Introduction

Le mois dernier, le gouvernement fédéral a publié un projet de règlement sur les groupes de production d’électricité thermique au charbon¹. Ce bulletin résume le projet de règlement, présente les réponses probables des groupes intéressés et énonce les possibilités qui pourraient découler des changements proposés.  

Le projet de règlement

Le règlement s’appliquera aux groupes qui produisent de l’électricité par voie d’énergie thermique au charbon (y compris le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon), conjointement avec d’autres combustibles ou non.

L’objectif du projet de règlement est de limiter les émissions de chaque groupe à 375 tonnes de dioxyde de carbone pour chaque gigawatt-heure (GWh) d’électricité produite depuis toutes les sources de combustibles fossiles au cours d’une année civile. Cette limite a été établie dans la perspective de l’inclure dans le règlement sur la production d’électricité alimentée au gaz qui devrait être proposé au cours des prochaines années dans le cadre de la stratégie à long terme du gouvernement visant à réduire les émissions globales provenant du secteur de l’électricité. Toutefois, ces limites ne s’appliquent qu’aux groupes alimentés au charbon mis en service après le 1er juillet 2015 et à ceux qui ont atteint la fin de leur vie utile. Dans la plupart des cas, un groupe atteindra la fin de sa vie utile 45 ans à compter de sa mise en service ou, si ce moment est postérieur, en 2020.

Le calcul de la limite de l’intensité des émissions permet l’exclusion des émissions qui sont captées, transportées et séquestrées, mais ne permet pas l’exclusion des émissions provenant du gaz de synthèse provenant du charbon (charbon propre), du gaz naturel ou de tout autre combustible autre que la biomasse. Le calcul de la limite n’est pas fait au cas par cas, ni ne constitue une opération faite sur une grande échelle.

Les groupes pourront se prévaloir d’exemptions temporaires, jusqu’en 2024 en ce qui concerne les nouveaux groupes, s’ils sont conçus ou peuvent être modernisés en vue de l’intégration d’un système de captage et de séquestration. Cette exemption est aussi disponible tant que le système de captage du carbone est économiquement et techniquement faisable et qu’il y a un plan de mise en œuvre pour capter et séquestrer le carbone. Des exemptions temporaires plus courtes sont aussi disponibles pour les vieux groupes liés à des groupes existants dotés de systèmes de captage du carbone ainsi que pour les situations d’urgence. Il existe aussi des dispositions visant certains groupes existants devant être substitués par des groupes qui atteindront leur fin de vie utile avant 2020.

Tous les groupes alimentés au charbon doivent être inscrits auprès du ministre. De même, un rapport annuel doit être déposé à l’égard de chaque nouveau groupe, vieux groupe, groupe substitué et groupe lié à un vieux groupe disposant d’une exemption temporaire.  

Les consultations concernant le projet de règlement auront cours jusqu’au 26 octobre 2011. Le règlement définitif devrait être publié en 2012 et entrer en vigueur le 1er juillet 2015.

Le charbon au Canada

Selon l’Office national de l’énergie, en 2006, le Canada a produit un peu plus de 16 000 MW d’électricité (13 % de la production totale) à partir de la combustion du charbon. De ce total, 38 % a été généré en Alberta alors que 39 % a été produit en Ontario². Les provinces qui dépendent le plus de la production d’électricité thermique au charbon sont l’Alberta, la Nouvelle-Écosse et la Saskatchewan, où le charbon représente respectivement 53 %, 52 % et 46 % de la production d’électricité. L’Ontario s’est déjà engagée à mettre un terme à la production d’électricité thermique au charbon d’ici la fin de 2014, alors que l’Alberta prévoit retirer 2 500 MW de production d’électricité thermique au charbon d’ici 2023.

Réactions de l’industrie

Comme on pouvait s’y attendre, l’industrie craint que la facture de la modification de la combinaison en électricité et du développement et de la mise en œuvre de technologies de captage et de séquestration du charbon soit refilée aux consommateurs et aux entreprises. Aussi le projet de règlement ne prend-t-il pas en compte l’incidence financière réelle nationale ou régionale. Les entreprises canadiennes sont de plus préoccupées du fait qu’il n’existe pas de règlements comparables à l’échelle mondiale, plus particulièrement aux États-Unis; cette disparité pourrait réduire la compétitivité des entreprises, notamment celles qui exercent des activités en Alberta et en Saskatchewan, des provinces de l’Ouest qui ne disposent pas de la bonne fortune de pouvoir produire de l’énergie hydroélectrique ou nucléaire.

