annuel
subséquent
Canada Gazette Part I June 7, 2014
classes 80 and
70 without
major
modification
rated capacity of greater than 105 GJ/hr and less
than or equal to 262.5 GJ/hr; and
(b) a subsequent annual test referred to in section 23, if the boiler or heater has a rated capacity of greater than 262.5 GJ/hr.
(2) A responsible person for a class 80 original
boiler or heater or a class 70 original boiler or
heater that has not had a major modification must
determine its emission-intensity by means of an
annual test referred to in, as the case may be, paragraph (1)(a) or (b) beginning in
(a) 2026, for a class 80 original boiler or heater;
and
(b) 2036, for a class 70 original boiler or heater.
Change tests —
type of gas or
preheated air
26. (1) A responsible person for a boiler or heater
who has been required under sections 19 to 22 to
conduct an initial test must — if the type of gaseous
fossil fuel combusted is changed or, for a heater,
if a change whereby equipment to preheat air is
added — determine the emission-intensity of the
boiler or heater by means of one of the following
change tests:
(a) a stack test conducted in accordance with sections 14 to 17 under conditions in which at least
50% of the input energy in its combustion chamber comes from gaseous fossil fuel; or
(b) the use of a CEMS — for those hours during
which at least 50% of the input energy in its
combustion chamber comes from gaseous fossil
fuel — during the reference period, with the result of the CEMS test being
(i) if there are at least 720 of those hours in the
reference period, the greatest rolling hourly
average among the rolling hourly averages,
determined in accordance with subsection 18(1), for each period consisting of 720 of
those hours in the reference period, and
(ii) if there are less than 720 of those hours in
the reference period, the rolling hourly average, determined in accordance with subsection 18(2), for the final hour of those hours.
Class 80 boiler
or heater
(2) Subsection (1) does not apply in respect of a
class 80 original boiler or heater.
Completion of
test
(3) The change test must be completed within
31 days after the day on which the change was
made.
(4) The reference period begins on the day following the day on which the change was made and
ends 31 days after that day.
(5) A responsible person for a boiler or heater
that has a rated capacity of less than or equal to
105 GJ/hr must — within 31 days after, as the case
may be, the day on which the change test was conducted or the end of reference period — send a
change report to the Minister that contains the information set out in Schedule 3.
Reference
period
Information —
Schedule 3
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
industriel ayant une capacité nominale de plus de
105 GJ/h et d’au plus 262,5 GJ/h;
b) l’essai annuel subséquent visé à l’article 23,
pour la chaudière ou le four industriel ayant une
capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h.
(2) La personne responsable de la chaudière ou
du four industriel d’origine de classe 80 ou 70
n’ayant pas subi de modifications importantes en
détermine l’intensité d’émission au moyen de celui
des essais annuels subséquents visés aux alinéas (1)a) ou b) qui s’applique, à compter de :
a) 2026, pour la chaudière et le four industriel
d’origine de classe 80;
b) 2036, pour la chaudière et le four industriel
d’origine de classe 70.
26. (1) La personne responsable de la chaudière
ou du four industriel tenue d’effectuer un essai initial en application des articles 19 à 22 en détermine
l’intensité d’émission au moyen de l’un des essais
de changement ci-après, si le type de combustible
fossile gazeux brûlé est changé ou si le four industriel est changé par ajout d’équipement préchauffant l’air:
a) un essai en cheminée initial, effectué en conformité avec les articles 14 à 17, dans des conditions où au moins 50 % de l’apport énergétique
alimentant la chambre de combustion provient
d’un combustible fossile gazeux;
b) un SMECE pour les heures où au moins 50 %
de l’apport énergétique alimentant la chambre de
combustion provient d’un combustible fossile
gazeux, auquel cas l’intensité d’émission correspond au résultat de l’essai annuel SMECE
suivant :
(i) si la période de référence compte au moins
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
la plus élevée parmi les moyennes horaires
mobiles déterminées aux termes du paragraphe 18(1) de chacune des périodes de la
période de référence comportant 720 de ces
heures,
(ii) si la période de référence compte moins de
720 de ces heures, la moyenne horaire mobile
déterminée aux termes du paragraphe 18(2),
pour la dernière de ces heures.
(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux
chaudières ou aux fours industriels d’origine de
classe 80.
1426
Essai annuel —
classe 70 et 80
Essai de
changement —
type de gaz ou
air préchauffé
Chaudière
ou four
industriel —
classe 80
(3) L’essai est mené à terme dans les trente et un
jours suivant le jour du changement.
Essai initial
mené à terme
(4) La période de référence commence le jour
suivant le changement et se termine trente et un
jours après ce jour.
(5) La personne responsable de la chaudière ou
du four industriel ayant une capacité nominale d’au
plus 105 GJ/h envoie au ministre — dans les trente
et un jours suivant l’essai ou la fin de la période de
référence — un rapport de changement comportant
les renseignements énumérés à l’annexe 3.
Période de
référence
Renseignements —
annexe 3
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
MAINTENANCE, OPERATION AND DESIGN
ENTRETIEN, FONCTIONNEMENT ET CONCEPTION
27. The responsible person for a boiler or heater
must maintain and operate it in accordance with the
specifications set out by its manufacturer or required by its design.
28. A responsible person for a modern boiler or
heater that has a rated capacity of greater than
262.5 GJ/hr must ensure that the boiler or heater is
designed to have, for any conditions under which it
operates, a maximum emission-intensity of
(a) 13 g/GJ, for a modern boiler; and
(b) 16 g/GJ, for a modern heater.
27. La personne responsable de la chaudière ou
du four industriel l’entretient et le fait fonctionner
conformément aux spécifications du fabricant ou
selon ce qu’exige sa conception.
28. La personne responsable de la chaudière
ou du four industriel moderne ayant une capacité
nominale de plus de 262,5 GJ/h veille à ce que la
chaudière ou le four industriel soit conçu de
manière à avoir l’intensité d’émission maximale
ci-après pour toute condition dans laquelle il
fonctionne :
a) 13 g/GJ, pour une chaudière;
b) 16 g/GJ, pour un four industriel.
REPORTING
RAPPORTS
Initial report
29. A responsible person for a boiler or heater
must send an initial report to the Minister that contains the information set out in Schedule 4
(a) by June 1 of the year following the year that
includes its commissioning date, for a modern or
transitional boiler or heater; and
(b) by June 1 of the year following the year in
which the initial test was conducted under section 21, for an original boiler or heater.
Annual report
30. (1) A responsible person for a boiler or heater
that has a rated capacity of greater than 105 GJ/hr
must send a first annual report to the Minister that
contains the information, in respect of the following
periods, set out in Schedule 3:
(a) for a modern or transitional boiler or heater,
on or before June 1 of the year following the year
in which the initial report is sent, in respect of
that year;
(b) for a class 80 original boiler or heater or a
class 70 original boiler or heater referred to in
subsection 8(1), on or before June 1 of the year
following the year that includes the commissioning date of the boiler or heater with the
major modification in question, in respect of that
year; and
(c) in any other case,
(i) on or before June 1, 2027, in respect of
2026, for a class 80 original boiler or heater,
and
(ii) on or before June 1, 2037, in respect of
2036, for a class 70 original boiler or heater.
Subsequent
annual reports
(2) On or before June 1 of every subsequent year,
the responsible person for the boiler or heater must
send an annual report to the Minister that contains
the information set out in Schedule 3 in respect of
the previous year.
31. If the information provided in an initial report or an annual report changes, the responsible
person must send a notice to the Minister that provides the updated information no later than 31 days
after the change.
29. La personne responsable de la chaudière ou
du four industriel envoie au ministre un rapport
initial comportant les renseignements énumérés à
l’annexe 4, dans les délais suivants :
a) au plus tard le 1er juin de l’année suivant celle
de la date de mise en service, pour la chaudière
ou le four industriel moderne ou de transition;
b) au plus tard le 1er juin de l’année suivant celle
où l’essai initial a été effectué en application de
l’article 21 pour la chaudière ou le four industriel
d’origine.
30. (1) La personne responsable de la chaudière
ou du four industriel ayant une capacité nominale
de plus de 105 GJ/h envoie au ministre un premier
rapport annuel comportant les renseignements
énumérés à l’annexe 3, dans les délais ci-après,
pour la période en cause :
a) dans le cas de la chaudière ou du four industriel moderne ou de transition, au plus tard le
1er juin suivant l’année d’envoi du rapport initial
pour cette année;
b) dans le cas de la chaudière ou du four industriel d’origine de classe 80 ou 70 mentionné au
paragraphe 8(1), au plus tard le 1er juin suivant
l’année de la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel ayant subi la modification importante en cause pour cette année;
c) dans tous les autres cas :
(i) au plus tard le 1er juin 2027, pour l’année 2026, dans le cas de la chaudière ou du
four industriel d’origine de classe 80,
(ii) au plus tard le 1er juin 2037, pour l’année 2036, dans le cas de la chaudière ou du
four industriel d’origine de classe 70.
(2) Au plus tard le 1er juin de chaque année subséquente, la personne responsable de la chaudière
ou du four industriel envoie au ministre un rapport
annuel comportant les renseignements énumérés à
l’annexe 3 pour l’année précédente.
31. En cas de changement des renseignements
fournis dans le rapport initial ou un rapport annuel
la personne responsable envoie au ministre un avis
indiquant les nouveaux renseignements dans les
trente et un jours suivant le changement.
Specifications
Modern boilers
and heaters
Change of
information
1427
Spécifications
Chaudière ou
four industriel
moderne
Rapport initial
Rapport annuel
Rapport annuel
subséquent
Rapport sur les
changements
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Record-making
Definitions
“ASTM
D6348-12”
« méthode
ASTM
D6348-12 »
“emergency”
« urgence »
“emissionintensity”
« intensité
d’émission »
“EPA
Method 1”
« méthode 1
de l’EPA »
“EPA
Method 1A”
« méthode 1A
de l’EPA »
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
RECORDING OF INFORMATION
CONSIGNATION DE RENSEIGNEMENTS
32. A responsible person for a boiler or heater
must make a record that contains the following
information:
(a) a description of the steps, including the relevant dates, taken to comply with the operation
and maintenance specifications for the boiler or
heater set out by its manufacturer or required by
its design;
(b) a description, including the relevant dates, of
any modifications to the design or characteristics
of the boiler and heater, including
(i) a major modification referred to in subsection 8(2),
(ii) for a heater, the addition or removal of
equipment to preheat air,
(iii) the refurbishment of a burner, and
(iv) a modification that results in a change to
its thermal efficiency; and
(c) a change of fuel from alternative gas to natural gas, or vice versa, including the date of the
change.
32. La personne responsable de la chaudière et
du four industriel verse dans un dossier les renseignements et documents suivants :
a) les mesures prises, y compris les dates pertinentes, afin de se conformer aux spécifications
de fonctionnement et d’entretien du fabricant
pour la chaudière ou le four industriel ou
qu’exige sa conception;
b) la description, y compris les dates pertinentes,
des modifications physiques de la conception ou
des caractéristiques physiques de la chaudière ou
du four industriel, y compris de ce qui suit :
(i) toute modification importante visée au paragraphe 8(2),
(ii) tout ajout ou suppression d’équipement
préchauffant l’air, pour le four industriel,
(iii) toute remise à neuf de brûleurs,
(iv) toute modification qui change l’efficacité
thermique;
c) le changement d’un gaz de remplacement par
le gaz naturel ou le contraire, y compris la date
du changement.
PART 2
PARTIE 2
STATIONARY SPARK-IGNITION ENGINES
MOTEURS STATIONNAIRES À
ALLUMAGE COMMANDÉ
INTERPRETATION
DÉFINITIONS
33. (1) The following definitions apply in this
Part and in Schedules 5 and 6.
“ASTM D6348-12” means the method ASTM
D6348-12 entitled Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR)
Spectroscopy, published by ASTM.
“emergency”, in relation to the operation of an
engine, means a period during which the engine is
operated
(a) to produce electricity as an alternative source
of electrical power when no ordinary source is
available; or
(b) to pump water when required due to a fire or
a flood.
“emission-intensity” means the quantity of NOx
emitted in the exhaust gas of an engine expressed
as
(a) the concentration of NOx in the exhaust gas,
expressed in ppmvd; or
(b) the mass of NOx in the exhaust gas per unit of
output of mechanical energy or of electrical energy, expressed in g/kWh.
“EPA Method 1” means the method entitled
Method 1 — Sample and Velocity Traverses for
Stationary Sources, set out in Appendix A-1 of
Part 60 of the CFR.
“EPA Method 1A” means the method entitled
Method 1A — Sample and Velocity Traverses for
Stationary Sources With Small Stacks or Ducts, set
out in Appendix A-1 of Part 60 of the CFR.
33. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent à
la présente partie et aux annexes 5 et 6.
« à faible utilisation » Qualifie le moteur au sujet
duquel le choix fait aux termes du paragraphe 36(2)
demeure en vigueur.
« à mélange pauvre » Qualifie tout moteur autre
que le moteur à mélange riche.
« à mélange riche » Qualifie tout moteur à quatre
temps à allumage commandé ayant une teneur en
oxygène en excès dans ses gaz d’échappement, sans
dilution, de moins de 4 % lorsqu’il fonctionne à
90 % ou plus de sa puissance au frein nominale.
« d’origine » Qualifie le moteur fabriqué avant le
1er janvier 2015, ce fait étant établi par l’un des
documents suivants :
a) le document fourni par son fabricant indiquant
sa date de fabrication comme étant antérieure au
1er janvier 2015 et son numéro de série, dans le
cas où la personne responsable a accès à ce
document;
b) tout autre document fourni par le fabricant ou
un organisme gouvernemental, indiquant le numéro de série du moteur et établissant que la fabrication du moteur a été terminée à une date antérieure au 1er janvier 2015, dans tous les autres
cas.
« gaz de distillation » Gaz produit dans une raffinerie par distillation, craquage ou reformage.
« gaz de synthèse » Gaz issu de la gazéification du
charbon ou de la gazéification de sous-produits, de
résidus ou de déchets d’un procédé industriel.
1428
Consignation
Définitions
« à faible
utilisation »
“low-use”
« à mélange
pauvre »
“lean-burn”
« à mélange
riche »
“rich-burn”
« d’origine »
“original”
« gaz de
distillation »
“still gas”
« gaz de
synthèse »
“synthetic gas”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“EPA
Method 2”
« méthode 2 de
l’EPA »
“EPA
Method 3”
« méthode 3 de
l’EPA »
“EPA
Method 3B”
« méthode 3B
de l’EPA »
“EPA
Method 7”
« méthode 7 de
l’EPA »
“EPA
Method 7A”
« méthode 7A
de l’EPA »
“EPA
Method 7C”
« méthode 7C
de l’EPA »
“EPA
Method 19”
« méthode 19
de l’EPA »
“EPA
Method 320”
« méthode 320
de l’EPA »
“group”
« groupe »
“lean-burn”
« à mélange
pauvre »
“low-use”
« à faible
utilisation »
“modern”
« moderne »
“original”
« d’origine »
“EPA Method 2” means the method entitled
Method 2 — Determination of Stack Gas Velocity
and Volumetric Flow Rate (Type S pitot tube), set
out in Appendix A-1 of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 3” means the method entitled
Method 3 — Gas Analysis for the Determination of
Dry Molecular Weight, set out in Appendix A-2 of
Part 60 of the CFR.
“EPA Method 3B” means the method entitled
Method 3B — Gas Analysis for the Determination
of Emission Rate Correction Factor or Excess Air,
set out in Appendix A-2 of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 7” means the method entitled
Method 7 — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources, set out in
Appendix A-4 of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 7A” means the method entitled
Method 7A — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources — Ion
Chromatographic Method, set out in Appendix A-4
of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 7C” means the method entitled
Method 7C — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources — AlkalinePermanganate/Colorimetric Method, set out in
Appendix A-4 of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 19” means the method entitled
Method 19 — Determination of Sulfur Dioxide
Removal Efficiency and Particulate, Sulfur Dioxide
and Nitrogen Oxides Emission Rates, set out in
Appendix A-7 of Part 60 of the CFR.
“EPA Method 320” means the method entitled
Method 320 — Measurement of Vapor Phase
Organic and Inorganic Emissions by Extractive
Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy,
set out in Appendix A of Part 63 of the CFR.
“group” means the engines designated under section 39 as belonging to a responsible person’s
group and, for the purpose of section 42 includes
replacement units referred to in section 43 and
modern replacement engines referred to in section 44.
“lean-burn”, in relation to an engine, means an
engine other than a rich-burn engine.
“low-use”, in relation to an engine, means an
engine in respect of which an election made under
subsection 36(2) remains in effect.
“modern”, in relation to an engine, means an engine
other than an original engine.
“original”, in relation to an engine, means an
engine that was manufactured before January 1,
2015 as established by
(a) a document provided by its manufacturer that
sets out its serial number and its date of manufacture as before January 1, 2015, if that document is accessible to a responsible person for the
engine; or
(b) any other document provided by its manufacturer or a government body that sets out its serial
number and establishes that the engine’s manufacture was completed on a date before January 1, 2015, in any other case.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
« groupe » L’ensemble des moteurs désignés aux
termes de l’article 39 comme appartenant au groupe
de la personne responsable, lequel, pour l’application de l’article 42, comprend l’unité de
remplacement mentionnée à l’article 43 ou le
moteur moderne de remplacement mentionné à
l’article 44.
« intensité d’émission » Quantité de NOx dans les
gaz d’échappement émis par le moteur exprimée de
la manière suivante :
a) la concentration de NOx dans les gaz d’échappement, en ppmvs;
b) la masse de NOx dans les gaz d’échappement
par unité d’énergie mécanique ou électrique produite, en g/kWh.
« méthode 1 de l’EPA » La méthode intitulée Method 1 — Sample and Velocity Traverses for Stationary Sources qui figure à l’Appendix A-1 de la
partie 60 du CFR.
« méthode 1A de l’EPA » La méthode intitulée
Method 1A — Sample and Velocity Traverses for
Stationary Sources With Small Stacks or Ducts) qui
figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR.
« méthode 2 de l’EPA » La méthode intitulée Method 2 — Determination of Stack Gas Velocity and
Volumetric Flow Rate (Type S Pitot Tube) qui figure à l’Appendix A-1 de la partie 60 du CFR.
« méthode 3 de l’EPA » La méthode intitulée Method 3 — Gas Analysis for the Determination of Dry
Molecular Weight qui figure à l’Appendix A-2 de
la partie 60 du CFR.
« méthode 3B de l’EPA » La méthode intitulée
Method 3B — Gas Analysis for the Determination
of Emission Rate Correction Factor or Excess Air
qui figure à l’Appendix A-2 de la partie 60 du CFR.
« méthode 7 de l’EPA » La méthode intitulée
Method 7 — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources qui figure à
l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.
