Le Canada est l’un des pays signataires de l’Accord de Paris, négocié lors de la Conférence des Parties (COP 21) à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques en décembre 2015. Dans le cadre de son engagement, le Canada a confirmé que, d’ici 2030, il réduira ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de 30 % en deçà des niveaux de 2005.  Le 3 octobre 2016, dans le cadre du débat sur une motion visant à appuyer la ratification de l’Accord de Paris, le premier ministre a annoncé que le Canada appliquerait un prix plancher pour le carbone, établi à 10 $/tonne, et ce, partout au pays dès 2018. Le prix augmenterait de 10 $/tonne par année, pour atteindre 50 $/tonne d’ici 2022.

Bien que l’Accord de Paris constitue un engagement fédéral, le Canada comptera sur chacune des provinces pour adopter des politiques pertinentes en matière de changements climatiques pour se conformer aux nouvelles exigences. En effet, lors de cette annonce du prix pour le carbone, le premier ministre a confirmé que la politique canadienne d’établissement du prix pour le carbone ne s’appliquerait qu’aux provinces et territoires qui n’ont pas déterminé de taxe directe sur le carbone ni établi un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission suffisamment rigoureux pour satisfaire l’objectif fédéral.

Étant donné l’importance des politiques et des régimes provinciaux de réduction des GES, cet article décrit les différents régimes qui s’appliquent dans chacune des « Cinq Grandes » provinces que sont la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan, l’Ontario et le Québec, qui sont collectivement responsables de plus de 90 % des émissions de GES du Canada¹. De plus, cet article décrit brièvement l’incidence de la mise en place de différents régimes de réduction des GES sur chacune des sources d’énergie des Cinq Grandes provinces et sur les coûts de l’électricité associés à la transition vers la production d’énergie renouvelable.

COLOMBIE-BRITANNIQUE

En 2008, le gouvernement de la Colombie-Britannique (C.-B.) a relevé le défi du changement climatique en fixant des cibles précises de réduction des GES et en mettant en place le cadre d’un régime pour atteindre ces objectifs. Le gouvernement a légiféré, de sorte que les émissions de GES devront être inférieures d’au moins 33 % par rapport aux niveaux de 2007 d’ici 2020 et de 80 % par rapport aux niveaux de 2007 d’ici 2050².

Pour faciliter l’atteinte de ces objectifs, le gouvernement a créé plusieurs mesures législatives et stratégiques, dont une taxe sur le carbone et l’introduction des premières étapes d’un cadre de plafonnement et d’échange.  Depuis 2012, la taxe sur le carbone a été établie à 30 $ par tonne d’émission d’équivalent en dioxyde de carbone (CO_2e)³. Il s’ensuit une taxe qui varie selon le type de carburant et les émissions de carbone prévues (p. ex. 5,70 $ par mètre cube de gaz naturel ou 62,31 $ par tonne de charbon à pouvoir calorifique supérieur)⁴. La taxe est appliquée à la plupart des carburants à base de carbone, y compris l’essence, le diesel, le gaz naturel, le mazout, le propane et le charbon et certaines autres matières, dont la tourbe et les pneus, lorsqu’elles sont utilisées pour produire de l’énergie. Le gouvernement de la Colombie-Britannique a également introduit les premières étapes d’un cadre de plafonnement et d’échange, qui comprend l’obligation de déclarer les émissions de GES; toutefois, aucun plafond sur les émissions n’a été mis en place et aucune législation n’a été adoptée concernant l’échange de crédits d’émissions⁵.

Depuis janvier 2016, le régime règlementaire de la Colombie-Britannique en matière de GES a connu trois développements importants. Premièrement, la Greenhouse Gas Industrial Reporting and Control Act⁶ est entrée en vigueur, ce qui a marqué une importante transition dans la démarche la province à l’égard des GES. Deuxièmement, le gouvernement de la Colombie-Britannique a publié le Climate Leadership Plan (plan de la C.-B. 2016)⁷, lequel énonce la vision actuelle du gouvernement et un plan d’action pour l’atteinte des objectifs de réductions prévus dans la loi. Troisièmement, le gouvernement fédéral a approuvé le Projet de gaz naturel liquéfié Pacific NorthWest (PNW) situé près de Prince Rupert en Colombie-Britannique. L’approbation du gouvernement fédéral comprenait, pour la première fois, un plafond sur les émissions annuelles de GES par projet.