L’incapacité pour les groupes d’exclure le charbon propre du calcul de leur limite de l’intensité des émissions se convertira vraisemblablement en un problème pour ces entreprises engagées dans la production de charbon et le développement et la mise en œuvre d’une technologie de production du charbon propre. L’industrie fait valoir que la production de charbon propre constitue une technologie économique pour réduire les émissions qui doit être davantage prise en compte eu égard à la composition du futur panier énergétique du Canada.  

De plus, le projet de règlement pourrait induire certaines provinces à se fier encore davantage sur le gaz naturel. Le gouvernement a indiqué qu’il a l’intention, en ce qui concerne les limites d’intensité énoncées dans le projet de règlement, de s’arrimer à celles qui seront prescrites et appliquées aux groupes de production d’énergie alimentée au gaz naturel; toutefois, la nature des limites d’intensité et le moment de leur imposition aux installations de production d’énergie alimentée au gaz naturel n’ont pas encore été définis, ce qui crée de l’incertitude pour les entreprises et les services publics tentant d’élaborer des plans de production d’électricité à long terme, y compris la décision de passer ou non au gaz naturel et la façon d’assurer ce passage. Si les mêmes limites d’intensité s’appliquent aux futurs règlements en matière de production d’énergie alimentée au gaz naturel, l’industrie craint qu’elles ne pourront être atteintes que par les groupes de production d’énergie alimentée au gaz naturel les plus efficaces et qu’elles seront totalement inatteignables pour les groupes de production d’énergie alimentée au gaz naturel qui fonctionnent en altitude, dans des températures froides ou qui fonctionnent par intermittence dans le but de combler des besoins énergétiques en périodes creuses.

Enfin, l’industrie de la production d’électricité souhaite que le gouvernement élabore des règlements plus souples en permettant aux producteurs de mesurer les limites d’intensité en fonction d’une exploitation à grande échelle plutôt qu’en fonction d’une exploitation individuelle par groupe. Cette modification pourrait aider les entreprises du secteur de l’énergie à faire de plus gros investissements dans de meilleures technologies plutôt que de disséminer ces dollars investis dans la modernisation des groupes existants.

Réactions des groupes environnementaux

Certains promoteurs environnementaux ont indiqué que le projet de règlement ne va pas assez loin. Selon eux, étant donné que le règlement ne s’applique qu’aux nouveaux groupes et aux vieux groupes de production d’énergie thermique au charbon, il n’aura aucune incidence sur la réduction des émissions d’usines existantes de charbon qui ne sont pas à la fin de leur vie utile, ce qui pourrait signifier que les deux tiers des usines de charbon en exploitation ne seront pas assujettis au règlement avant 2020, et que 9 des 51 usines de charbon du Canada pourraient continuer leur exploitation jusqu’en 2030. Les exemptions temporaires et les dispositions de substitution ne feront que retarder davantage l’élimination progressive du charbon.

De plus, du fait que le projet ne cible que les groupes mis en service après le 1er juillet 2015, les opposants au projet craignent une ruée vers la mise en service d’usines de charbon avant cette date de la part de l’industrie pour éviter l’assujettissement au règlement. De fait, une usine en Alberta de production d’électricité thermique au charbon de 500 MW pourrait être mise en service sans devoir respecter le règlement, ce qui donnerait lieu, aux dires de certains, à 1,5 million de tonnes d’émissions par année pendant 45 ans. Les opposants au projet font valoir que le projet de règlement devrait entrer en vigueur lorsque le règlement sera publié en 2012 et que la date déclenchant les mises en service devrait tomber bien avant 2015.

En outre, les opposants au projet ne peuvent comprendre pourquoi les usines qui ne font que planifier la mise en œuvre de systèmes de séquestration du carbone peuvent se prévaloir de l’exemption temporaire, compte tenu du fait que cette technologie est déjà disponible et que les coûts de ces systèmes ne diminueront pas d’ici 2020.