« méthode 7A de l’EPA » La méthode intitulée
Method 7A — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources — Ion Chromatographic Method qui figure à l’Appendix A-4
de la partie 60 du CFR.
« méthode 7C de l’EPA » La méthode intitulée
Method 7C — Determination of Nitrogen Oxide
Emissions from Stationary Sources — AlkalinePermanganate/Colorimetric Method qui figure à
l’Appendix A-4 de la partie 60 du CFR.
« méthode 19 de l’EPA » La méthode intitulée Method 19 — Determination of Sulfur Dioxide Removal Efficiency and Particulate, Sulfur Dioxide
and Nitrogen Oxides Emission Rates qui figure à
l’Appendix A-7 de la partie 60 du CFR.
« méthode 320 de l’EPA » La méthode intitulée
Method 320 — Measurement of Vapor Phase Organic and Inorganic Emissions by Extractive Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy qui
figure à l’Appendix A de la partie 63 du CFR.
« méthode ASTM D6348-12 » La méthode
ASTM D6348-12 intitulée Standard Test Method
for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy publiée par l’ASTM.
1429
« groupe »
“group”
« intensité
d’émission »
“emissionintensity”
« méthode 1
de l’EPA »
“EPA
Method 1”
« méthode 1A
de l’EPA »
“EPA
Method 1A”
« méthode 2
de l’EPA »
“EPA
Method 2”
« méthode 3
de l’EPA »
“EPA
Method 3”
« méthode 3B
de l’EPA »
“EPA
Method 3B”
« méthode 7
de l’EPA »
“EPA
Method 7”
« méthode 7A
de l’EPA »
“EPA
Method 7A”
« méthode 7C
de l’EPA »
“EPA
Method 7C”
« méthode 19
de l’EPA »
“EPA
Method 19”
« méthode 320
de l’EPA »
“EPA
Method 320”
« méthode
ASTM
D6348-12 »
“ASTM
D6348–12”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“ppmvd”
« ppmvs »
“rated brake
power”
« puissance au
frein
nominale »
“rich-burn”
« à mélange
riche »
“still gas”
« gaz de
distillation »
“subgroup”
« sousgroupe »
“subset”
« sousensemble »
“synthetic gas”
« gaz de
synthèse »
Presumed
rich-burn
engines
Rebuttal —
lean-burn
engines
Original and
modern engines
Regulated
facilities –
modern engines
“ppmvd” means parts per million, on a volumetric
dry basis adjusted to 15% oxygen dry.
“rated brake power”, in relation to an engine or a
replacement unit, means its maximum brake power
output
(a) as specified on the nameplate provided by its
manufacturer; or
(b) in the absence of such a nameplate, as set out
in a document, which indicates its serial number,
provided by its manufacturer or a government
body.
“rich-burn”, in relation to an engine, means a fourstroke spark ignition engine for which the excess
oxygen content in the exhaust gas, without dilution,
is less than four percent, when the engine is
operated at 90% or more of its rated brake power.
“still gas” means a gas produced in a refinery by
distillation, cracking or reforming.
“subgroup”, in relation to a responsible person’s
group, means a notional collection of engines —
which includes any replacement units and modern
replacement engines — established under section 46, each of which belongs to the group.
“subset”, in relation to a responsible person’s
group, means a notional collection of engines
referred to in section 41, each of which belongs to
the group.
“synthetic gas” means a gas derived from the
gasification of coal or of by-products, residual
products or waste products of an industrial process.
(2) An engine that is designated by its manufacturer as a rich-burn engine is presumed to be a richburn engine.
(3) The presumption is rebutted if the responsible
person for the engine establishes that when the engine is operated at 90% or more of its rated brake
power, the excess oxygen content in the exhaust
gas, without dilution, is greater than or equal to
four percent, in which case the engine is a leanburn engine.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
« moderne » Qualifie le moteur qui n’est pas un
moteur d’origine.
« ppmvs » Partie par million, volume sec ajusté à
15 % d’oxygène sec.
« puissance au frein nominale » À l’égard d’un
moteur ou d’une unité de remplacement, puissance
au frein maximale du moteur inscrite sur un des
supports suivants :
a) la plaque signalétique fournie par son fabricant;
b) à défaut d’une telle plaque, un document, indiquant son numéro de série et fourni par son fabricant ou un organisme gouvernemental à son
égard.
« sous-ensemble » Eu égard au groupe de la personne responsable, ensemble théorique de moteurs
visé à l’article 41 appartenant tous au groupe.
« sous-groupe » Eu égard au groupe de la personne
responsable, ensemble théorique de moteurs — y
compris l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement — établi aux termes de l’article 46, appartenant tous au groupe.
« urgence » Eu égard au fonctionnement du moteur,
période au cours de laquelle le moteur fonctionne
aux fins suivantes :
a) produire de l’électricité comme source alternative d’alimentation électrique lorsqu’aucune
source ordinaire n’est disponible;
b) pomper de l’eau lorsqu’un incendie ou une
inondation le requiert.
(2) Tout moteur caractérisé par le fabricant
comme étant un moteur à mélange riche est présumé être un moteur à mélange riche.
(3) Cette assimilation est réfutée si la personne
responsable du moteur établit que la teneur en oxygène en excès dans ses gaz d’échappement, sans
dilution, est d’au moins 4 % lorsqu’il fonctionne à
90 % ou plus de sa puissance au frein nominale. Le
moteur est alors un moteur à mélange pauvre.
APPLICATION
CHAMP D’APPLICATION
34. (1) This Part applies in respect of an original
or a modern engine, in a regulated facility, that
combusts gaseous fuel.
(2) The following are the regulated facilities in
respect of modern engines:
(a) oil and gas facilities;
(b) oil sands facilities;
(c) petroleum refineries;
(d) chemicals facilities and nitrogen fertilizer
facilities;
(e) pulp and paper facilities;
(f) base metals facilities;
(g) potash facilities;
(h) alumina facilities and aluminium facilities;
(i) power plants;
(j) iron, steel and ilmenite facilities;
(k) iron ore pelletizing facilities; and
(l) cement manufacturing facilities.
34. (1) La présente partie s’applique aux moteurs
d’origine ou modernes brûlant un combustible gazeux et situés dans des installations réglementées.
(2) Sont des installations réglementées pour les
moteurs modernes :
a) l’installation d’exploitation pétrolière et
gazière;
b) l’installation d’exploitation de sables
bitumineux;
c) la raffinerie de pétrole;
d) l’installation de fabrication de produits chimiques et l’installation de fabrication d’engrais à
base d’azote;
e) l’installation de production de pâte et papier;
f) l’installation de production de métaux
communs;
g) l’installation de production de potasse;
h) l’installation de production d’alumine et
l’aluminerie;
1430
« moderne »
“modern”
« ppmvs »
“ppmvd”
« puissance
au frein
nominale »
“rated brake
power”
« sousensemble »
“subset”
« sous-groupe »
“subgroup”
« urgence »
“emergency”
Assimilation à
un mélange
riche
Assimilation
réfutée —
mélange pauvre
Moteur
d’origine ou
moderne
Installation
réglementée —
moteur
moderne
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Regulated
facilities –
original
engines
(3) Oil and gas facilities are the regulated facilities in respect of original engines.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
i) la centrale électrique;
j) l’installation de production de fer, d’acier et
d’ilménite;
k) l’installation de bouletage du minerai de fer;
l) la cimenterie.
(3) L’installation réglementée pour le moteur
d’origine est l’installation d’exploitation pétrolière
et gazière.
OBLIGATIONS
OBLIGATIONS
Scope of Application — Gas Combusted
Champ d’application — gaz brûlés
Synthetic and
still gas
35. Section 38, subsection 39(2), sections 40 and
41, subsection 47(2) and sections 58 and 59 do not
apply in respect of an engine — for any period during which the fuel combusted consists of more than
50% of synthetic gas, still gas or any combination
of those gases — if the responsible person for the
engine establishes, based on a calculation of the
mass-flow, that the fuel combusted consists of that
portion of those gases.
35. L’article 38, le paragraphe 39(2), les articles 40 et 41, le paragraphe 47(2) et les articles 58
et 59 ne s’appliquent pas à l’égard du moteur pour
toute période pendant laquelle le combustible brûlé
est composé de plus de 50 % de gaz de synthèse ou
de gaz de distillation — ou d’une combinaison de
ceux-ci — si la personne responsable du moteur
établit, par calcul du débit massique, que ce combustible est ainsi composé.
Use of Engines
Utilisation du moteur
Regular-use
36. (1) Every engine that has been operated by its
responsible person for an hour during a year is a
regular-use engine unless the responsible person
elects to have it considered to be a low-use engine.
Notice —
low-use
engine
(2) The responsible person must make the
election by sending a notice to that effect to the
Minister
(a) by January 1 of the year as of which the engine is to be considered to be low-use, if the engine is a regular-use engine of the responsible
person; and
(b) by the day on which the responsible person
begins to operate the engine, in any other case.
(3) The responsible person must
(a) by the January 1 referred to in paragraph (2)(a) or by the day referred to in paragraph (2)(b), as the case may be, have installed
a non-resettable hour meter or another nonresettable device to record the number of hours
that the engine is operated and ensure that the
meter or device operates continuously; and
(b) for the period of three consecutive years that
begins, as the case may be, on the January 1 referred to in paragraph (2)(a) or the January 1 of
the year that includes the day referred to in paragraph (2)(b) — and for each subsequent period
of three consecutive years — ensure that the
engine is operated, excluding any hours of
operation during an emergency, for less than
1314 hours, as determined by the absolute difference between the first and last readings taken
under section 57 for each of those periods.
36. (1) Tout moteur que fait fonctionner la personne responsable plus d’une heure au cours de
l’année est un moteur à utilisation régulière sauf si
elle choisit de le considérer comme un moteur à
faible utilisation.
(2) La personne responsable effectue le choix en
envoyant un avis au ministre dans le délai ci-après :
a) dans le cas où le moteur est un de ses moteurs
à utilisation régulière, au plus tard le 1er janvier
de l’année à partir de laquelle le moteur sera
considéré comme étant à faible utilisation;
b) dans les autres cas, au plus tard le jour où la
personne responsable commence à faire fonctionner le moteur.
(3) La personne responsable effectuant le choix
se conforme à ce qui suit :
a) elle installe un compteur horaire ou un autre
appareil ne pouvant être remis à zéro afin d’enregistrer le nombre d’heures de fonctionnement
du moteur, au plus tard le 1er janvier mentionné à
l’alinéa (2)a) ou le jour mentionné à l’alinéa (2)b) et veille à ce que ce compteur ou cet
appareil fonctionne en tout temps;
b) elle veille à ce que le moteur fonctionne moins
de 1 314 heures, à l’exclusion des heures de
fonctionnement pendant une urgence, au cours
de la période de trois années consécutives commençant le 1er janvier mentionné à l’alinéa (2)a)
ou le 1er janvier de l’année en cours au jour visé
à l’alinéa (2)b) — et au cours de chaque période
subséquente de trois années consécutives —, le
nombre d’heures de fonctionnement étant déterminé par la différence absolue entre la première
et la dernière lectures prises en application de
l’article 57 pour chacune de ces périodes.
(4) La personne responsable révoque ce choix en
envoyant un avis de révocation au ministre.
Obligation —
low-use
engines
Revocation
(4) A responsible person for the engine may revoke the election by sending a notice of revocation
to the Minister.
1431
Installation
réglementée –
moteur
d’origine
Gaz de
distillation ou
de synthèse
Moteur à
utilisation
régulière
Avis — moteur
à faible
utilisation
Obligation —
moteur à faible
utilisation
Révocation
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Contravention
of
subsection (3)
(5) If a responsible person contravenes subsection (3), the election is revoked and the engine is a
regular-use engine.
Single election
(6) A responsible person may, under subsection (2), elect only once to have a given engine
considered to be a low-use engine.
(5) Si la personne responsable ne se conforme
pas au paragraphe (3), son choix est révoqué et le
moteur est traité comme un moteur à utilisation
régulière.
(6) La personne responsable ne peut exercer
qu’une fois le choix visé au paragraphe (2) pour un
moteur donné.
Expression of Emission-intensity
Expression de l’intensité d’émission
ppmvd or
g/kWh
37. For the purposes of subsection 38(1), subsection 39(2), sections 40 and 41 and subsections 42(1) and 47(2), the emission-intensity of an
engine and the emission-value assigned to an engine are to be expressed in ppmvd or g/kWh according to the units chosen by the responsible person to express the emission-intensity as determined
by their most recent performance test under section 53.
37. Pour l’application des paragraphes 38(1) et
39(2), des articles 40 et 41 et des paragraphes 42(1)
et 47(2), l’intensité d’émission des moteurs et la
valeur d’émission attribuée aux moteurs sont exprimées en ppmvs ou en g/kWh en fonction de
l’unité de mesure choisie par la personne responsable pour exprimer l’intensité d’émission déterminée
au moyen de l’essai de rendement le plus récent
prévu à l’article 53.
Modern Engines
Moteurs modernes
Regular-use
38. (1) A responsible person for a modern engine
that is regular-use and has a rated brake power of
greater than or equal to 75 kW must ensure that the
emission-intensity of the engine, as determined in
accordance with sections 48 to 52, does not exceed
the following limit, as applicable:
(a) 160 ppmvd; or
(b) 2.7 g/kWh.
(2) A responsible person for a modern engine
that is low-use and has a rated brake power of
greater than or equal to 100 kW must ensure that
the emission-intensity of the engine, as determined
in accordance with sections 48 to 52, does not exceed the limit of 160 ppmvd.
38. (1) La personne responsable du moteur moderne à utilisation régulière ayant une puissance au
frein nominale d’au moins 75 kW veille à ce que
son intensité d’émission, déterminée en conformité
avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des
limites ci-après qui s’applique :
a) 160 ppmvs;
b) 2,7 g/kWh.
(2) La personne responsable du moteur moderne
à faible utilisation ayant une puissance au frein
nominale d’au moins 100 kW veille à ce que son
intensité d’émission, déterminée en conformité
avec les articles 48 à 52, n’excède pas la limite de
160 ppmvs.
Original Engines
Moteurs d’origine
Groups
Groupe
39. (1) For the purposes of the emission-intensity
limits referred to in sections 40 to 42, a responsible
person may — from among their original engines
that are regular-use and have a rated brake power of
greater than or equal to 250 kW — designate those
engines that are to belong to their group by recording the serial number of each engine designated and the date of the designation.
(2) A responsible person for an engine referred to
in subsection (1) that is not designated as belonging
to any group must ensure that the emissionintensity of the engine, as determined in accordance
with sections 48 to 52, does not exceed one of the
following limits, as applicable:
(a) 210 ppmvd; or
(b) 4 g/kWh.
(3) Subsection (2) applies as of January 1, 2021.
39. (1) Pour l’application des limites de l’intensité d’émission prévues aux articles 40 à 42, la personne responsable peut désigner parmi ses moteurs
d’origine à utilisation régulière ayant une puissance
au frein nominale d’au moins 250 kW ceux qui
appartiennent à son groupe en consignant dans un
dossier le numéro de série et la date de désignation
de chacun de ces moteurs.
(2) La personne responsable d’un moteur visé au
paragraphe (1) qui n’a pas été désigné comme appartenant à un groupe veille à ce que son intensité
d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ci-après
qui s’applique :
a) 210 ppmvs;
b) 4 g/kWh.
(3) Le paragraphe (2) s’applique à compter du
1er janvier 2021.
(4) Le moteur d’origine désigné comme appartenant à plus d’un groupe est réputé ne faire partie
d’aucun groupe.
Low-use
Designation
Non-designated
engines
Application
Deemed nondesignation
(4) An engine that has been designated as belonging to more than one responsible person’s
group is deemed not to belong to any responsible
person’s group.
1432
Contravention
au paragraphe (3)
Choix unique
Ppmvs ou
g/kWh
Utilisation
régulière
Faible
utilisation
Désignation
Moteur non
désigné
Application
Réputé n’étant
pas désigné
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(5) Le moteur appartenant à un groupe n’en fait
plus partie dans les situations suivantes :
a) il cesse d’être un moteur à utilisation
régulière;
b) la personne responsable annule la désignation
du moteur en consignant dans un dossier le
numéro de série de ce moteur et la date de
l’annulation.
Ceases to
belong
(5) An engine belonging to a responsible person’s group ceases to belong to the group if
(a) the engine ceases to be a regular-use engine;
or
(b) the responsible person cancels its designation
as belonging to their group by recording the
serial number of the engine and the date of the
cancellation.
Default Obligations
Obligations de base
Original
engines —
as of 2026
40. As of January 1, 2026, a responsible person
for an engine that belongs to their group must ensure that the emission-intensity of the engine, as
determined in accordance with sections 48 to 52,
does not exceed the following limit, as applicable:
(a) 210 ppmvd; or
(b) 4 g/kWh.
41. (1) In the period that begins on January 1,
2021 and ends on December 31, 2025, a responsible person for engines that belong to their group
must ensure that there is a subset of the group
whose total rated brake power is at least 50% of the
total rated brake power of the group and the
emission-intensity, as determined in accordance
with sections 48 to 52, of each of the engines in the
subset does not exceed the following limit, as
applicable:
(a) 210 ppmvd; or
(b) 4 g/kWh.
(2) For the purpose of subsection (1), despite an
engine’s ceasing to belong to the group, its rated
brake power may be included in the total rated
brake power of the group and of a subset whose
total rated brake power is at least 50% of the total
rated brake power of the group.
40. À compter du 1er janvier 2026, la personne
responsable du moteur appartenant à son groupe
veille à ce que son intensité d’émission, déterminée
en conformité avec les articles 48 à 52, n’excède
pas celle des limites ci-après qui s’applique :
a) 210 ppmvs;
b) 4 g/kWh.
41. (1) La personne responsable des moteurs appartenant à son groupe veille, pendant la période
débutant le 1er janvier 2021 et se terminant le
31 décembre 2025, à ce qu’un sous-ensemble du
groupe ait une puissance au frein nominale totale
d’au moins 50 % de celle du groupe et à ce que
l’intensité d’émission de chacun des moteurs de ce
sous-ensemble, déterminée en conformité avec les
articles 48 à 52, n’excède pas celle des limites ciaprès qui s’applique :
a) 210 ppmvs;
b) 4 g/kWh.
(2) Pour l’application du paragraphe (1), même si
un moteur n’appartient plus au groupe, sa puissance
au frein nominale peut être incluse dans la puissance au frein nominale totale du groupe et du
sous-ensemble lorsque cette dernière est d’au moins
50 % de celle du groupe.
Obligations on Election
Obligations applicables à la suite d’un choix
Original
engines —
yearly average
42. (1) A responsible person for engines that belong to their group, who elects to comply with this
subsection, must ensure that — for each year after
2020 following the making of the election — the
yearly average emission-intensity of each subgroup
established under section 46 does not exceed the
following limits, as applicable:
(a) 210 ppmvd or 4 g/kWh, for years after 2025;
or
(b) 421 ppmvd or 8 g/kWh, for the years 2021 to
2025.