Loi sur les GES

Le 1^er janvier 2016, la loi sur les GES et son règlement sont entrés en vigueur, ce qui marquait un mouvement d’abandon du système de plafonnement et d’échange précédemment proposé au profit d’un alignement de la province avec la démarche de l’Alberta axée sur l’intensité des émissions⁸.

La loi sur les GES crée des normes de rendement relativement aux émissions de GES en fonction de l’intensité de celles-ci pour les usines de l’industrie et les secteurs règlementés. Les normes de rendement sont actuellement en place pour les usines de gaz naturel liquéfié (GNL). L’intensité de référence pour les usines de GNL est de 0,16 tonne de CO_2e par tonne de GNL produit. Même si elle n’est pas encore en vigueur, l’intensité de référence pour les activités de production d’électricité à partir de charbon sera de zéro tonne de CO_2e, ce qui vient interdire ce type d’activité en Colombie-Britannique.

En vertu du nouveau cadre de déclaration des émissions de GES, les exploitations industrielles doivent continuer de déclarer et, le cas échéant, de vérifier les émissions de GES comme elles le font depuis 2010. Plus précisément, les exploitations industrielles situées en Colombie-Britannique qui émettent 10 000 tonnes de CO_2e ou plus par année doivent déclarer leurs émissions de GES. Les exploitations industrielles qui émettent 25 000 tonnes de CO_2e ou plus par année doivent faire vérifier leurs déclarations d’émissions par un tiers autorisé.

La loi sur les GES vient également élargir les autres mécanismes de conformité accessibles. Si une entité n’est pas en mesure de respecter la cible d’émission prescrite pour son usine ou son secteur, elle peut utiliser des droits de conformité pour éviter de se voir imposer des sanctions. Les droits de conformité comprennent des crédits compensatoires, des unités financées ou des crédits accumulés qui peuvent être utilisés ou échangés. Les crédits compensatoires sont émis par le gouvernement provincial en fonction de projets de compensation d’émissions approuvés et vérifiés. Les unités financées constituent essentiellement le versement d’un montant prescrit par tonne d’émission de GES dans un compte règlementé. Les crédits accumulés sont amassés lorsque les émissions pour une période de déclaration donnée sont inférieures à la cible d’émission.

Plan de la C.-B. 2016

En 2008, le gouvernement provincial a publié son Climate Action Plan⁹. En mai 2015, le gouvernement de la Colombie-Britannique a mis sur pied un comité de leadership sur le climat (Comité) pour mettre à jour le plan de la C.-B. 2008 et formuler des recommandations visant l’atteinte des cibles de réduction des émissions de GES prévues dans la législation, tout en tenant compte de la croissance économique, de la Liquefied Natural Gas Strategy (stratégie sur le gaz naturel liquéfié) et du B.C.’s Jobs Plan (plan sur l’emploi de la C.-B). Le rapport final du Comité a été publié en novembre 2015 et contient 32 recommandations¹⁰.  Voici quelques recommandations importantes :

• Augmenter le taux de l’actuelle taxe sur le carbone de 10 $/année par tonne, à compter de juillet 2018. Remarque : Il n’y a aucune recommandation quant à la date d’arrêt de cette augmentation ni au montant maximal qu’elle devrait atteindre.
• Abaisser la taxe de vente provinciale pour la faire passer de 7 à 6 % afin de réduire le fardeau des consommateurs lié à l’augmentation des coûts découlant du programme, plus particulièrement l’augmentation du taux de la taxe sur le carbone.
• Élargir la portée de la taxe sur le carbone afin qu’elle s’applique à l’ensemble des sources d’émissions de GES, y compris les sources qui ne proviennent pas de la combustion (p. ex. émissions fugitives provenant des pipelines et émissions des procédés provenant d’usines industrielles).
• Mettre en place des mesures ciblées pour protéger les secteurs à forte intensité d’émissions et tributaires du commerce.
• Instaurer des objectifs de réduction des émissions de GES propres aux secteurs, du transport, de l’industrie et du milieu bâti.