Possibilités

Il reste à voir si le projet de règlement du gouvernement témoigne d’un équilibre parfait. Si le projet voit le jour comme il est prévu et s’il a une incidence sur l’industrie de la production d’électricité au Canada, des possibilités s’offriront aux entreprises dotées de vision et de la capacité à capitaliser sur les changements à venir. Au nombre des possibilités qui émergeront, notons celles-ci :

• Captage et séquestration du carbone. Si les gouvernements et les producteurs d’électricité veulent continuer à utiliser le charbon aux termes du projet de règlement, ils pourraient devoir adopter de nouvelles technologies pour faire en sorte que les usines de charbon existantes soient conformes au règlement, ce qui entraîneraient vraisemblablement de nouvelles dépenses gouvernementales et le développement de partenariats entre le secteur public et privé, la planification et la mise en place de systèmes de captage et de séquestration du carbone. L’industrie pourrait avoir accès aux deniers publics en vue de développer et de perfectionner des technologies de captage du carbone et l’expertise acquise au Canada pourrait être déployée mondialement, plus particulièrement dans des pays qui dépendent étroitement de la production d’électricité thermique au charbon, comme la Chine.
• Biomasse. Le projet de règlement ne s’applique pas à la biomasse et de fait, de nouvelles possibilités pourraient être créées en ce qui concerne l’établissement de groupes de production d’énergie alimentée à la biomasse ou la remise en service de tels groupes mis hors service ou existants. Ainsi, les marchés des combustibles à base de biomasse pourraient connaître un essor tout comme le développement des technologies et de l’expertise liées à la production d’électricité alimentée à la biomasse susceptibles d’être utilisées au Canada et ailleurs. Les entreprises établies dans les grands territoires de l’Alberta, de la Saskatchewan et de l’Ontario pourraient se tourner vers la biomasse pour remplacer en partie les usines de charbon, si les chiffres sont au rendez-vous.
• Renouvelables. La production d’énergie éolienne et solaire pourrait aussi susciter un intérêt croissant en tant que solutions de rechange aux groupes de production d’énergie thermique au charbon susceptibles éventuellement d’être mis hors service ou de n’être jamais construits. Des mesures incitatives financières stables et à long terme visant à encourager ce virage, ainsi que la levée des barrières régionales et locales à la mise en place d’énergie renouvelable pourraient ouvrir de nouvelles voies aux entreprise au Canada, plus particulièrement en Ontario, en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse, des provinces qui sont appelées à prendre le virage de l’énergie renouvelable.
• Commercialisation de l’électricité. Les exportations de provinces dotées d’abondantes ressources hydroélectriques et d’une capacité renouvelable aux territoires qui dépendent du charbon pourraient représenter de nouvelles possibilités pour les acteurs du marché de l’énergie et les concepteurs d’infrastructure de transmission. Cette nouvelle fenêtre pourrait servir particulièrement les entreprises de ce secteur qui exercent leurs activités dans l’espace géographique entre l’Ontario et la Nouvelle-Écosse.

Sommaire

Alors que les consultations sur le projet de règlement auront cours tout l’automne, les sociétés engagées dans une foule d’industries partout au pays devraient en examiner les incidences potentielles, qu’elles soient positives ou négatives, sur leurs entreprises et saisir l’occasion de commenter ce projet. Sans égard aux détails du règlement définitif, il est clair que le gouvernement fédéral vise à dissuader la dépendance à l’énergie thermique au charbon et à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans le secteur de la production d’électricité. À long terme, cette intention devrait donner lieu à de nouvelles occasions d’affaires pour les sociétés qui peuvent adopter une position stratégique.

Notes

¹ Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone - secteur de l’électricité thermique au charbon, Gazette du Canada, vol. 145, n^o 35 – 27 août 2011.

² « La production d’électricité au charbon – Un aperçu – Dossier d’énergie », Office national de l’énergie du Canada, septembre 2008, selon des informations de Statistiques Canada, 2006.

Version PDF

Télécharger Le gouvernement fédéral propose un nouveau règlement sur la production d’électricité thermique au charbon (pdf 109kb)

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