Election
(2) The responsible person must — by the October 31 immediately before the first year in respect
of which the applicable limit in paragraph (1)(a)
or (b) is to apply — make the election by sending,
for each subgroup established under section 46, the
following information to the Minister for inclusion
in the engine registry:
(a) the serial number of each original engine, replacement unit and modern replacement engine
belonging to the subgroup; and
(b) the emission-value assigned, under section 47, to each original engine, replacement unit
and modern replacement engine belonging to the
subgroup.
42. (1) La personne responsable de moteurs appartenant à son groupe qui choisit de se conformer
au présent paragraphe veille à ce que la moyenne
annuelle de l’intensité d’émission — pour chaque
année subséquente à l’année 2020 suivant le
choix — de chacun des sous-groupes créés aux
termes de l’article 46 n’excède pas celle des limites
ci-après qui s’applique :
a) 210 ppmvs ou 4 g/kWh, pour les années postérieures à 2025;
b) 421 ppmvs ou 8 g/kWh, pour les années 2021
à 2025.
(2) La personne responsable exerce son choix, au
plus tard le 31 octobre précédant la première année
à l’égard de laquelle s’applique la limite prévue aux
alinéas (1)a) ou b), en envoyant au ministre les
renseignements ci-après, pour chaque sous-groupe
créé aux termes de l’article 46, pour qu’ils soient
versés au registre des moteurs :
a) le numéro de série de tout moteur d’origine,
unité de remplacement et moteur moderne de
remplacement qui y appartiennent;
b) la valeur d’émission attribuée, aux termes de
l’article 47, à tout moteur d’origine, unité de
remplacement et moteur moderne de remplacement qui y appartiennent.
Original
engines —
obligation 2021
to 2025
Engine ceasing
to belong to
group
1433
Fin de
l’appartenance
Moteur
d’origine —
obligation 2026
Moteur
d’origine —
obligation de
2021 à 2025
Moteur cessant
d’appartenir au
groupe
Moteur
d’origine —
moyenne
annuelle
Choix
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1434
Nonapplication of
section 40 or
41
(3) As of that first year, sections 40 and 41 do
not apply in respect of the engines that are in their
group.
(3) À compter de la première année visée par le
choix, les articles 40 et 41 ne s’appliquent pas à
l’égard des moteurs appartenant au groupe.
Nonapplication des
articles 40 et 41
Yearly average
emissionintensity
(4) The yearly average emission-intensity of a
subgroup for the year in question is determined —
using the same units, ppmvd or g/kWh, for the assigned emission-value in respect of each original
engine, replacement unit or modern replacement
engine belonging to the subgroup — by using the
formula
ΣiΣj(Eij ×Pi × Hij)/ΣiΣj(Pi × Hij)
where
Eij is the jth emission-value assigned under section 47 to the ith engine or replacement unit belonging to the subgroup;
Pi is the rated brake power, expressed in kW, of
the ith engine or replacement unit belonging to
the subgroup;
Hij is the number of hours during the year in question that the ith engine or replacement unit
operated while belonging to the subgroup and
having an assigned emission-value Eij;
i
is the ith engine or replacement unit belonging
to the subgroup, where i goes from 1 to m and
where m is the number of those engines and
replacement units in the subgroup; and
j
is the jth assignment under section 47 of an
emission-value to the ith engine or replacement
unit belonging to the subgroup, where j goes
from 1 to n and where n is the number of assignments of emission-values under section 47
to that engine or replacement unit during the
year.
Moyenne
annuelle de
l’intensité
d’émission
Number of
hours
(5) The number of hours referred to in the description of Hij in subsection (4) is to be determined
by adding the following, as applicable:
(a) the absolute difference between the first and
last readings taken under section 56 during the
year in question while the ith engine or replacement unit operated having an assigned emissionvalue Eij;
(b) subject to subsection (6), the number of hours
of operation in the year in question before the
first of those two readings, determined by using
the formula
(R1(y) – R2(y–1)) × dR1(y)/(dR1(y) + dR2(y–1))
where
R1(y)
is the first of the readings taken under
section 56 in the year in question, while
the ith engine or replacement unit operated having an assigned emissionvalue Eij;
R2(y–1) is the last of the readings taken under
section 56 in the year previous to the
year in question, while the ith engine or
replacement unit operated having an assigned emission-value Eij;
dR1(y) is the number of days in the given year
before that first reading, and
(4) La moyenne annuelle de l’intensité d’émission pour une année donnée d’un sous-groupe est
déterminée — avec la même unité de mesure,
ppmvs ou g/kWh, que celle de la valeur d’émission
attribuée à chaque moteur d’origine, unité de remplacement ou moteur moderne de remplacement
appartenant au sous-groupe — selon la formule
suivante :
ΣiΣj(Eij × Pi× Hij)/ΣiΣj(Pi × Hij)
où :
Eij représente la je valeur d’émission attribuée en
application de l’article 47 au ie moteur ou unité
de remplacement appartenant au sous-groupe;
Pi la puissance au frein nominale, exprimée en
kW, du ie moteur ou unité de remplacement
appartenant au sous-groupe;
Hij le nombre d’heures, au cours de l’année en
cause, pendant lesquelles le ie moteur ou unité
de remplacement a fonctionné alors qu’il appartenait au sous-groupe et qu’il avait une valeur d’émission attribuée Eij;
i
le ie moteur ou unité de remplacement appartenant au sous-groupe, i allant de 1 à m, où m
représente le nombre de ces moteurs et unités
de remplacement appartenant au sous-groupe;
j
la je attribution d’une valeur d’émission en
application de l’article 47 au ie moteur ou unité
de remplacement appartenant au sous-groupe,
j allant de 1 à n, où n représente le nombre
d’attributions d’une valeur d’émission en application de cet article à ce moteur ou à cette
unité de remplacement pendant l’année.
(5) Le nombre d’heures mentionnées à l’élément Hij de la formule prévue au paragraphe (4) est
déterminé par addition, le cas échéant, de ce qui
suit :
a) la différence absolue entre la première et la
dernière lectures prises en application de l’article 56 durant l’année en cause où l’ie moteur ou
unité de remplacement fonctionne avec la valeur
d’émission attribuée Eij;
b) sous réserve du paragraphe (6), le nombre
d’heures de fonctionnement durant l’année en
cause, avant la première lecture, déterminé selon
la formule suivante :
(L1(a) – L2(a-1)) × JL1(a)/(JL1(a) + JL2(a-1))
où :
L1(a)
représente la première lecture de cette
année, prise en application de l’article 56, où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur
d’émission attribuée Eij,
L2(a-1) la dernière lecture de l’année précédant
cette année, prise en application de
l’article 56, où l’ie moteur ou unité de
remplacement fonctionne avec la valeur
d’émission attribuée Eij,
JL1(a)
le nombre de jours dans l’année en
cause, avant cette première lecture,
Nombre
d’heures
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Estimate in first
year
Cancellation
Revocation
Replacement
units
Eligible
replacement
units
dR2(y–1) is the number of days in the previous
year after that last reading; and
(c) the number of hours of operation in the year
in question after the last of the two readings referred to in paragraph (a), determined by using
the formula
(R2(y) – R1(y+1)) × dR2(y)/(dR2(y) + dR1(y+1))
where
R2(y)
is the last of the readings taken under
section 56 in the year in question, while
the ith engine or replacement unit operated having an assigned emissionvalue Eij,
R1(y+1) is the first of the readings taken under
section 56 in the year that follows the
year in question, while the ith engine or
replacement unit operated having an assigned emission-value Eij,
dR2(y) is the number of days in the year in
question after that last reading, and
dR1(y+1) is the number of days in the following
year before that first reading.
(6) For the first year in respect of which the applicable limit in paragraph (1)(a) or (b) applies and
for the period before the first reading taken under
section 56 in that year, the responsible person must
estimate the number of hours of operation while the
ith engine or replacement unit operated having an
assigned emission-value Eij. The responsible person
must make a record that sets out the basis for the
estimate, along with a justification of its accuracy.
(7) A responsible person may cancel their election by sending the Minister, by October 31 of a
year, a notice of cancellation that provides that
information for inclusion in the engine registry. As
of the year that begins following the notification,
the limit in paragraph (1)(a) or (b) that was applicable ceases to apply and sections 40 and 41 apply to
the responsible person in respect of the engines in
their group.
(8) The election of a responsible person who is
convicted of an offence under the Act in respect of
these Regulations is revoked as of the year that
begins 36 months following their conviction. As of
that year,
(a) the limit in paragraphs (1)(a) and (b) that was
applicable ceases to apply;
(b) sections 40 and 41 apply to the responsible
person in respect of the engines in their group;
and
(c) the responsible person is not permitted to
make an election under subsection (2).
43. (1) One or more original engines that cease to
belong to a responsible person’s group may, within
12 months after the day on which that cessation
takes effect, be replaced by an eligible replacement
unit.
(2) Each of the following is an eligible replacement unit:
(a) an electric motor; and
1435
JL2(a-1)
le nombre de jours dans l’année précédente à la suite de cette dernière lecture;
c) le nombre d’heures de fonctionnement durant
l’année en cause, après la dernière lecture visée à
l’alinéa a), déterminé selon la formule suivante :
(L2(a) – L1(a+1)) × JL2(a)/(JL2(a) + JL1(a+1))
où :
L2(a)
représente la dernière lecture de cette
année, prise en application de l’article 56, où l’ie moteur ou unité de remplacement fonctionne avec la valeur
d’émission attribuée Eij,
L1(a+1) la première lecture de l’année qui suit
cette année, prise en application de
l’article 56, alors que l’ie moteur ou
unité de remplacement fonctionne avec
la valeur d’émission attribuée Eij,
JL2(a)
le nombre de jours dans cette année
après la dernière lecture,
JL1(a+1) le nombre de jours dans l’année suivant
cette année avant cette première lecture.
(6) Pour la première année à l’égard de laquelle
la limite applicable prévue aux alinéas (1)a) ou b)
s’applique, la personne responsable évalue le nombre d’heures de fonctionnement — où l’ie moteur
ou unité de remplacement fonctionne à une valeur
d’émission attribuée Eij — avant la première lecture
prise dans cette année en application de l’article 56.
Elle verse dans un dossier les fondements de son
évaluation ainsi que les raisons pour lesquelles
cette évaluation est correcte.
(7) La personne responsable peut annuler son
choix en envoyant au ministre, au plus tard le
31 octobre d’une année, un avis d’annulation pour
qu’il soit versé au registre des moteurs. À compter
de l’année suivant l’envoi de cet avis, la limite en
cause prévue aux alinéas (1)a) ou b) cesse de
s’appliquer et les articles 40 et 41 s’appliquent à la
personne responsable à l’égard des moteurs de son
groupe.
(8) Le choix de la personne responsable est révoqué à compter de l’année qui commence trentesix mois après le verdict de culpabilité à une infraction à la Loi pour non-conformité au présent
règlement. À compter de cette année :
a) la limite en cause prévue aux alinéas (1)a)
ou b) cesse de s’appliquer;
b) les articles 40 et 41 s’appliquent à la personne
responsable eu égard aux moteurs dans son
groupe;
c) la personne responsable ne peut effectuer le
choix prévu au paragraphe (2).
43. (1) Tout moteur d’origine qui n’appartient
plus au groupe de la personne responsable peut être
remplacé, dans les douze mois suivant le jour où il
cesse d’y appartenir, par une unité de remplacement
admissible.
(2) Sont des unités de remplacement admissibles :
a) le moteur électrique;
b) la turbine équipée d’une technologie antipollution qui fait en sorte qu’elle respecte celle
Évaluation
dans la
première année
Annulation du
choix
Révocation du
choix
Unités de
remplacement
Type d’unités
de
remplacement
admissibles
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Modern
replacement
engines
When
replacement
occurs
When
information
sent
Reintroduction
of replaced
engines
Designation of
subgroups
Engines in
subgroups
(b) a turbine that is equipped with an emission
control system that ensures that its emissionintensity does not exceed the following limits, as
applicable:
(i) 100 ppmvd or 1.8 g/kWh, for a turbine having a rated brake power of less than 3 MW,
(ii) 42 ppmvd or 0.9 g/kWh, for a turbine
having a rated brake power of greater than or
equal to 3 MW and less than or equal to
20 MW, and
(iii) 25 ppmvd or 0.5 g/kWh, for a turbine
having a rated brake power of greater than
20 MW.
44. One or more original engines that cease to
belong to a responsible person’s group may, within
12 months after the day on which that cessation
takes effect, be replaced by one or more modern
replacement engines that together have a total rated
brake power that is less than or equal to the total
rated brake power of the original engine or engines
to be replaced.
45. (1) The replacement takes effect on the day
on which the responsible person sends to the Minister the following information for inclusion in the
engine registry:
(a) the date of the replacement;
(b) the serial number of the engine being replaced; and
(c) the information set out in Schedule 5 for inclusion in the engine registry in respect of
(i) the engine being replaced and of the replacement unit or modern replacement engines, if the replacement occurs before January 1, 2018, and
(ii) the replacement unit or modern replacement engines, if the replacement occurs on or
after January 1, 2018.
(2) The information must be sent within the
12-month period referred to in subsection 43(1) or
section 44.
(3) An original engine that has been replaced
under section 43 or 44 may be reintroduced into the
responsible person’s group if, as the case may be,
(a) the replacement unit that replaced it is removed from the group; or
(b) from among the modern replacement engine
or engines that replaced it, modern replacement
engines — having a total rated brake power that
is equal to or greater than the rated brake power
of the original engine — are removed from the
group.
46. (1) On making the election referred to in subsection 42(2), the responsible person must establish
their subgroups by designating the original engines,
replacement units and modern replacement engines
that are to belong to each subgroup and by recording each of their serial numbers and the date of
the designation.
(2) Every original engine, replacement unit and
modern replacement engine belonging to a group
must be included in exactly one subgroup.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1436
des limites d’intensité d’émission ci-après qui
s’applique :
(i) 100 ppmvs ou 1,8 g/kWh, pour la turbine
ayant une puissance au frein nominale de
moins de 3 MW,
(ii) 42 ppmvs ou 0,9 g/kWh, pour la turbine
ayant une puissance au frein nominale d’au
moins 3 MW et d’au plus 20 MW,
(iii) 25 ppmvs ou 0,5 g/kWh, pour la turbine
ayant une puissance au frein nominale de plus
de 20 MW.
44. Tout moteur d’origine qui n’appartient plus
au groupe de la personne responsable peut être
remplacé, dans les douze mois suivant le jour où il
cesse d’en faire partie, par un ou plusieurs moteurs
modernes de remplacement dont la puissance au
frein nominale combinée n’est pas supérieure à la
puissance au frein nominale du moteur d’origine
remplacé.
45. (1) Le remplacement prend effet le jour où la
personne responsable envoie au ministre les renseignements ci-après pour qu’ils soient versés au registre des moteurs :
a) la date du remplacement;
b) le numéro de série du moteur remplacé;
c) les renseignements mentionnés à l’annexe 5 à
verser au registre des moteurs relatifs à ce qui
suit :
(i) le moteur remplacé et l’unité de remplacement ou le moteur moderne de remplacement,
si le remplacement a lieu avant le 1er janvier 2018,
(ii) l’unité de remplacement ou le moteur
moderne de remplacement, si le remplacement
a lieu le 1er janvier 2018 ou à une date
ultérieure.
(2) Les renseignements sont envoyés au cours de
la période de douze mois mentionnée au paragraphe 43(1) ou à l’article 44.
(3) Le moteur d’origine remplacé en application
des articles 43 ou 44 peut être réintégré au groupe
si l’une des conditions ci-après est remplie :
a) l’unité de remplacement en cause est retirée
du groupe;
b) parmi les moteurs modernes de remplacement
l’ayant remplacé, des moteurs modernes de remplacement totalisant une puissance au frein nominale équivalant au moins à celle du moteur
d’origine sont retirés du groupe.
Moteurs
modernes de
remplacement
46. (1) La personne responsable, lorsqu’elle effectue le choix mentionné au paragraphe 42(2), crée
des sous-groupes en désignant des moteurs d’origine, des unités de remplacement et des moteurs
modernes de remplacement et en consignant dans
un dossier leur numéro de série et la date de la
désignation.
(2) Le moteur d’origine, l’unité de remplacement
ou le moteur moderne de remplacement qui appartient à un groupe ne peut faire partie que d’un seul
sous-groupe.
Désignation
des sousgroupes
Moment du
remplacement
Avis donné
Réintroduction
de moteurs
remplacés
Moteur dans le
sous-groupe
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Engine registry
Change of
subgroups
(3) For each subgroup, the responsible person
must, by July 1 of the year that follows the designation, send to the Minister for inclusion in the engine registry the serial number of each original
engine, replacement unit and modern replacement
engine that belongs to it, along with the date of the
designation.
(4) The number of subgroups or their composition may be changed by recording the updated information, including the date of the change.
Assignment of
emission-value
for NOx
47. (1) A responsible person for a group must
assign an emission-value for NOx, expressed in
ppmvd or g/kWh, as applicable, to each original
engine, replacement unit or modern replacement
engine belonging to each subgroup.
Different
emissionvalues
(2) If the responsible person assigns an emissionvalue to an engine that is different from the default
emission-value for the engine, the responsible person must ensure that the emission-intensity of the
engine, as determined in accordance with sections 48 to 52, is less than or equal to its assigned
emission-value.
(3) The responsible person must assign the default emission-value to a replacement unit, expressed in the units, ppmvd or g/kWh, applicable to
the subgroup to which it belongs.
Replacement
units
Default
emissionintensities
Change of
assignment
(4) The default emission-value is
(a) for an original two-stroke lean-burn engine,
841 ppmvd or 16 g/kWh;
(b) for an original four-stroke lean-burn engine
with an excess oxygen content in the exhaust
gas, without dilution, when the engine is operating at a steady-state that is greater than or equal
to seven percent, 210 ppmvd or 4g/kWh;
(c) for an original four-stroke lean-burn engine
with an excess oxygen content in the exhaust
gas, without dilution, less than seven percent,
710 ppmvd or 13.5g/kWh;
(d) for an original four-stroke rich-burn engine,
1262 ppmvd or 24 g/kWh;
(e) for a modern replacement engine, 210 ppmvd
or 2.7 g/kWh;
(f) for a replacement unit that is an electric
motor, 0 ppmvd or 0 g/kWh; and
(g) for a replacement unit that is a turbine having
a rated brake power of
(i) less than 3 MW, 100 ppmvd or 1.8 g/kWh,
(ii) greater than or equal to 3 MW and
less than or equal to 20 MW, 42 ppmvd or
0.9 g/kWh, and
(iii) greater than 20 MW, 25 ppmvd or
0.5 g/kWh.
(5) A responsible person is permitted to change
an assigned emission-value for an engine. The
change takes effect on the day on which the responsible person sends the changed assignment to the
Minister for inclusion in the engine registry.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1437
(3) La personne responsable envoie au ministre — à verser au registre des moteurs —, au plus
tard le 1er juillet de l’année suivant la désignation,
le numéro de série de chacun des moteurs d’origine, unités de remplacement et moteurs modernes
de remplacement appartenant à chaque sous-groupe
ainsi que la date de la désignation.
(4) Le nombre et la composition des sousgroupes peuvent être changés par consignation dans
un dossier des renseignements en cause, y compris
la date des changements.
47. (1) La personne responsable d’un groupe attribue une valeur d’émission de NOx, exprimée en
ppmvs ou g/kWh, selon ce qui s’applique, au moteur d’origine, à l’unité de remplacement ou au
moteur moderne de remplacement appartenant à un
sous-groupe.
(2) La personne responsable attribuant une valeur
d’émission différente de la valeur d’émission par
défaut d’un moteur veille à ce que son intensité
d’émission, déterminée en conformité avec les articles 48 à 52, ne soit pas supérieure à la valeur
d’émission attribuée.
Registre des
moteurs
(3) La personne responsable attribue la valeur
d’émission par défaut à l’unité de remplacement en
fonction de l’unité de mesure, exprimée en ppmvs
ou g/kWh, applicable au sous-groupe auquel appartient l’unité.
(4) La valeur d’émission par défaut est :
a) pour le moteur d’origine à deux temps à mélange pauvre, 841 ppmvs ou 16 g/kWh;
b) pour le moteur d’origine à quatre temps à mélange pauvre dont la teneur en oxygène en excès
dans les gaz d’échappement, sans dilution pendant que le moteur fonctionne à l’état stable, est
d’au moins 7 %, 210 ppmvs ou 4 g/kWh;
c) pour le moteur d’origine à quatre temps à mélange pauvre dont la teneur en oxygène en excès
dans les gaz d’échappement, sans dilution, est inférieure à 7 %, 710 ppvms ou 13,5 g/kWh;
d) pour le moteur d’origine à quatre temps à
mélange riche, 1262 ppmvs ou 24 g/kWh;
e) pour le moteur moderne de remplacement,
210 ppmvs ou 2,7 g/kWh;
f) pour l’unité de remplacement qui est un moteur électrique, 0 ppmvs ou 0 g/kWh;
g) pour l’unité de remplacement qui est une
turbine :
(i) une turbine ayant une puissance au frein
nominale de moins de 3 MW, 100 ppmvs ou
1,8 g/kWh,
(ii) une turbine ayant une puissance au frein
nominale d’au moins 3 MW et d’au plus
20 MW, 42 ppmvs ou 0,9 g/kWh,
(iii) une turbine ayant une puissance au frein
nominale de plus de 20 MW, 25 ppmvs ou
0,5 g/kWh.
(5) La personne responsable peut modifier la valeur d’émission attribuée au moteur. La valeur
d’émission modifiée prend effet le jour où la modification est envoyée au ministre pour être versée au
registre des moteurs.
Unités de
remplacement
Changement de
sous-groupe
Attribution
d’une valeur
d’émission de
NOx
Valeur
d’émission
différente
Intensité
d’émission par
défaut
Modification
de l’attribution
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
DETERMINATION OF EMISSION-INTENSITY
DÉTERMINATION DE L’INTENSITÉ DES ÉMISSIONS
Performance
tests
48. (1) A performance test consists of three consecutive test-runs, conducted within 48 hours, of at
least 30 minutes each.
Conditions for
test-runs
(2) Each test-run must be conducted while the
engine is operating
(a) at the lower of
(i) 90% or more of its rated brake power, and
(ii) its highest achievable brake power for the
operating conditions during the test-run; and
(b) at a steady-state.
Sampling ports
49. (1) The sampling port and the number of
traverse points in the exhaust manifold for each
test-run is to be determined using
(a) EPA method 1 or EPA method 1A, or both;
or
(b) ASTM D6522-11.
Original
engines without
sampling port
(2) If an original engine does not have a sampling port that complies with that subsection, each
test-run to determine the emission-intensity of the
engine is to be conducted using a single traverse
point in the exhaust manifold and the results of the
test-run are to be expressed in ppmvd.
(3) If an after-treatment control device is used,
the sampling port is to be located downstream of
the device.
50. (1) The concentration of NOx in the engine’s
exhaust gas is to be determined in accordance with
(a) EPA Method 7;
(b) EPA Method 7A;
(c) EPA Method 7C;
(d) EPA Method 7E;
(e) EPA Method 320;
(f) ASTM D6348-12; or
(g) ASTM D6522-11.
48. (1) L’essai de rendement est constitué de
trois rondes d’essai consécutives d’une durée d’au
moins trente minutes chacune, effectuées au cours
d’une période de quarante-huit heures.
(2) Les rondes d’essai sont effectuées pendant
que le moteur fonctionne dans les conditions
suivantes :
a) il fonctionne à la plus faible des puissances
suivantes :
(i) 90 % ou plus de sa puissance au frein
nominale,
(ii) la plus forte puissance au frein réalisable
dans les conditions de fonctionnement pendant
l’essai;
b) il fonctionne à l’état stable.
49. (1) Le point d’échantillonnage et le nombre
de points de prélèvement dans le tuyau d’échappement pour chaque ronde d’essai sont déterminés
selon celle des méthodes ci-après :
a) la méthode 1 de l’EPA ou la méthode 1A de
l’EPA, ou les deux méthodes;
b) la méthode ASTM D6522-11.
(2) Si le moteur d’origine n’a pas de point
d’échantillonnage conforme à ce paragraphe, les
rondes d’essai visant à déterminer l’intensité
d’émission sont effectuées à un seul point de prélèvement dans le tuyau d’échappement et les résultats
de ces rondes d’essai sont exprimés en ppmvs.
(3) Le point d’échantillonnage est situé en aval
du système de post-traitement lorsqu’un tel dispositif est utilisé.
50. (1) La concentration en NOx dans les gaz
d’échappement du moteur est déterminée selon
l’une des méthodes suivantes :
a) la méthode 7 de l’EPA;
b) la méthode 7A de l’EPA;
c) la méthode 7C de l’EPA;
d) la méthode 7E de l’EPA;
e) la méthode 320 de l’EPA;
f) la méthode ASTM D6348-12;
g) la méthode ASTM D6522-11.
(2) La concentration en O2 dans les gaz d’échappement du moteur est déterminée selon l’une des
méthodes suivantes :
a) la méthode 3 de l’EPA;
b) la méthode 3A de l’EPA;
c) la méthode 3B de l’EPA;
d) la méthode ASTM D6522-11;
e) la méthode intitulée Flue and Exhaust Gas
Analyses, publiée par l’American Society of
Mechanical Engineers et citée comme ASME
PTC 19.10–1981.
(3) Lors des rondes d’essai, la concentration en
NOx, la concentration en O2 et, si la concentration
en NOx n’est pas mesurée sur une base sèche ou si
l’intensité d’émission est exprimée en g/kWh, la
teneur en eau volumique des gaz d’échappement du
moteur sont mesurées simultanément au même
point de prélèvement dans le tuyau d’échappement.
After-treatment
control devices
Concentration
of NOx
Concentration
of O2
(2) The concentration of O2 in the engine’s exhaust gas is to be determined in accordance with
(a) EPA Method 3;
(b) EPA Method 3A;
(c) EPA Method 3B;
(d) ASTM D6522-11; or
(e) the method entitled Flue and Exhaust Gas
Analyses published by the American Society
of Mechanical Engineers and cited as ASME
PTC 19.10–1981.
Simultaneous
measurement
(3) During each test-run, the concentration of
NOx in the engine’s exhaust gas, the concentration
of O2 in the engine’s exhaust gas and — if
that concentration of NOx is not measured on a dry
basis or if the emission-intensity is expressed in
g/kWh — the moisture content in the engine’s exhaust gas must be measured simultaneously at the
same traverse point in the exhaust manifold.
1438
Essai de
rendement
Conditions
pour les rondes
d’essai
Points
d’échantillonnage
Moteur
d’origine sans
point d’échantillonnage
Système de
post-traitement
Émission de
NOx
Concentration
en O2
Mesure
simultanée
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Volumetric
flow rate
ppmvd
(4) The volumetric flow rate of the engine’s exhaust gas, if the responsible person chose to express
its emission-intensity in g/kWh under section 53,
must be determined in accordance with EPA
Method 2 or EPA Method 19, expressed in m3/hr,
at 25°C and 101.325 kPa.
51. (1) The emission-intensity, if expressed in
ppmvd, for each test-run of an engine is determined
in accordance by using the formula
5.9E/(20.9 – %O2)
where
E
is the concentration of NOx, as determined in
accordance with subsection 50(1), in the engine’s exhaust gas in parts per million by
volume measured on a dry basis at a given
percentage of oxygen (%O2); and
%O2 is the number that represents the percentage
of oxygen, on a dry volumetric basis, in the
engine’s exhaust gas, based on the concentration of O2 determined in accordance with
subsection 50(2).
g/kWh
(2) The emission-intensity, if expressed in
g/kWh, for each test-run of an engine is determined
by using the formula
(1.88 × 10-3 × E × R × T)/BW
where
E
is the concentration of NOx, as determined in
accordance with subsection 50(1), in the engine’s exhaust gas in parts per million by
volume measured on a dry basis at a given
percentage of oxygen (%O2);
R
is the dry volumetric flow rate of the engine’s exhaust gas, determined in accordance
with subsection 50(4);
T
is the duration of the test-run, expressed in
hours to two decimal places; and
BW is the brake work of the engine during the
test-run, expressed in kWh.
Emissionintensity
average
52. The average of the emission-intensity results for each of the three test-runs determines the
emission-intensity of the engine.
53. (1) A responsible person for the following
regular-use engines must conduct an initial performance test to determine the engines’ emissionintensity, expressed at their option in ppmvd or
g/kWh:
(a) within the first year of its operation, in the
case of a modern engine;
(b) within the first year of the application of section 41, in the case of a rich-burn original engine
that belongs to the subset referred to in subsection 41(1);
(c) within the first year of the application of section 40, in the case of a rich-burn original engine
other than one referred to in paragraph (b); and
(d) within the first year after each assignment of
an emission-value to the engine that is different
from the default emission-value for the engine.
Initial
performance
test
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(4) Le débit volumique des gaz d’échappement du moteur, exprimé en m3/h à 25 °C et à
101,325 kPa, est déterminé selon la méthode 2 de
l’EPA ou la méthode 19 de l’EPA, si la personne
responsable choisit d’exprimer l’intensité d’émission en g/kWh aux termes de l’article 53.
51. (1) L’intensité d’émission, si elle est exprimée en ppmvs, pour chaque ronde d’essai du moteur est déterminée selon la formule suivante :
5,9E/(20,9 – %O2)
où :
E
représente la concentration en NOx, déterminée en conformité avec le paragraphe 50(1),
en parties par million par volume mesurée
sur une base sèche des gaz d’échappement du
moteur à un pourcentage d’oxygène donné
(%O2);
%O2 la valeur représentant le pourcentage volumique d’oxygène sur une base sèche dans les
gaz d’échappement du moteur, le pourcentage étant calculé à partir de la concentration
en oxygène déterminée en conformité avec le
paragraphe 50(2).
(2) L’intensité d’émission, si elle est exprimée en
g/kWh, pour chaque ronde d’essai du moteur est
déterminée selon la formule suivante :
(1,88 × 10–3 × E × D × T)/TF
où :
E
représente la concentration en NOx, déterminée en conformité avec le paragraphe 50(1),
en parties par million par volume mesurée
sur une base sèche des gaz d’échappement du
moteur à un pourcentage d’oxygène donné
(%O2);
D
le débit volumique, sur une base sèche, des
gaz d’échappement du moteur, déterminé en
conformité avec le paragraphe 50(4);
T
la durée de la ronde d’essai, exprimée en
heures arrêtées à la deuxième décimale.
TF le travail au frein du moteur durant la ronde
d’essai, exprimé en kWh.
52. L’intensité d’émission du moteur correspond
à la moyenne des résultats pour l’intensité d’émission des trois rondes d’essai.
53. (1) La personne responsable du moteur à
utilisation régulière ci-après effectue un essai de
rendement initial pour en déterminer l’intensité
d’émission, exprimée en ppmvs ou en g/kWh à son
choix, dans les délais suivants :
a) au cours de sa première année de fonctionnement, dans le cas du moteur moderne;
b) au cours de la première année où l’article 41
s’applique, dans le cas du moteur d’origine à mélange riche appartenant au sous-ensemble mentionné au paragraphe 41(1);
c) au cours de la première année où l’article 40
s’applique, dans le cas du moteur d’origine à mélange riche non visé par l’alinéa b);
d) au cours de la première année suivant toute attribution à ce moteur d’une valeur d’émission
différente de celle par défaut pour ce moteur.
1439
Débit
volumique
ppmvs
g/kWh
Moyenne de
l’intensité
d’émission
Essai de
rendement
initial
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
(2) A responsible person for a regular-use engine
with a rated brake power of greater than or equal to
375 kW for which an initial performance test has
been conducted must conduct subsequent performance tests to determine its emission-intensity, expressed at their option in ppmvd or g/kWh, at the
following frequency:
(a) by the earlier of 17 520 hours of operation
and 36 months since its previous performance
test, for a lean-burn engine; and
(b) by the earlier of 4 380 hours of operation and
nine months since its previous performance test,
for a rich-burn engine.
(2) La personne responsable du moteur à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au moins 375 kW qui a déjà subi un essai
de rendement initial effectue des essais de rendement subséquents, selon l’intervalle ci-après, pour
en déterminer l’intensité d’émission, exprimée en
ppmvs ou en g/kWh à son choix :
a) 17 520 heures de fonctionnement ou trente-six
mois, suivant l’essai de rendement précédant,
pour un moteur à mélange pauvre, avant la première de ces éventualités à survenir;
b) 4 380 heures de fonctionnement ou neuf mois,
suivant l’essai de rendement précédant, pour un
moteur à mélange riche, avant la première de ces
éventualités à survenir.
DETERMINATION OF O2 CONCENTRATION
DÉTERMINATION DE LA CONCENTRATION
54. A responsible person for the following
regular-use engines must, once a year but at least
six months after a previous determination, determine the percentage of oxygen, on a dry volumetric
basis, in the engine’s exhaust gas, without dilution:
(a) modern lean-burn engines with a rated brake
power greater than or equal to 375 kW;
(b) original lean-burn engines that are subject to
an emission-intensity limit under section 40 or
41; and
(c) original four-stroke lean-burn engines for
which the default emission-intensity referred to
in paragraph 47(4)(b) or (c) has been assigned
under subsection 47(1).
54. La personne responsable des moteurs à mélange pauvre à utilisation régulière ci-après détermine, une fois par année et au moins six mois après
la détermination précédente, le pourcentage volumique en oxygène, sur une base sèche, dans les gaz
d’échappement de ces moteurs, sans dilution :
a) le moteur moderne ayant une puissance au
frein nominale d’au moins 375 kW;
b) le moteur d’origine assujetti à la limite d’intensité d’émission prévue aux articles 40 ou 41;
c) le moteur d’origine à quatre temps ayant l’intensité d’émission par défaut mentionnée aux alinéas 47(4)b) ou c) et assignée en application du
paragraphe 47(1).
OPERATION AND MAINTENANCE
FONCTIONNEMENT ET ENTRETIEN
Hours of
operation —
measurement
55. A responsible person for any of the following
engines and replacement units must, on a continuous basis, measure the number of hours it operates
by means of a non-resettable hour meter or another
non-resettable device:
(a) an original engine, replacement unit or modern replacement engine that belongs to a group
for which the responsible person made an election under subsection 42(2); and
(b) a low-use engine.
Hours of
operation —
election
under subsection 42(2)
56. (1) A responsible person who makes an election under subsection 42(2) must take a reading
of the non-resettable hour meter or other nonresettable device for an original engine, replacement unit or modern replacement engine that belongs to their group within 48 hours after
(a) a change is made to the emission-value assigned, under section 47, to the engine;
(b) the engine or replacement unit is added to a
subgroup; and
(c) the engine or replacement unit ceases to belong to the group.
Two readings
per year
(2) The responsible person must, during each
year, take two readings, at least six months apart,
55. La personne responsable des moteurs ou unités de remplacement ci-après mesure en continu le
nombre d’heures de fonctionnement au moyen d’un
compteur horaire ou d’un autre appareil ne pouvant
être remis à zéro :
a) le moteur d’origine, l’unité de remplacement
ou le moteur de remplacement moderne appartenant à un groupe pour lequel la personne responsable a fait un choix en application du paragraphe 42(2);
b) le moteur à faible utilisation.
56. (1) La personne responsable exerçant un
choix en application du paragraphe 42(2) prend,
pour le moteur d’origine, l’unité de remplacement
ou le moteur de remplacement moderne appartenant
à son groupe une lecture du compteur horaire ou
d’un autre appareil ne pouvant être remis à zéro
dans un délai de quarante-huit heures suivant :
a) le moment où est modifiée la valeur d’émission attribuée au moteur aux termes de l’article 47;
b) le moment où le moteur ou l’unité de remplacement est ajouté à un sous-groupe;
c) le moment où le moteur ou l’unité de remplacement cesse d’appartenir au groupe.
(2) La personne responsable effectue, au cours de
chaque année, deux lectures du compteur horaire ou
Subsequent
performance
tests
1440
Essai de
rendement
subséquent
EN OXYGÈNE
Lean burn
engines
Moteur à
mélange pauvre
Heures de
fonctionnement — mesure
Heures de
fonctionnement — choix
visé au paragraphe 42(2)
Deux lectures
par année
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Hours of
operation —
readings for
low-use
engines
Operation and
maintenance
Noncompliance
with
recommendations
Air/fuel ratio
of the non-resettable hour meter or other nonresettable device for each original engine, replacement unit or modern replacement engine that belongs to their group.
57. A responsible person for a low-use engine
must take a reading of the non-resettable hour
meter or other non-resettable device for the engine,
(a) for the initial reading, as the case may be,
(i) in January of the year referred to in paragraph 36(2)(a), or
(ii) on the day referred to in paragraph 36(2)(b);
(b) for the second reading, as the case may be, in
December of the year
(i) referred to in subparagraph (a)(i), or
(ii) in which the day described in subparagraph (a)(ii) occurred; and
(c) for subsequent readings, in every subsequent
January and December from then on.
58. (1) Subject to subsection (2), a responsible
person for an engine — other than an original engine that has been assigned its default emissionvalue under subsection 47(1) — must comply with
the operation and maintenance recommendations of
the manufacturer for the following systems and
components related to the engine, as applicable:
(a) the ignition system, including spark plugs;
(b) the air/fuel ratio management system;
(c) the NOx, O2 and lambda sensors;
(d) the oil and oil filters;
(e) the intake air filtration system; and
(f) the after-treatment control device.
(2) The responsible person is not required to
comply with all of those recommendations when
they expect, based on their evaluation, that without
that compliance the emission-intensity of the engine will not exceed, as applicable, the following:
(a) the emission-value assigned to the engine
under subsection 47(1), if the responsible person
has made an election referred to in subsection 42(2) that remains in effect and that assigned
emission-value is different from its default
emission-value;
(b) the applicable emission-intensity limit under
section 38 or 40;
(c) for an engine that belongs to the subset referred to in subsection 41(1), the applicable
emission-intensity limit under that subsection;
and
(d) for an engine referred to in subsection 39(1)
that has not, as of January 1, 2021, been designated as belonging to any responsible person’s
group, the applicable emission-intensity limit
under subsection 39(2).
59. A responsible person for an engine referred
to in subsection 58(1) must verify, maintain and
adjust the air/fuel ratio of the engine so as to ensure
that its emission-intensity, during the diverse ambient conditions anticipated during a year, does not
exceed, as applicable, the following:
(a) the emission-value assigned to the engine
under subsection 47(1), if the responsible
person has made an election referred to in
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
de l’autre appareil ne pouvant être remis à zéro, à
au moins six mois d’intervalle, pour chaque moteur
d’origine, unité de remplacement ou moteur de
remplacement moderne appartenant à son groupe.
57. La personne responsable pour le moteur à
faible utilisation prend une lecture du compteur
horaire ou de l’autre appareil ne pouvant être remis
à zéro aux dates suivantes :
a) pour la lecture initiale, selon le cas :
(i) au cours du mois de janvier de l’année
mentionnée à l’alinéa 36(2)a),
(ii) le jour mentionné à l’alinéa 36(2)b);
b) pour la deuxième lecture, au cours du mois de
décembre, selon le cas :
(i) de l’année mentionnée au sous-alinéa a)(i),
(ii) de l’année en cours le jour visé au sousalinéa a)(ii);
c) pour les lectures subséquentes, au cours de chaque mois de janvier et de décembre subséquents.
58. (1) Sous réserve du paragraphe (2), la personne responsable du moteur — autre que le moteur d’origine auquel une valeur d’émission par
défaut a été attribuée en application du paragraphe 47(1) — se conforme aux recommandations de
fonctionnement et d’entretien du fabricant pour les
systèmes et composants ci-après liés au moteur :
a) le système d’allumage, y compris les bougies;
b) le système de gestion du rapport air/carburant;
c) les capteurs de NOx, d’oxygène et de lambda;
d) l’huile et les filtres à huile;
e) le système de filtration de l’air d’entrée;
f) le système de post-traitement.
(2) La personne responsable n’a pas à se conformer à toutes ces recommandations si elle prévoit, d’après son évaluation, que l’intensité d’émission du moteur n’excédera néanmoins pas celle des
limites ou valeur ci-après qui s’applique :
a) si elle a fait le choix mentionné au paragraphe 42(2) et que celui-ci est encore valide, la valeur d’émission attribuée en application du paragraphe 47(1), dans le cas où elle est différente de
celle par défaut;
b) la limite d’intensité d’émission applicable
prévue aux articles 38 ou 40;
c) pour le moteur qui appartient au sous-ensemble
visé au paragraphe 41(1), la limite d’intensité
d’émission applicable prévue à ce paragraphe;
d) pour le moteur visé au paragraphe 39(1) qui
n’est pas, au 1er janvier 2021, désigné comme
appartenant à un groupe, la limite d’intensité d’émission applicable prévue au paragraphe 39(2).
59. La personne responsable du moteur visé au
paragraphe 58(1) vérifie, maintient et ajuste le rapport air/carburant du moteur de façon à ce que son
intensité d’émission, dans les diverses conditions
ambiantes anticipées au cours d’une année, n’excède pas celle des limites ou valeur ci-après qui
s’applique :
a) si elle a fait le choix mentionné au paragraphe 42(2) et que celui-ci est encore valide, la
1441
Heures de
fonctionnement — lecture
des moteurs
faible
utilisation
Fonctionnement
et entretien
Non conformité
avec les
recommandations
Rapport
air/carburant
Canada Gazette Part I June 7, 2014
subsection 42(2) that remains in effect and that
assigned emission-value is different from its default emission-value;
(b) the applicable emission-intensity limit under
section 38 or 40;
(c) for an engine that belongs to the subset referred to in subsection 41(1), the applicable
emission-intensity limit under that subsection;
and
(d) for an engine referred to in subsection 39(1)
that has not, as of January 1, 2021, been designated as belonging to any responsible person’s
group, the applicable emission-intensity limit
under subsection 39(2).
Engine registry
Regular-use
and low-use
engines
Registration
Date of
registration
Registration
Date of
registration
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1442
valeur d’émission attribuée en application du paragraphe 47(1), dans le cas où elle est différente
de celle par défaut;
b) la limite d’intensité d’émission applicable
prévue aux articles 38 ou 40;
c) pour le moteur qui appartient au sous-ensemble
visé au paragraphe 41(1), la limite d’intensité
d’émission applicable prévue à ce paragraphe;
d) pour le moteur visé au paragraphe 39(1) qui
n’est pas, au 1er janvier 2021, désigné comme
appartenant à un groupe, la limite d’intensité
d’émission applicable prévue au paragraphe 39(2).
REGISTRY, REPORTING AND
RECORDING OF INFORMATION
ÉTABLISSEMENT DE RAPPORTS ET CONSIGNATION
60. (1) The Minister is to establish an engine
registry for the purpose of facilitating the administration of, and encouraging compliance with,
these Regulations.
(2) The following engines must be registered in
the engine registry by one of the responsible persons for the engine:
(a) a modern engine that is regular-use with
a rated brake power greater than or equal to
75 kW;
(b) a modern engine that is low-use with a rated
brake power greater than or equal to 100 kW;
and
(c) an original engine that is regular-use or lowuse with a rated brake power greater than or
equal to 250 kW.
(3) The registration occurs when a responsible
person for the engine sends to the Minister the information in respect of the engine set out in Schedule 5 for inclusion in the engine registry.
(4) The registration, for engines that do not belong to a group, must be completed
(a) by January 1, 2018, for an original engine
that is regular-use or low-use with a rated brake
power greater than or equal to 250 kW; and
(b) by the July 1 that follows the year during
which the engine began to operate,
(i) for a modern engine that is regular-use with
a rated brake power greater than or equal to
75 kW, and
(ii) for a modern engine that is low-use with a
rated brake power greater than or equal to
100 kW.
60. (1) Le ministre établit un registre des moteurs
afin de faciliter l’administration du présent règlement et d’encourager la conformité avec celui-ci.
Registre des
moteurs
(2) Les moteurs ci-après sont enregistrés dans le
registre des moteurs par l’une des personnes responsables de ceux-ci :
a) le moteur moderne à utilisation régulière ayant
une puissance au frein nominale d’au moins
75 kW;
b) le moteur moderne à faible utilisation ayant
une puissance au frein nominale d’au moins
100 kW;
c) le moteur d’origine à faible utilisation et à utilisation régulière ayant une puissance au frein
nominale d’au moins 250 kW.
(3) L’enregistrement est fait au moment où la
personne responsable envoie au ministre les renseignements prévus à l’annexe 5 concernant le moteur
pour être versés au registre des moteurs.
(4) L’enregistrement des moteurs qui n’appartiennent pas à un groupe est fait dans les délais
suivants :
a) au plus tard le 1er janvier 2018, pour le moteur
d’origine à faible utilisation ou à utilisation régulière ayant une puissance au frein nominale d’au
moins 250 kW;
b) au plus tard le 1er juillet de l’année suivant
celle de la date de mise en fonctionnement pour
les moteurs suivants :
(i) le moteur moderne à utilisation régulière
ayant une puissance au frein nominale d’au
moins 75 kW,
(ii) le moteur moderne à faible utilisation
ayant une puissance au frein nominale d’au
moins 100 kW.
61. (1) La personne responsable enregistre chacun des moteurs appartenant à son groupe.
Moteurs à
faible
utilisation et à
utilisation
régulière
(2) L’enregistrement est fait dans les délais
suivants :
a) au plus tard le 1er janvier 2018, pour le moteur
d’origine ayant été désigné comme appartenant
au groupe avant cette date;
Délais pour
l’enregistrement
61. (1) A responsible person for engines that belong to their group must register each of the engines that belong to their group.
(2) The registration must be completed
(a) by January 1, 2018, for an original engine
that is designated as belonging to the group before that date; and
(b) by the July 1 that follows the year during
which the engine is designated as belonging to
ET CONSERVATION DE RENSEIGNEMENTS
Enregistrement
Délais pour
l’enregistrement
Enregistrement
Canada Gazette Part I June 7, 2014
the group, for an original engine that is designated to belong to a group on or after January 1,
2018.
Change of
information
Annual reports
Record-making
62. If the information sent for inclusion in the
engine registry changes, the responsible person
must send the updated information for inclusion in
the engine registry to the Minister by the July 1 of
the year that follows the year during which the
change occurred.
63. A responsible person for an engine must, on
or before July 1 of the year that follows the year for
which an annual report is made, send an annual
report to the Minister that contains the information
set out in Schedule 6 in respect of that year.
64. A responsible person for an engine or replacement unit must make a record that contains the
following information:
(a) a description of the steps taken to comply
with the manufacturer’s operation and maintenance recommendations for the operation and
maintenance of the systems and components
related to the engine referred to in paragraphs 58(1)(a) to (f);
(b) a statement indicating, for each of those recommendations that the responsible person did
not comply with, their evaluation that forms the
basis for an expectation that the emissionintensity of the engine does not exceed the applicable emission-intensity value or limit referred to
in subsection 58(2);
(c) for each engine referred to in subsection 58(1), the type of equipment or method used
to control the air/fuel ratio of the engine, and
how that ratio was verified and maintained or adjusted, during the diverse ambient conditions in
each year, so as to ensure that its emissionintensity does not exceed, as applicable, the
emission-intensity limit or emission-value referred to in section 59.
(d) if any, the results of each determination made
in accordance with section 54 and the date of that
determination;
(e) for each initial performance test referred to
in subsection 53(1) and each subsequent performance test referred to in subsection 53(2)
conducted on an engine referred to in those
subsections,
(i) the date on which the performance test was
conducted,
(ii) the name of the person who conducted the
performance test and, if that person is a corporate body, the name of the individual who
conducted the performance test, and
(iii) for each test-run that comprised the performance test,
(A) the brake power at which the test-run
was conducted and the measurements and
calculations used to determine that brake
power, and
(B) the emission-intensity of the engine
determined from that test-run and the
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
b) au plus tard le 1er juillet suivant l’année au
cours de laquelle le moteur est désigné comme
appartenant au groupe, pour un moteur d’origine
désigné comme appartenant au groupe le 1er janvier 2018 ou après cette date.
62. En cas de changements des renseignements
inclus dans le registre des moteurs, la personne
responsable envoie au ministre une mise à jour de
ceux-ci au plus tard le 1er juillet de l’année suivant
le changement pour qu’ils y soient versés.
1443
Mise à jour du
registre
63. La personne responsable du moteur envoie au
ministre un rapport annuel comportant les renseignements prévus à l’annexe 6 concernant l’année
visée, au plus tard le 1er juillet suivant cette année.
Rapport annuel
64. La personne responsable du moteur ou de
l’unité de remplacement consigne dans un dossier
les renseignements suivants :
a) les mesures prises afin de se conformer aux
recommandations de fonctionnement et d’entretien du fabricant pour les systèmes et composants
liés au moteur et mentionnés aux alinéas 58(1)a)
à f);
b) un énoncé, pour chacune des recommandations à laquelle elle ne se conforme pas, les évaluations sur lesquelles elle se fonde pour prévoir
que l’intensité d’émission du moteur n’excède
pas la limite prévue au paragraphe 58(2) qui est
applicable;
c) pour chaque moteur visé au paragraphe 58(1),
le type d’équipement ou la méthode employé
pour contrôler le rapport air/carburant ainsi que
la façon dont ce rapport est vérifié puis maintenu
ou ajusté au cours d’une année dans diverses
conditions ambiantes de façon à ce que l’intensité d’émission n’excède pas la limite ou la valeur prévue à l’article 59 qui est applicable;
d) le résultat et la date de la détermination faite
conformément à l’article 54;
e) les renseignements ci-après concernant chaque
essai de rendement initial mentionné au paragraphe 53(1) et chaque essai de rendement subséquent mentionné au paragraphe 53(2) effectué
sur les moteurs qui y sont mentionnés :
(i) la date à laquelle l’essai de rendement est
effectué,
(ii) le nom de la personne ayant effectué
l’essai et, si cette personne est une personne
morale, le nom de l’individu ayant effectué
l’essai,
(iii) pour chacune des rondes d’essai de l’essai
de performance :
(A) la puissance au frein à laquelle a été effectuée la ronde d’essai ainsi que les mesures et les calculs utilisés pour déterminer
cette puissance,
(B) l’intensité d’émission déterminée ainsi
que les mesures et les calculs utilisés à cette
fin;
f) le résultat de chaque lecture du compteur
horaire ou d’un autre appareil ne pouvant être
remis à zéro mentionnée aux articles 56 ou 57;
Consignation
Canada Gazette Part I June 7, 2014
measurements and calculations used to
determine the emission-intensity of the
engine;
(f) if any, the results of each reading of a nonresettable hour meter or other non-resettable device, as the case may be, referred to in section 56
or 57;
(g) for each low-use engine, if applicable, the duration, expressed in whole hours, during which
the engine operated during an emergency;
(h) the calculation of the mass-flow referred to in
section 35;
(i) for each engine designated as belonging to
their group, the serial number of the engine and
the date of the designation referred to in subsection 39(1);
(j) for each engine for which the responsible person cancels its designation as belonging to their
group, the serial number of the engine and
the date of the cancellation referred to in paragraph 39(5)(b);
(k) for each original engine with a rated brake
power of greater than or equal to 250 kW that
ceases to be a regular-use engine, the serial number of the engine and the date of that cessation;
(l) the information regarding the designation of
the engines and replacement units in their subgroups and any changes to the number of subgroups or their composition referred to in subsections 46(1) and (4); and
(m) a copy of any notice or report required by
these Regulations.
PART 3
Definitions
“cement”
« ciment »
“feedstock”
« matière
primière »
“grey cement”
« ciment gris »
“kiln”
« four »
“long dry kiln”
« four long à
voie sèche »
“precalciner
kiln”
« four à
précalcinateur »
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1444
g) pour chaque moteur à faible utilisation, la
durée du fonctionnement, exprimée en heures entières, de ce moteur pendant toute urgence;
h) le calcul du débit massique visé à l’article 35;
i) pour chaque moteur désigné comme appartenant à son groupe, le numéro de série du moteur
et la date de la désignation mentionnés au paragraphe 39(1);
j) pour chaque moteur que la personne responsable
désigne comme n’appartenant plus à son groupe,
le numéro de série de ce moteur et la date de
l’annulation mentionnés à l’alinéa 39(5)b);
k) pour chaque moteur d’origine ayant une puissance au frein nominale d’au moins 250 kW cessant d’être un moteur à utilisation régulière, son
numéro de série et la date à laquelle il cesse
d’être un moteur à utilisation régulière;
l) les renseignements concernant la désignation
des moteurs et unités de remplacement comme
appartenant aux sous-groupes et les changements
du nombre et de la composition des sous-groupes
mentionnés aux paragraphes 46(1) et (4);
m) une copie de tout rapport ou avis exigés par le
présent règlement.
PARTIE 3
CEMENT
CIMENT
65. The following definitions apply in this Part
and in Schedule 7.
“cement” means a powder that results from the
grinding of clinker and the blending of it with other
materials.
“feedstock” means a ground mixture of calcium
carbonate, silica, alumina, ferrous oxide, and any
other material, used to produce clinker.
“grey cement” means cement manufactured from
clinker containing more than 0.5% by weight of
ferrous oxide, which has the molecular formula Fe2O3.
“kiln” means a thermally insulated chamber into
which blended feedstock is introduced for pyroprocessing in order to produce clinker.
“long dry kiln” means a kiln into which dry feedstock is introduced with at most one stage of preheating and without precalcining the feedstock.
“precalciner kiln” means a kiln into which preheated and precalcined dry feedstock is introduced.
65. Les définitions qui suivent s’appliquent à la
présente partie et à l’annexe 7.
« ciment » Poudre produite par le broyage du
clinker et le mélange de celui-ci avec d’autres
matériaux.
« ciment gris » Ciment fabriqué à partir de clinker
contenant plus de 0,5 % par poids d’oxyde de fer
dont la formule moléculaire est Fe2O3.
« four » Chambre dotée d’une isolation thermique
dans laquelle la matière première mélangée est
introduite en vue de la fabrication du clinker par
pyrotraitement.
« four à précalcinateur » Four dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec préchauffée
et précalcinée.
Définitions
« four à préchauffeur » Four dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec préchauffée.
« four à
préchauffeur »
“preheater
kiln”
« four en voie humide » Four dans lequel sont introduites des matières premières sous forme de
laitance fine dont la teneur en eau est supérieure à
20 % par poids.
« four en voie
humide »
“wet kiln”
« ciment »
“cement”
« ciment gris »
“grey ciment”
« four »
“kiln”
« four à
précalcinateur »
“precalciner
kiln”
Canada Gazette Part I June 7, 2014
“preheater
kiln”
« four à
préchauffeur »
“preheater kiln” means a kiln into which preheated
dry feedstock is introduced.
“wet kiln”
« four en voie
humide »
“wet kiln” means a kiln into which feedstock is
introduced as a fine slurry with a water content
greater than 20% by weight.
Application —
grey cement
66. This Part applies in respect of kilns located in
cement manufacturing facilities that produce
clinker for use in the manufacture of grey cement.
67. (1) A responsible person for a cement manufacturing facility must ensure that the facility does
not emit NOx or SO2, during two consecutive years,
in a quantity that exceeds the emission limit, as
determined in accordance with section 68 or 69, as
the case may be, for each of those years.
(2) A responsible person for a cement manufacturing facility who contravenes subsection (1) must
ensure that the cement manufacturing facility does
not emit NOx or SO2, during a given year subsequent to the contravention, in a quantity that exceeds the emission limit as determined in accordance with section 68 or 69, as the case may be, for
that given year.
68. (1) The emission limit for the emission of
NOx from a cement manufacturing facility, for a
year, is determined by using the formula
Σ(EINOxi × Pi)/ΣPi
where
EINOxi is the maximum emission-intensity for the
emission of NOx from the ith kiln in the
cement manufacturing facility for the
year — namely the maximum quantity of
NOx emitted per tonne of clinker produced
at the ith kiln in the cement manufacturing
facility for the year — which is, as the case
may be
(a) for preheater kilns and precalciner
kilns, 2.25 kg/tonne, and
(b) for wet kilns and long dry kilns, as
elected in accordance with subsection (2),
(i) 2.55 kg/tonne, or
(ii) EI2006 – (0.3 x EI2006), where
EI2006 is the quantity of NOx, expressed in kilograms, produced at
the cement manufacturing facility
in 2006 per tonne of clinker produced, as reported in respect of the
cement manufacturing facility to
the Minister in accordance with the
Notice with respect to reporting
of information on air pollutants,
greenhouse gases and other substances for the 2006 calendar year
published in Part I, Volume 141,
No. 49, of the Canada Gazette on
December 8, 2007;
i
is ith kiln in the cement manufacturing
facility where i goes from 1 to n and where
n is the number of kilns in the cement
manufacturing facility; and
Prohibition
Prohibition
after
contravention
of subsection (1)
Emission
limit — NOx
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1445
« four long à voie sèche » Four, ayant au plus une
seul étape de préchauffage, dans lequel est introduite de la matière première à l’état sec n’ayant pas
été précalcinée.
« matière première » Mélange broyé de carbonate
de calcium, de silice, d’alumine, d’oxyde de fer et
d’autres matériaux, qui sont utilisés afin de produire du clinker.
66. La présente partie s’applique aux fours situés
dans la cimenterie qui produit du clinker servant à
la fabrication du ciment gris.
67. (1) La personne responsable de la cimenterie
veille à ce que celle-ci n’émette pas, pendant deux
années consécutives, une quantité de NOx ou de
SO2 supérieure à la limite d’émission déterminée,
pour chacune de ces années, en conformité avec les
articles 68 ou 69, selon le cas.
(2) La personne responsable de la cimenterie qui
contrevient au paragraphe (1) veille, pour toute
année subséquente à la contravention, à ce que la
cimenterie n’émette pas au cours de cette année une
quantité de NOx ou de SO2 supérieure à la limite
d’émission déterminée, pour cette année, en conformité avec les articles 68 ou 69, selon le cas.
« four long à
voie sèche »
“long dry kiln”
68. (1) La limite d’émission de NOx pour la cimenterie pour une année est déterminée selon la
formule suivante :
Σ (IENOxi × Pi)/Σ Pi
où :
IENOxi représente l’intensité d’émission maximale
de NOx pour le ie four dans la cimenterie
pour l’année, soit, par tonne de clinker
produit dans le ie four dans la cimenterie au
cours de l’année, la quantité maximale de
NOx suivante :
a) pour le four à préchauffeur et le four
à précalcinateur, 2,25 kg par tonne,
b) pour le four en voie humide et le four
long à voie sèche, selon le choix exercé
en conformité avec le paragraphe (2) :
(i) soit 2,55 kg par tonne,
(ii) soit IE2006 – (0,3 x IE2006), où
IE2006 représente la quantité de
NOX, exprimée en kilogrammes,
produite par la cimenterie au cours
de l’année 2006, par tonne de clinker produit, selon les renseignements présentés au ministre pour
la cimenterie en conformité avec
l’Avis concernant la déclaration de
l’information sur les polluants
atmosphériques, les gaz à effet de
serre et d’autres substances pour
l’année civile 2006, publié dans
la Gazette du Canada, Partie 1,
volume 141, no 49, le 8 décembre 2007;
i
le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à
n, où n représente le nombre de fours;
Pi
la quantité de clinker, exprimée en tonnes,
produit par le ie four dans la cimenterie au
cours de l’année.
Limite
d’émissions de
NOx
« matière
première »
“feedstock”
Champ
d’application —
ciment gris
Interdiction
Interdiction
après une
contravention
au paragraphe (1)
Canada Gazette Part I June 7, 2014
1446
Pi
Election
Election
applies in
subsequent
years
Emission
limit — SO2
Quantity of
NOx and
SO2 — CEMS
is the quantity of clinker, expressed in
tonnes, produced by the ith kiln in the
cement manufacturing facility for the year.
(2) The responsible person for the cement manufacturing facility must make the election in their
annual report referred to in section 72 in respect of
the year 2017.
(3) The maximum emission-intensity elected by
the responsible person in respect of the year 2017
also applies in respect of subsequent years.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
69. The emission limit for the emission of SO2
from a cement manufacturing facility, for a year, is
determined by using the formula
Σ(EISO2i × Pi)/ΣPi
where
EISO2i is the maximum emission-intensity for the
emission of SO2 from the ith kiln in the
cement manufacturing facility for the year,
namely the maximum rate of emission of
SO2 per tonne of clinker produced at the
ith kiln in the cement manufacturing facility
for the year, which is 3.0 kg/tonne;
i
is the ith kiln in the cement manufacturing
facility where i goes from 1 to n and where
n is the number of kilns in the cement
manufacturing facility; and
Pi
is the quantity of clinker, expressed in
tonnes, produced by the ith kiln in the
cement manufacturing facility for the year.
70. A responsible person for a cement manufacturing facility must determine the quantity, expressed in kilograms, of NOx and SO2 emitted from
each kiln stack in the cement manufacturing facility
during a year by using a continuous emission monitoring system and a device to determine the flow
rate of emissions on a continuous basis.
Quantity of
clinker
71. (1) For the purpose of determining the value
for Pj in section 68 or 69, the responsible person for
a cement manufacturing facility must determine the
quantity of clinker produced at each kiln in the
cement manufacturing facility for the year by
(a) weighing of that quantity directly using the
measuring devices used for inventory purposes,
such as weigh hoppers or weigh-belt feeders; or
(b) applying a feedstock-to-clinker conversion
factor, specific to the kiln, to a direct measurement of the quantity of feedstock introduced into
the kiln during that year, which accurately determines the quantity of clinker produced from a
given quantity of feedstock introduced.
Accuracy
feedstock-toclinker
conversion
factor
(2) The responsible person must verify the accuracy of the feedstock-to-clinker conversion factor
(a) at least once per year, but at least four months
after a previous verification; and
(b) as soon as feasible after a major change to the
clinker production processes that could affect the
accuracy of the factor.
(2) La personne responsable de la cimenterie effectue son choix dans le rapport annuel, mentionné
à l’article 72, concernant l’année 2017.
Choix
(3) L’intensité d’émission maximale choisie par
la personne responsable pour l’année 2017 s’applique également aux années subséquentes.
Choix —
applicable aux
années
subséquentes
69. La limite d’émissions de SO2 pour la cimenterie pour une année est déterminée selon la formule suivante :
Σ (IESO2i × Pi)/Σ Pi
où :
IESO2i représente l’intensité d’émission maximale
de SO2 pour le ie four dans la cimenterie
pour l’année, soit la quantité maximale de
SO2 par tonne de clinker produit dans le
ie four dans la cimenterie au cours de
l’année qui est de 3 kg par tonne;
i
le ie four dans la cimenterie, i allant de 1 à
n, où n représente le nombre de fours;
la quantité de clinker, exprimée en tonnes,
Pi
produit par le ie four dans la cimenterie au
cours de l’année.
Limite
d’émissions de
SO2
70. La personne responsable de la cimenterie détermine, en kilogrammes, la quantité d’émissions
de NOx et de SO2 émis par la cheminée de chaque
four de la cimenterie, au cours d’une année, au
moyen d’un système de mesure et d’enregistrement
en continu des émissions (SMECE) et en utilisant
un appareil permettant de déterminer le débit des
émissions en continu.
71. (1) La personne responsable de la cimenterie
détermine la quantité de clinker produite par chaque four de la cimenterie au cours de l’année afin
de déterminer la valeur de l’élément Pi dans les
formules des articles 68 et 69 selon l’une des méthodes suivantes :
a) en pesant directement la quantité de clinker au
moyen de l’équipement de mesure employé par
elle à des fins d’inventaire, tel que les trémies
d’alimentation ou les distributeurs à courroie
munis d’un dispositif de pesage intégré;
b) en pesant directement la quantité de matière
première introduite dans le four au cours de
l’année et en y appliquant un facteur de conversion de la matière première au clinker propre à
chaque four, ce qui donne avec précision la
quantité de clinker produite pour une quantité
donnée de matière première introduite.
(2) La personne responsable vérifie la précision
du facteur de conversion de la matière première au
clinker :
a) au moins une fois par année et à au moins
quatre mois d’intervalle;
b) dans les meilleurs délais, à la suite d’une
modification importante des procédés de fabrication du clinker pouvant influer la précision de ce
facteur.
Quantité de
NOx ou de
SO2 —
SMECE
Quantité de
clinker
Précision du
facteur de
conversion
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Annual report
CEMS
Reference
Method
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
72. A responsible person for a cement manufacturing facility must, on or before the June 1 that
follows the year for which an annual report is
made, send an annual report to the Minister that
contains the information set out in Schedule 7 in
respect of that year.
72. La personne responsable de la cimenterie envoie au ministre un rapport annuel comportant les
renseignements énumérés à l’annexe 7 concernant
l’année visée, au plus tard le 1er juin suivant cette
année.
PART 4
PARTIE 4
GENERAL
DISPOSITIONS GÉNÉRALES
CONTINUOUS EMISSIONS
MONITORING SYSTEMS
SYSTÈME DE MESURE ET D’ENREGISTREMENT
73. (1) A responsible person who uses a CEMS
for the purpose of these Regulations must comply
with the CEMS Reference Method, other than its
section 1.0, with the following modifications:
(a) Table 1 entitled “Design Specifications for
Continuous Emission Monitoring Systems” is to
be read without reference to the expression “appropriate regulatory authority”;
(b) the following sections are to be read without
reference to the expression “appropriate regulatory authority”:
(i) 3.4,
(ii) 3.4.2,
(iii) 3.4.3,
(iv) 5.3.1, and
(v) 6.3.2.7;
(c) the expression “an independent reference
method, which may be either a manual or automated procedure, as specified by the appropriate
regulatory authority” is to be read as “EPA
Method 7E, ASTM D6522-11 or an alternative
rule approved under subsection 74(5) of the
Multi-sector Air Pollutants Regulations” in section 5.3.4;
(d) the expression “integrating manual or automated methods specified by the appropriate regulatory authority” is to be read as “EPA Method 7E, ASTM D6522-11 or an alternative rule
approved under subsection 74(5) of the Multisector Air Pollutants Regulations” in section 5.3.4.3;
(e) section 6.0 is to be read without reference to
the expression “regulatory agency”;
(f) section 6.5.2 is to be read without reference to
the expression “and the appropriate agency”;
(g) the Glossary is to be read without reference
to the following definitions:
(i) “appropriate regulatory authority”,
(ii) “backfilling”, and
(iii) “units of the standard”;
(h) the definition “reference method” in the
Glossary is to be read as follows: “means any
applicable Environment Canada method, including a method referred to in the Multi-sector Air
Pollutants Regulations or an alternative rule
approved under subsection 74(5) of those
Regulations, for the measurement of stack gas
73. (1) La personne responsable qui utilise un
SMECE pour l’application du présent règlement se
conforme à la méthode de référence du SMECE, à
l’exception de la section 1.0, lue compte tenu des
modifications suivantes :
a) le tableau 1 intitulé « Spécifications pour la
conception des systèmes de surveillance continue
des émissions » se lit compte non tenu de
l’expression « l’autorité de réglementation
compétente »;
b) les sections ci-après se lisent compte non tenu
de la mention « l’autorité de réglementation
compétente » :
(i) 3.4,
(ii) 3.4.2,
(iii) 3.4.3,
(iv) 5.3.1,
(v) 6.3.2.7;
c) la mention « au moyen d’une méthode de référence indépendante, manuelle ou automatisée,
laquelle est prescrite par l’autorité de réglementation compétente », dans la section 5.3.4, se lit
comme étant « la méthode 7E de l’EPA, la
norme ASTM D6522-11 ou la règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du Règlement multisectoriel sur les
polluants atmosphériques »;
d) la mention « des méthodes de prélèvement
manuelles par accumulation d’échantillon, ou des
méthodes automatisées, indiquées par l’autorité
de réglementation compétente », dans la section 5.3.4.3, vaut mention de « la méthode 7E de
l’EPA, la méthode ASTM D6522-11 ou la règle
de remplacement approuvée en application du
paragraphe 74(5) du Règlement multisectoriel
sur les polluants atmosphériques »;
e) la section 6.0 se lit compte non tenu de la mention « l’autorité de réglementation compétente »;
f) la section 6.5.2 se lit compte non tenu de la
mention « et à l’organisme compétent »;
g) le glossaire se lit compte non tenu des définitions suivantes :
(i) « autorité de réglementation compétente »,
(ii) « substitution »,
(iii) « unités de la norme »;
h) la définition de « méthode de référence » dans
le glossaire se lit comme suit : « désigne toute
1447
Rapport annuel
EN CONTINU DES ÉMISSIONS
Méthode de
référence du
SMECE
Canada Gazette Part I June 7, 2014
flow, contaminant concentration, or diluent
concentration”;
(i) section A.1 of Appendix A is to be read without reference to the expression “appropriate
regulatory agency”;
(j) section B.2.1 of Appendix B is to be read
without reference to the expression “appropriate
regulatory agency”; and
(k) Appendix B is to be read without reference to
its section B.4 entitled “Method C: Energy Balance Method”.
Annual audit
Auditor’s
report
Auditor
CEMS and
stack tests
(2) For each year during which a responsible
person uses a CEMS, the responsible person must
ensure that an auditor
(a) determines, based on their review in accordance with section 6.5.2 of the CEMS Reference
Method, whether, in the auditor’s opinion, the
responsible person’s use of the CEMS complied with the Quality Assurance/Quality Control
manual referred to in section 6 of the CEMS
Reference Method;
(b) verifies that the Quality Assurance/Quality
Control manual has been updated in accordance
with section 6.5.2 of the CEMS Reference
Method; and
(c) evaluates whether, in the auditor’s opinion,
the responsible person complied with the CEMS
Reference Method and the CEMS met the specifications set out in the CEMS Reference Method,
in particular, in its sections 3 to 5.
(3) The responsible person must, without delay
following the audit, obtain a report, signed by the
auditor, that contains the information set out in
Schedule 8.
(4) For the purpose of this section, an auditor is a
person who
(a) is independent of the responsible person who
is to be audited; and
(b) has demonstrated knowledge of and experience in
(i) the certification, operation and relative accuracy test audit (RATA) of continuous emission monitoring systems, and
(ii) quality assurance and quality control procedures in relation to those systems.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
méthode d’Environnement Canada, y compris
toute méthode mentionnée dans le Règlement
multisectoriel sur les polluants atmosphériques,
applicable à la mesure du débit des gaz de cheminée, de la concentration des contaminants ou
de la concentration des diluants ou la règle de
remplacement approuvée en application du paragraphe 74(5) de ce règlement »;
i) la section A.1 de l’annexe A se lit compte non
tenu de la mention « autorité de réglementation
compétente »;
j) la section B.2.1 de l’annexe B se lit compte
non tenu de la mention « l’organisme de réglementation compétent »;
k) l’annexe B se lit compte non tenu du renvoi à
sa section B.4 intitulée « Méthode C : Méthode
du bilan énergétique ».
(2) Pour chaque année au cours de laquelle elle
utilise le SMECE, la personne responsable veille
à ce que le vérificateur effectue les vérifications
suivantes :
a) il détermine, à la suite de son examen effectué
conformément à la section 6.5.2 de la méthode
de référence du SMECE si, à son avis, l’utilisation de ce système par la personne responsable
est conforme au manuel d’assurance de la qualité
et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de
cette méthode;
b) il vérifie si ce manuel a été mis à jour conformément à la section 6.5.2 de la méthode de référence du SMECE;
c) il évalue si, à son avis, la personne responsable s’est conformée à la méthode de référence du
SMECE et si le système est conforme aux spécifications qui y sont prévues, notamment celles
mentionnées aux sections 3 à 5.
(3) Sans délai après la vérification, la personne
responsable obtient du vérificateur un rapport,
signé par lui, comportant les renseignements énumérés à l’annexe 8.
(4) Pour l’application du présent article, le vérificateur est la personne qui, à la fois :
a) est indépendante de la personne responsable
qui subi la vérification;
b) a démontré qu’elle a 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.
ALTERNATIVE RULES
RÈGLE DE REMPLACEMENT
74. (1) A rule incorporated by reference into
these Regulations from the CEMS Reference
Method, EPA Method 7E or ASTM D6522-11, or a
provision in these Regulations related to the rule,
may be replaced by an alternative rule that is provided for under provincial law with respect to
(a) sampling, analyses, tests, measurements or
monitoring of emissions; or
74. (1) Toute règle incorporée par renvoi dans le
présent règlement et prévue dans la méthode de
référence du SMECE, la méthode 7E de l’EPA ou
la méthode ASTM D6522-11, ou la disposition
prévue dans le présent règlement y étant liée, peut
être remplacée par la règle de remplacement prévue
dans le droit provincial relativement à ce qui suit :
a) l’échantillonnage, l’analyse, l’essai, la mesure
ou la surveillance des émissions;
1448
Examen annuel
Rapport du
vérificateur
Vérificateur
SMECE et
essai en
cheminée
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Application
Information
requirements
Other
information
Approval
Publication
(b) any condition, test procedure or laboratory
practice that is relevant to those requirements.
(2) A responsible person may, in writing, apply
to the Minister for approval to comply with an alternative rule in respect of one of their boilers or
heaters, engines or cement manufacturing facilities.
(3) The application must include information,
with supporting documents, that demonstrates
(a) that the responsible person must, under the
provincial law, comply with the alternative rule
in respect of the responsible person’s boiler or
heater, engine or cement manufacturing facility;
and
(b) that the alternative rule is of similar rigour
and effectiveness, for the purpose of these Regulations, as the rule it replaces.
(4) The application must also include the following information:
(a) information that uniquely identifies the boiler
or heater, the engine or replacement unit or the
cement manufacturing facility, as the case may
be, including
(i) for boilers and heaters,
(A) its serial number, and
(B) the civic address of the facility where
the boiler or heater is located and its unique
identifier, if any, within that facility,
(ii) for engines and replacement units,
(A) its serial number, as specified on its
nameplate provided by the manufacturer or,
in the absence of such a nameplate, as set
out in a document provided by the manufacturer, and
(B) the civic address of the facility where it
is located or, if there is no civic address, its
latitude and longitude, and
(iii) for cement manufacturing facilities,
(A) its name and civic address, if any,
(B) its latitude and longitude,
(C) its National Pollutant Release Inventory
identification number assigned by the Minister for the purpose of section 48 of the
Act,
(D) the number of kilns, and
(E) for each kiln, its type; and
(b) any other information that is necessary, under
the circumstances, to consider the application.
(5) The Minister must grant the application and
approve the alternative rule — with any variation,
or subject to any conditions, that the Minister considers desirable — if the Minister is of the opinion
that that alternative rule is of similar rigour and
effectiveness, for the purpose of these Regulations,
as the rule it replaces.
(6) Without delay after approving an alternative
rule, the Minister must publish it on the Environmental Registry, along with a statement indicating
that it has been approved as an alternative rule for
the purpose of these Regulations and the rule that it
is an alternative to.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
b) des conditions, procédures d’essai et pratiques
de laboratoire afférentes.
(2) La personne responsable soumet par écrit au
ministre une demande d’assujettissement à la règle
de remplacement à l’égard de sa chaudière, son
four industriel, son moteur ou sa cimenterie.
(3) La demande comporte les renseignements,
documents à l’appui, établissant ce qui suit :
a) la personne responsable est tenue de se
conformer, aux termes du droit provincial, à la
règle de remplacement à l’égard de sa chaudière,
son four industriel, son moteur ou sa cimenterie;
b) cette règle est d’une rigueur et d’une efficacité
similaires à la règle qu’elle remplace pour
l’application du présent règlement.
1449
Demande
Renseignements
exigés
(4) La demande comporte également les renseignements suivants :
a) les renseignements identifiant la chaudière ou
le four industriel, le moteur ou l’unité de remplacement ou la cimenterie, y compris :
(i) pour la chaudière ou le four industriel :
(A) son numéro de série,
(B) l’adresse municipale de l’installation où
il se trouve,
(ii) pour le moteur ou l’unité de remplacement :
(A) le numéro de série apparaissant sur la
plaque signalétique fournie par le fabricant
ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un
document fourni par le fabricant,
(B) l’adresse municipale de l’installation où
ils se trouvent ou sa latitude et sa longitude
s’il n’y a pas d’adresse,
(iii) pour la cimenterie :
(A) ses nom et adresse municipale,
(B) sa latitude et sa longitude,
(C) le numéro d’identification attribué par le
ministre pour l’inventaire national des rejets
polluants établi en application de l’article 48
de la Loi,
(D) le nombre de fours,
(E) le type de chaque four;
b) tout autre renseignement nécessaire à l’examen de la demande.
Autres
renseignements
(5) Le ministre agrée la demande et approuve la
règle de remplacement — avec les variations ou les
conditions qu’il considère souhaitables — lorsqu’il
est d’avis que cette règle de remplacement est
d’une rigueur et d’une efficacité similaires à la règle qu’elle remplace pour l’application du présent
règlement.
(6) Sans délai après avoir approuvé la règle de
remplacement, le ministre publie celle-ci dans le
Registre, avec une mention portant quelle a été
approuvée comme remplacement pour l’application
du présent règlement et précisant quelle règle est
remplacée.
Approbation
Publication
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Alternative rule
applies to every
responsible
person
Refusal
Revocation
under law
Revocation by
Minister
Removal from
Environmental
Registry
Electronic
Paper
Records
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1450
(7) The alternative rule as approved by the Minister applies to every responsible person in respect of the boiler or heater, engine or cement manufacturing facility that was the subject of the
application.
(8) The Minister must refuse the application if
the Minister has reasonable grounds to believe that
the applicant has, with their application, provided
false or misleading information.
(9) The alternative rule as approved by the Minister is revoked as of the day on which the responsible person no longer has to, under the provincial
law, comply with the alternative rule referred to in
paragraph (3)(a) in respect of the responsible person’s boiler or heater, engine or cement manufacturing facility.
(10) The Minister must revoke the alternative
rule as approved by the Minister if the Minister
(a) no longer has the opinion that that alternative
rule is of similar rigour and effectiveness, for the
purpose of these Regulations as the rule it replaces; or
(b) has reasonable grounds to believe that the responsible person had, with their application,
provided false or misleading information to the
Minister.
(11) Without delay after a revocation of an alternative rule, the Minister must remove it from the
Environmental Registry.
(7) La règle de remplacement approuvée par le
ministre s’applique à toutes les personnes responsables de la chaudière, du four industriel, du moteur
ou de la cimenterie visés par la demande.
Règle de
remplacement
s’applique à la
personne
responsable
(8) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur lui a
fourni des renseignements faux ou trompeurs dans
sa demande.
(9) La règle de remplacement approuvée par le
ministre est révoquée à partir du jour où la personne responsable n’a plus, aux termes du droit
provincial, à se conformer à la règle de remplacement visée à l’alinéa (3)a) relativement à sa chaudière, à son four industriel, à son moteur ou à sa
cimenterie.
(10) Le ministre révoque la règle de remplacement qu’il a approuvée dans les cas suivants :
a) il n’est plus d’avis que celle-ci est d’une rigueur et d’une efficacité similaires à la règle
qu’elle remplace pour l’application du présent
règlement;
b) il a des motifs raisonnables de croire que la
personne responsable, dans sa demande, lui a
fourni des renseignements faux ou trompeurs.
Rejet
(11) Le ministre retire la règle de remplacement
du Registre sans délai après l’avoir révoquée.
Retrait du
Registre
REPORTING, SENDING, RECORDING
AND RETENTION OF INFORMATION
ÉTABLISSEMENT DE RAPPORTS, ENVOI,
75. (1) A report, notice or information that is required to be sent, or an application that is made,
under these Regulations must be sent electronically
in the form and format specified by the Minister
and must bear the electronic signature of an authorized official of the responsible person.
(2) If the Minister has not specified an electronic
form and format or if it is impractical to send the
report, notice, information or application electronically in accordance with subsection (1) because of
circumstances beyond the person’s control, the
report or notice, information or application must be
sent on paper, signed by an authorized official of
the responsible person, and in the form and format
specified by the Minister. However, if no form and
format have been so specified, it may be in any
form and format.
76. (1) A responsible person for a boiler or
heater, engine or cement manufacturing facility
must make a record
(a) of every document or information that supports the validity of any information sent to the
Minister under these Regulations;
(b) of every measurement and calculation, along
with supporting documents, used to determine a
value of an element of a formula set out in these
Regulations, as well as any information used to
determine or fix one of those values;
75. (1) Les rapports, les avis ou les renseignements à envoyer au ministre ainsi que les demandes, prévus par le présent règlement, sont transmis
électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent
autorisé de la personne responsable.
(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme ou si,
en raison de circonstances indépendantes de sa
volonté, la personne envoyant un rapport, un avis
ou les renseignements ou une demande n’est pas en
mesure de le faire conformément au paragraphe (1),
elle les présente sur support papier, signé par son
agent autorisé, en la forme précisée par le ministre,
le cas échéant.
Rapports, avis
et demandes
électroniques
76. (1) La personne responsable de la chaudière,
du four industriel, du moteur ou de la cimenterie
consigne dans des dossiers ce qui suit :
a) les documents ou renseignements validant les
renseignements envoyés au ministre aux termes
du présent règlement;
b) les mesures et calculs — accompagnés des
pièces justificatives — utilisés pour déterminer la
valeur d’un élément de toute formule énoncée
dans le présent règlement, ainsi que les renseignements utilisés pour calculer ou déterminer
une telle valeur;
Dossiers
Révocation
statutaire
Révocation
ministérielle
CONSIGNATION ET CONSERVATION
DES RENSEIGNEMENTS
Support papier
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(c) if the responsible person uses a CEMS under
these Regulations,
(i) of every document or information referred
to in the CEMS Reference Method, or in an
alternative rule, that the responsible person is
required to make or obtain under that method
or rule,
(ii) of every measure of a concentration and of
flow used for every calculation, along with
supporting documents, necessary to determine
an emission-intensity;
(d) that consists of documentation demonstrating
that the installation, maintenance and calibration
of measuring devices was done in accordance
with these Regulations; and
(e) of any other information relevant to the responsible person’s compliance with these Regulations in respect of the boiler or heater, engine
or cement manufacturing facility.
When records
made
Five-year
retention
No retention if
online
Record location
Change of
address
Corrections
January 1, 2015
January 1, 2017
(2) Records required to be made by a responsible
person under these Regulations must be made as
soon as feasible but not later than 30 days after the
the day on which information to be recorded becomes available.
(3) A responsible person who is required, under
these Regulations, to make a record or to send a
report, notice or information or who makes an application under these Regulations must keep the
record or a copy of the report, notice, information
or application, as well as any supporting documents, for at least five years after they make or
send it.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
c) s’il s’agit de la personne responsable utilisant
un SMECE aux termes du présent règlement :
(i) les documents, dossiers ou renseignements
dont il est question dans la méthode de référence du SMECE, ou dans la règle de remplacement que la personne responsable a l’obligation de consigner dans un dossier aux termes
de cette méthode ou de cette règle,
(ii) les mesures de toute concentration et de
tout débit utilisés pour chaque calcul — accompagnées des pièces justificatives — nécessaires afin de déterminer l’intensité d’émission;
d) les documents démontrant que l’installation,
l’entretien et l’étalonnage des appareils de mesure ont été effectués en conformité avec le présent règlement;
e) toute autre renseignement de nature à établir la
conformité de la personne responsable de la
chaudière, du four industriel, du moteur ou de la
cimenterie avec le présent règlement.
(2) Les dossiers que la personne responsable est
tenue d’établir en application du présent règlement
sont établis le plus tôt possible, et au plus tard
trente jours après le moment où ils sont disponibles.
(4) Despite subsection (3), any information that
otherwise must be kept in a copy referred to in that
subsection that has been sent by a responsible person for inclusion in the engine registry, or another
online electronic reporting site established by the
Minister, does not need to be kept if the Minister
has provided the responsible person with an acknowledgment of receipt of that information.
(5) The record or copy must be kept at the responsible person’s principal place of business in
Canada or at any other place in Canada where it can
be inspected. If the record or copy is kept at any of
those other places, the person must provide the
Minister with the civic address of that other place.
(6) If the civic address changes, the responsible
person must notify the Minister in writing within
30 days after the change.
77. A responsible person who has sent information to the Minister under these Regulations must,
without delay, inform the Minister of any errors
contained in that information and provide the Minister with the corrected information.
(3) La personne responsable tenue, en application du présent règlement, d’établir des dossiers ou
d’envoyer des rapports, avis ou renseignements
ainsi que celle qui effectue une demande, en vertu
du présent règlement, conservent ces dossiers ou la
copie du rapport, de l’avis, des renseignements ou
de la demande, ainsi que les pièces justificatives s’y
rapportant, pendant au moins cinq ans après qu’ils
ont été établis ou envoyés.
(4) Malgré le paragraphe (3), les renseignements — dont copie doit par ailleurs être conservée
en application de ce paragraphe — envoyés par la
personne responsable pour qu’ils soient versés au
registre des moteurs ou dans un autre site électronique de rapport en ligne établi par le ministre n’ont
pas à être conservés lorsque le ministre lui fournit
un accusé de réception à leur égard.
(5) L’original ou la copie est conservé 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, la personne informe le ministre de l’adresse municipale
du lieu.
(6) La personne responsable avise le ministre par
écrit du changement de l’adresse municipale du lieu
dans les trente jours suivant le changement.
77. La personne responsable ayant envoyé des
renseignements au ministre en application du présent règlement informe ce dernier sans délai de
toute erreur qu’ils comportent et lui fournit les renseignements corrigés.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
78. (1) These Regulations, except section 67,
come into force on January 1, 2015.
(2) Section 67 comes into force on January 1,
2017.
78. (1) Le présent règlement, à l’exception de
l’article 67, entre en vigueur le 1er janvier 2015.
(2) L’article 67 entre en vigueur le 1er janvier 2017.
1451
Mise à jour des
dossiers
Cinq années de
conservation
Conservation
non exigée —
renseignements
en ligne
Lieu de
conservation
Changement
d’adresse
Corrections
1er janvier 2015
1er janvier 2017
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
SCHEDULE 1
(Subsection 12(1))
ANNEXE 1
(paragraphe 12(1))
LOSS OF THERMAL EFFICIENCY —
WATERTUBE BOILERS
PERTE DE RENDEMENT THERMIQUE —
CHAUDIÈRE AQUATUBULAIRE
Rated Capacity GJ
10.5
21.1
31.6
42.2
52.8
63.3
73.9
84.4
95.0
105.5
126.5
147.7
168.8
189.9
211.0
422.0
633.0
844.0
1055
2110
Percentage of Rated Capacity
100%
80%
1.60
1.05
0.84
0.73
0.66
0.62
0.59
0.56
0.54
0.52
0.48
0.45
0.43
0.40
0.38
0.30
0.27
0.25
0.23
0.20
2.00
1.31
1.05
0.91
0.82
0.78
0.74
0.70
0.68
0.65
0.60
0.56
0.54
0.50
0.48
0.38
0.34
0.31
0.29
0.25
60%
Capacité nominale GJ/h
2.67
1.75
1.40
1.22
1.10
1.03
0.98
0.93
0.90
0.87
0.80
0.75
0.72
0.67
0.64
0.50
0.45
0.42
0.38
0.33
10,5
21,1
31,6
42,2
52,8
63,3
73,9
84,4
95,0
105,5
126,5
147,7
168,8
189,9
211,0
422,0
633,0
844,0
1055
2110
2,00
1,31
1,05
0,91
0,82
0,78
0,74
0,70
0,68
0,65
0,60
0,56
0,54
0,50
0,48
0,38
0,34
0,31
0,29
0,25
60 %
2,67
1,75
1,40
1,22
1,10
1,03
0,98
0,93
0,90
0,87
0,80
0,75
0,72
0,67
0,64
0,50
0,45
0,42
0,38
0,33
ANNEXE 2
(paragraphe 12(3))
DEFAULT HIGHER HEATING VALUES
POUVOIR CALORIFIQUE SUPÉRIEUR PAR DÉFAUT
TABLE 1
TABLEAU 1
SOLID FUELS
COMBUSTIBLES SOLIDES
Column 2
Item
Type of fuel
Default higher heating
value (GJ/tonne)
1.
2.
3.
4.
Bituminous Canadian coal – Western
Bituminous Canadian coal – Eastern
Bituminous non-Canadian coal – U.S.
Bituminous non-Canadian coal – Other
Countries
Sub-bituminous Canadian coal – Western
Sub-bituminous non-Canadian coal – U.S.
Coal – lignite
Coal – anthracite
Coal coke and metallurgical coke
Petroleum coke from refineries
Petroleum coke from upgraders
Municipal solid waste
Tires
Wood and wood waste1
Agricultural byproducts1
Peat1
25.6
27.9
25.7
29.9
19.2
19.2
15.0
27.7
28.8
46.4
40.6
11.5
31.2
19.0
17.0
9.3
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
1
1,60
1,05
0,84
0,73
0,66
0,62
0,59
0,56
0,54
0,52
0,48
0,45
0,43
0,40
0,38
0,30
0,27
0,25
0,23
0,20
SCHEDULE 2
(Subsection 12(3))
Column 1
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
Pourcentage de capacité nominale
100 %
80 %
1452
The default higher heating values for wood and wood waste, agricultural
byproducts and peat are on a totally dry basis. The default higher heating values
for the other types of fuel are on a wet basis.
Colonne 1
Colonne 2
Article
Type de combustible
Pouvoir calorifique
supérieur par défaut
(GJ/tonne)
1.
2.
3.
4.
Charbon bitumineux canadien – Ouest
25,6
Charbon bitumineux canadien – Est
27,9
Charbon bitumineux non canadien – É.-U. 25,7
Charbon bitumineux non canadien – autres 29,9
pays
Charbon subbitumineux canadien – Ouest
19,2
Charbon subbitumineux non canadien – É.-U. 19,2
Charbon – lignite
15,0
Charbon – anthracite
27,7
Coke de charbon et coke métallurgique
28,8
Coke de pétrole (raffineries)
46,4
Coke de pétrole (usines de valorisation)
40,6
Déchets solides municipaux
11,5
Pneus
31,2
Bois et déchets ligneux1
19,0
Sous-produits agricoles1
17,0
Tourbe1
9,3
1
Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des déchets ligneux, des
sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles
des autres types de combustible sont établies sur une base humide.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
Canada Gazette Part I June 7, 2014
TABLE 2
TABLEAU 2
LIQUID FUELS
COMBUSTIBLES LIQUIDES
Column 1
Column 2
Item
Type of fuel
Default higher heating
value (GJ/kL)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Diesel
Light fuel oil
Heavy fuel oil
Ethanol
Distillate fuel oil No. 1
Distillate fuel oil No. 2
Distillate fuel oil No. 4
Kerosene
Liquefied petroleum gases (LPG)
Natural gasoline
Motor gasoline
Aviation gasoline
Kerosene-type aviation
38.3
38.8
42.5
21.0
38.78
38.50
40.73
37.68
25.66
30.69
34.87
33.52
37.66
Colonne 2
Article
Type de combustible
Pouvoir calorifique
supérieur par défaut
(GJ/kL)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Diesel
Mazout léger
Mazout lourd
Éthanol
Mazout léger no 1
Mazout léger no 2
Mazout léger no 4
Kérosène
Gaz de pétrole liquifié (GPL)
Essence naturelle
Essence à moteur
Essence aviation
Kérosène de type aviation
38,3
38,8
42,5
21,0
38,78
38,50
40,73
37,68
25,66
30,69
34,87
33,52
37,66
TABLE 3
TABLEAU 3
GASEOUS FUELS
COMBUSTIBLES GAZEUX
Column 1
Column 2
Item
Type of fuel
Default higher heating
value (GJ/standard m3)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Biogas (captured methane)
Propane (pure, not mixtures of LPG)1
Propylene
Ethane
Ethylene
Isobutane
Isobutylene
Butane
Butylene
0.0281
25.31
25.39
17.22
27.90
27.06
28.73
28.44
28.73
1
Colonne 1
The default higher heating value and the default CO2 emission factor for propane
are only for pure gas propane. The product commercially sold as propane is to be
considered LPG for the purpose of these Regulations.
Colonne 1
Colonne 2
Article
Type de combustible
Pouvoir calorifique
supérieur par défaut
(GJ/m3 normalisé)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Biogaz (méthane capté)
Propane (pur, pas un mélange de GPL)1
Propylène
Éthane
Éthylène
Isobutane
Isobutylène
Butane
Butylène
0,0281
25,31
25,39
17,22
27,90
27,06
28,73
28,44
28,73
1
Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émissions de CO2 par
défaut pour le propane s’appliquent uniquement au gaz propane pur. Pour
l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme
étant du propane sont réputés être du gaz de pétrole liquéfié (GPL).
SCHEDULE 3
(Subsection 26(5) and section 30)
ANNEXE 3
(paragraphe 26(5) et article 30)
CHANGE REPORT OR ANNUAL REPORT —
INFORMATION REQUIRED
RAPPORT ANNUEL OU DE CHANGEMENT —
RENSEIGNEMENTS À FOURNIR
1. The following information respecting the responsible person:
(a) an indication of whether they are an owner or operator of
the boiler or heater and their name and civic address;
(b) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of their authorized official; and
(c) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of a contact person, if different from the authorized official.
1453
1. Les renseignements ci-après concernant la personne
responsable :
a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant
de la chaudière ou du four industriel, ainsi que ses nom et
adresse municipale;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas
l’agent autorisé.
Canada Gazette Part I June 7, 2014
2. The following information respecting the boiler or heater:
(a) its serial number;
(b) the civic address of the facility where it is located; and
(c) its unique identifier, if any, within the facility.
3. The following information — if it has changed since the
most recent initial report or annual report — respecting the boiler
or heater:
(a) for each responsible person for the boiler or heater, other
than the responsible person mentioned in paragraph 1(a), if any
(i) their name and civic address, and
(ii) an indication of whether they are an owner or operator;
(b) an indication of whether it is a boiler or a heater;
(c) its rated capacity;
(d) for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original
boiler or heater or a modern or transitional boiler or heater, the
serial number of each of its burners;
(e) for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original
boiler or heater, the floor plan for the facility where it is
located;
(f) for a modern or transitional boiler or heater, its commissioning date;
(g) for a modern boiler, its thermal efficiency determined in accordance with section 12 of these Regulations;
(h) for a modern heater, the rated capacity of any equipment
used to preheat the air; and
(i) for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original
boiler or heater that has undergone a major modification,
(i) the commissioning date for the boiler or heater with that
major modification, and
(ii) a description of the major modification.
4. The following information respecting tests on the boiler or
heater:
(a) for a boiler or heater on which a stack test was conducted,
(i) the date on which the stack test was conducted,
(ii) the percentage of its rated capacity at which the boiler or
heater was operating during the stack test,
(iii) a confirmation that the stack test was conducted while
the boiler or heater was operating at a steady-state and a description of that steady-state,
(iv) for modern boilers or heaters, the methane content of the
gaseous fossil fuel combusted during the stack test,
(v) the percentage of the boiler’s or heater’s input energy in
its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel
during the stack test,
(vi) the method referred to in subsection 15(2) of these
Regulations used for the stack test to measure the concentration of NOx and if an alternative rule approved under subsection 74(5) of these Regulations was used, that rule and the
rule it replaced, and
(vii) the emission-intensity of the boiler or heater, as determined in accordance with section 16 of these Regulations,
for each of the three test-runs that comprises the stack test
and the average of those emission-intensities; and
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1454
2. Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le
four industriel :
a) son numéro de série;
b) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve;
c) l’identifiant unique de la chaudière ou du four industriel au
sein de l’installation, le cas échéant.
3. Les renseignements ci-après — s’ils diffèrent de ceux qui figurent dans le rapport initial ou annuel le plus récent — concernant la chaudière ou le four industriel :
a) à l’égard de chaque personne responsable autre que celle
mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas
échéant :
(i) ses nom et adresse municipale,
(ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou
l’exploitant;
b) une indication portant qu’il s’agit d’une chaudière ou d’un
four industriel;
c) sa capacité nominale;
d) le numéro de série de chacun de ses brûleurs, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80 et pour
la chaudière ou le four industriel modernes ou de transition;
e) le plan d’implantation de l’installation dans laquelle il se
trouve, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de
classe 70 ou 80;
f) sa date de mise en service, pour la chaudière ou le four industriel moderne ou de transition;
g) le rendement thermique déterminé en conformité avec l’article 12 du présent règlement, pour la chaudière moderne;
h) la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air,
pour le four industriel moderne, le cas échéant;
i) pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70
ou 80 ayant subi une modification majeure :
(i) la date de mise en service de la chaudière ou du four industriel comportant une telle modification,
(ii) une description de la modification.
4. Les renseignements ci-après concernant les essais sur la
chaudière ou le four industriel :
a) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi un essai en
cheminée:
(i) la date de l’essai,
(ii) le pourcentage de la capacité nominale à laquelle de
fonctionnement de la chaudière ou du four industriel pendant
l’essai,
(iii) une confirmation portant que l’essai a été effectué alors
que la chaudière ou le four industriel était à l’état stable et
une description de cet état,
(iv) la concentration en méthane du combustible fossile gazeux brûlé lors de l’essai, pour la chaudière ou le four industriel moderne,
(v) le pourcentage de l’apport énergétique alimentant la
chambre de combustion provenant d’un combustible fossile
gazeux pendant l’essai,
(vi) la méthode employée pour mesurer la concentration en
NOx mentionnée au paragraphe 15(2) du présent règlement
pour l’essai et, si une règle de remplacement approuvée aux
termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle remplacée,
(vii) l’intensité d’émission déterminée en conformité avec
l’article 16 du présent règlement pour chacune des trois rondes de l’essai et la moyenne de ces intensités d’émission;
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(b) for a boiler or heater for which a CEMS was used to conduct the test,
(i) whether an alternative rule approved under subsection 74(5) of these Regulations was used and, if so, that rule
and the rule it replaced,
(ii) the number of hours in the reference period,
(iii) the lowest percentage of the boiler or heater’s input
energy in its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel during the period — referred to in subsection 18(1)
or (2) of these Regulations, as the case may be — during
which the greatest rolling hourly average emission-intensity
among all the rolling hourly averages in the reference period
was recorded by the CEMS,
(iv) for modern boilers or heaters, the average of the methane content of the gaseous fossil fuel combusted during the
period — referred to in subsection 18(1) or (2) of these
Regulations, as the case may be — during which the greatest
rolling hourly average emission-intensity among all the rolling hourly averages in the reference period was recorded by
the CEMS,
(v) the result of the CEMS test, namely the greatest rolling
hourly average among the rolling hourly averages in the reference period that constitutes the emission-intensity of the
boiler or heater, as determined in accordance with, as applicable, any of sections 19 to 26 of these Regulations, and
(vi) the date and time of that greatest rolling hourly average.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1455
b) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi un essai au
moyen d’un SMECE :
(i) si une règle de remplacement approuvée aux termes du
paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle qu’elle remplace,
(ii) le nombre d’heures que comporte la période de référence,
(iii) le pourcentage le plus bas de l’apport énergétique alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux au cours de la période mentionnée aux
paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée
par le SMECE parmi toutes les moyennes horaires mobiles
déterminées au cours de la période de référence,
(iv) la moyenne du contenu en méthane du combustible fossile gazeux brûlé au cours de la période mentionnée aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle
l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée par le
SMECE parmi toutes les moyennes horaires mobiles déterminées au cours de la période de référence, pour la chaudière
ou le four industriel moderne,
(v) le résultat de l’essai du SMECE — c’est-à-dire la
moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes
horaires mobiles de la période de référence constituant
l’intensité d’émission — déterminé en conformité avec celui
des articles 19 à 26 du présent règlement qui s’applique,
(vi) la date et l’heure de la moyenne horaire mobile la plus
élevée.
SCHEDULE 4
(Section 29)
ANNEXE 4
(article 29)
INITIAL REPORT — INFORMATION REQUIRED
RAPPORT INITIAL — RENSEIGNEMENTS À FOURNIR
1. The following information respecting the responsible person:
(a) an indication of whether they are an owner or operator of
the boiler or heater and their name and civic address;
(b) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of their authorized official; and
(c) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of a contact person, if different from the authorized official.
2. The following information respecting the boiler or heater:
(a) for each responsible person for the boiler or heater, other
than the responsible person mentioned in paragraph 1(a), if any
(i) their name and civic address, and
(ii) an indication of whether they are an owner or operator;
(b) an indication of whether it is a boiler or a heater;
(c) its serial number;
(d) its rated capacity;
(e) the civic address of the facility where it is located;
(f) its unique identifier, if any, within the facility;
(g) for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original
boiler or heater, the serial number of each of its burners;
(h) for a class 80 original boiler or heater or a class 70 original
boiler or heater, the floor plan for the facility where it is
located;
1. Les renseignements ci-après concernant la personne
responsable :
a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant
de la chaudière ou du four industriel, ainsi que ses nom et
adresse municipale;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas
l’agent autorisé.
2. Les renseignements ci-après concernant la chaudière ou le
four industriel :
a) à l’égard de chaque personne responsable, autre que celle
mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas
échéant :
(i) ses nom et adresse municipale,
(ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou
l’exploitant;
b) une indication portant qu’il s’agit d’une chaudière ou d’un
four industriel;
c) son numéro de série;
d) sa capacité nominale;
e) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve;
f) l’identifiant unique de la chaudière ou du four industriel au
sein de l’installation, le cas échéant;
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(i) for a modern or transitional boiler or heater, its commissioning date;
(j) for modern boilers or heaters that have a rated capacity of
greater than 262.5 GJ/hr, a copy of the documents that establish
that the boiler or heater is designed to have, for any conditions
under which it operates, a maximum emission-intensity of
(i) 13 g/GJ, for a modern boiler, and
(ii) 16 g/GJ, for a modern heater;
(k) for a modern boiler, its thermal efficiency, as determined in
accordance with section 12 of these Regulations;
(l) for a modern heater, the rated capacity of any equipment
used to preheat the air;
(m) for a boiler or heater on which an initial stack test was
conducted,
(i) the date on which the initial stack test was conducted,
(ii) the percentage of its rated capacity at which the boiler or
heater was operating during the initial stack test,
(iii) a confirmation that the initial stack test was conducted
while the boiler or heater was operating at a steady-state and
a description of that steady-state,
(iv) for modern boilers or heaters, the methane content of the
gaseous fossil fuel combusted during the initial stack test,
(v) the percentage of the boiler’s or heater’s input energy in
its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel
during the initial stack test,
(vi) the method referred to in subsection 15(2) of these
Regulations used for the initial stack test to measure the concentration of NOx and if an alternative rule approved under
subsection 74(5) of these Regulations was used, that rule and
the rule it replaced, and
(vii) the emission-intensity of the boiler or heater determined
in accordance with section 16 of these Regulations for each
of the three test-runs that comprises the initial stack test and
the average of those emission-intensities; and
(n) for a boiler or heater for which a CEMS was used for the
initial test,
(i) whether an alternative rule approved under subsection 74(5) of these Regulations was used and, if so, that rule
and the rule it replaced,
(ii) the number of hours in the reference period,
(iii) the lowest percentage of the boiler or heater’s input
energy in its combustion chamber coming from gaseous fossil fuel during the period — referred to in subsection 18(1)
or (2) of these Regulations, as the case may be — during
which the greatest rolling hourly average emission-intensity
among all the rolling hourly averages in the reference period
was recorded by the CEMS,
(iv) for modern boilers or heaters, the average of the methane content of the gaseous fossil fuel combusted during the
period — referred to in subsection 18(1) or (2) of these
Regulations, as the case may be — during which the greatest
rolling hourly average emission-intensity among all the
rolling hourly averages in the reference period was recorded
by the CEMS,
(v) the result of the initial CEMS test, namely the greatest
rolling hourly average among the rolling hourly averages in
the reference period that constitutes the emission-intensity of
the boiler or heater, as determined in accordance with, as applicable, any of sections 19 to 26 of these Regulations, and
(vi) the date and time of that greatest rolling hourly average.
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1456
g) le numéro de série de chacun de ses brûleurs, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de classe 70 ou 80;
h) le plan d’implantation de l’installation dans laquelle il se
trouve, pour la chaudière ou le four industriel d’origine de
classe 70 ou 80;
i) sa date de mise en service, pour la chaudière ou le four industriel moderne ou de transition;
j) pour la chaudière ou le four industriel moderne ayant une capacité nominale de plus de 262,5 GJ/h, une copie des documents établissant que la chaudière ou le four industriel est
conçu, pour toutes conditions dans lesquelles il fonctionne, de
manière à obtenir la capacité maximale d’intensité d’émission
suivante :
(i) 13 g/GJ pour une chaudière moderne,
(ii) 16 g/GJ pour un four industriel moderne;
k) le rendement thermique déterminé en conformité avec
l’article 12 du présent règlement, pour la chaudière moderne;
l) la capacité nominale de l’équipement qui préchauffe l’air,
pour le four industriel moderne;
m) pour la chaudière ou le four industriel sur lequel a été effectué un essai en cheminée initial :
(i) la date de l’essai initial,
(ii) le pourcentage de la capacité nominale de fonctionnement de la chaudière ou du four industriel pendant l’essai
initial,
(iii) une confirmation portant que l’essai initial a été effectué
alors que la chaudière ou le four industriel était à l’état stable
et une description de cet état,
(iv) la concentration en méthane du combustible fossile gazeux brûlé lors de l’essai initial, pour la chaudière ou le four
industriel moderne,
(v) le pourcentage de l’apport énergétique alimentant la
chambre de combustion provenant d’un combustible fossile
gazeux pendant l’essai initial,
(vi) la méthode employée pour mesurer la concentration en
NOx mentionnée au paragraphe 15(2) du présent règlement
pour l’essai initial et, si une règle de remplacement approuvée aux termes du paragraphe 74(5) du présent règlement a
été utilisée, la description de cette règle et une mention de la
règle remplacée,
(vii) l’intensité d’émission déterminée en conformité avec
l’article 16 du présent règlement pour chacune des trois rondes de l’essai initial et leur moyenne;
n) pour la chaudière ou le four industriel ayant subi l’essai initial au moyen d’un SMECE :
(i) si une règle de remplacement approuvée aux termes du
paragraphe 74(5) du présent règlement a été utilisée, sa description et une mention de la règle remplacée,
(ii) le nombre d’heures que comporte la période de référence,
(iii) le pourcentage le plus faible de l’apport énergétique
alimentant la chambre de combustion provenant d’un combustible fossile gazeux au cours de la période mentionnée
aux paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant
laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée
au moyen d’un SMECE parmi toutes les moyennes horaires
mobiles déterminées au cours de la période de référence,
(iv) la concentration moyenne en méthane du combustible
fossile gazeux brûlé au cours de la période mentionnée aux
paragraphes 18(1) ou (2) du présent règlement pendant laquelle l’intensité d’émission la plus élevée a été enregistrée
par le SMECE parmi toutes les moyennes horaire mobiles
déterminées au cours de la période de référence, pour la
chaudière ou le four industriel moderne,
Canada Gazette Part I June 7, 2014
Gazette du Canada Partie I Le 7 juin 2014
1457
(v) le résultat de l’essai initial SMECE — c’est-à-dire la
moyenne horaire mobile la plus élevée parmi les moyennes horaires mobiles de la période de référence constituant l’intensité d’émission — déterminée en conformité
avec celui des articles 19 à 26 du présent règlement qui
s’applique,
(vi) la date et l’heure de la moyenne horaire mobile la plus
élevée.
SCHEDULE 5
(Subsections 45(1) and 60(3))
ANNEXE 5
(paragraphes 45(1) et 60(3))
ENGINE REGISTRY — INFORMATION REQUIRED
REGISTRE DES MOTEURS — RENSEIGNEMENTS À
FOURNIR
1. The following information respecting the responsible person:
(a) their name, civic and postal addresses, telephone number
and, if any, email address and fax number;
(b) an indication of whether they are an owner or operator of
the engine;
(c) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of their authorized official;
(d) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of a contact person, if different from the authorized official;
(e) an indication as to whether they made an election referred
to in subsection 42(2) of these Regulations and the date on
which they made the election, if applicable; and
(f) if applicable, the date on which a notification referred to in
subsection 42(7) of these Regulations was sent.
2. The following information respecting the engine or the replacement unit, as the case may be:
(a) for each responsible person for the engine or replacement unit, other than the responsible person mentioned in paragraph 1(a), if any
(i) their name and civic address, and
(ii) an indication of whether they are an owner or operator;
(b) the civic address of the facility where the engine or replacement unit is located or, if there is no civic address, its latitude and longitude;
(c) its serial number, as specified on its nameplate provided by
its manufacturer or, in the absence of that nameplate, as set out
in a document provided by its manufacturer;
(d) its make and model;
(e) in the case of an engine, whether it is an original engine or a
modern engine;
(f) its rated brake power, expressed in kW;
(g) in the case of an engine, whether it is a
(i) two-stroke lean-burn engine,
(ii) four-stroke lean-burn engine, or
(iii) four-stroke rich-burn engine;
(h) the type of emission control system, if any, with which it is
equipped;
(i) in the case of a modern engine, the date on which it began to
operate;
(j) in the case of an original engine
(i) the date on which it was designated as belonging to the
responsible person’s group,
1. Les renseignements ci-après sur la personne responsable :
a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique;
b) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant
du moteur;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique de l’agent autorisé;
d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de
téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse
électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas
l’agent autorisé;
e) une indication que la personne responsable a effectué le
choix visé au paragraphe 42(2) du présent règlement et la date
à laquelle elle a effectué ce choix;
f) la date d’envoi de l’avis d’annulation visé au paragraphe 42(7) du présent règlement.
2. Les renseignements ci-après concernant le moteur ou l’unité
de remplacement :
a) à l’égard de chaque personne responsable autre que celle
mentionnée à l’alinéa 1a), les renseignements ci-après le cas
échéant :
(i) ses nom et adresse municipale,
(ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou
l’exploitant;
b) l’adresse municipale de l’installation où il se trouve ou sa latitude et sa longitude s’il n’a pas d’adresse;
c) le numéro de série figurant sur la plaque signalétique fournie
par le fabricant ou, en l’absence d’une telle plaque, dans un
document fourni par le fabricant;
d) sa marque et son modèle;
e) dans le cas d’un moteur, s’il s’agit d’un moteur d’origine ou
moderne;
f) sa puissance au frein nominale, exprimée en kW;
g) dans le cas d’un moteur, le type de moteur parmi les suivants :
(i) deux temps à mélange pauvre,
(ii) quatre temps à mélange pauvre,
(iii) quatre temps à mélange riche;
h) la technologie antipollution y étant installée, le cas échéant;
i) dans le cas d’un moteur moderne, la date de sa mise en
fonctionnement;
j) dans le cas d’un moteur d’origine :
(i) la date à laquelle il a été désigné comme appartenant au
groupe de la personne responsable,
Canada Gazette Part I June 7, 2014
(ii) if applicable, the date on which that designation was cancelled, and
(iii) if the engine is a four-stroke lean-burn engine, the excess oxygen content in the exhaust gas;
(k) in the case of a replacement unit or modern replacement
engine,
(i) the date on which the replacement occurred,
(ii) the serial number of each of the original engines that
were replaced, and
(iii) the date on which each of those original engines were
removed from the responsible person’s group;
(l) in the case of a replacement unit, whether it is
(i) an electric motor, or
(ii) a turbine;
(m) if applicable, the serial number of the
(i) engines and replacement units that belong to the same
subgroup as the engine or replacement unit in question, and
(ii) the engines that belong to the subset described in subsection 41(1) of these Regulations; and
(n) for an engine or replacement unit tha