En août 2016, le gouvernement de la Colombie-Britannique a publié le plan de la C.-B. 2016¹¹. Ce plan vient mettre à jour celui de 2008 et répond, en partie, aux recommandations du Comité concernant les mesures de lutte contre les changements climatiques en Colombie-Britannique. Le plan de la C.-B 2016 vise un équilibre entre les mesures requises pour réduire les émissions de GES afin d’atteindre les cibles de 2050 et les politiques du gouvernement qui ont pour but de protéger l’économie.

Ce que comprend le plan de la C.-B. 2016

Le plan de la C.-B. 2016 présente un sommaire de plus de 20 secteurs visés par une action de lutte contre les changements climatiques qui s’appliquera à l’échelle de la province. Plus précisément, le plan de la C.-B 2016 définit des mesures visant la réduction des GES classées selon six catégories : le gaz naturel; le transport; la foresterie et l’agriculture; l’industrie et les services publics; les collectivités et le milieu bâti; et le secteur public. Voici quelques mesures s’appliquant à l’industrie de l’énergie :

Les mesures relatives au gaz naturel

• Lancer une stratégie, y compris un nouveau Clean Infrastructure Royalty Credit Program (programme de crédit de redevances pour les infrastructures propres), afin de réduire de 45 % les émissions de méthane en amont par la réduction des émissions fugitives et des émissions d’évacuation.
• Élaborer des règlements pour permettre de procéder au captage et au stockage du carbone (CSC) en Colombie-Britannique.
• Investir dans l’infrastructure pour alimenter en électricité propre les projets de gaz naturel dans le nord-est de la Colombie-Britannique.

Les mesures relatives au transport

• Augmenter la norme de carburant à faible teneur en carbone de façon qu’elle passe de 10 % en 2020 à 15 % d’ici 2030, afin de réduire l’intensité des émissions de carbone dans les carburants de transport.
• Accroître l’éventail d’incitatifs offerts pour encourager les parcs commerciaux à passer au gaz naturel.
• Élargir le cadre règlementaire pour soutenir l’installation de bornes de recharge pour les véhicules à zéro émission.
• Développer le programme Clean Energy Vehicle (véhicules propres) pour promouvoir l’utilisation de véhicules à zéro émission grâce à des incitatifs visant les nouveaux véhicules ainsi que des initiatives visant les infrastructures, l’éducation et le développement économique.

Les mesures relatives à l’industrie et aux services publics

• Veiller à ce que toute l’électricité qu’acquiert BC Hydro pour alimenter le réseau intégré provienne de sources propres ou renouvelables, sauf dans les cas où la fiabilité ou les coûts pourraient poser problème.
• Apporter des modifications règlementaires pour permettre aux services publics d’offrir d’autres incitatifs afin de mieux alimenter les secteurs industriels de production d’énergie maritimes, miniers et éloignés.
• Apporter des modifications règlementaires afin de définir des exigences en matière d’efficacité énergétique pour les chaudières au gaz nouvelles ou de remplacement, ainsi que de mettre en place d’autres incitatifs pour encourager l’adoption de technologies qui réduisent les émissions dégagées par l’équipement au gaz.

Les mesures relatives aux collectivités et à l’environnement bâti

• Apporter des modifications règlementaires afin de resserrer les exigences en matière d’efficacité pour les foyers au gaz, les thermopompes à l’air ainsi que les appareils de chauffage ambiant et les chauffe-eau fonctionnant au gaz naturel.
• Mettre en place de nombreuses stratégies visant à favoriser la conception de bâtiments au bilan énergétique neutre, y compris la mise en place rapide et adéquate d’exigences accrues en matière d’efficacité énergétique au code du bâtiment de la Colombie-Britannique.

Grâce à ces initiatives, le gouvernement est d’avis qu’il peut atteindre la cible prévue par la loi, soit de réduire les émissions pour que d’ici 2050, elles soient inférieures de 80 % par rapport aux niveaux de 2007. Bien sûr, d’ici à ce que le gouvernement promulgue les lois nécessaires à la mise en œuvre des différentes mesures, le plan de la C.-B. 2016 ne sera que ça, un plan, et n’aura aucune force exécutoire.

Ce que le plan de la C.-B. 2016 ne comprend pas

Bien que le plan de la C.-B. 2016 contienne plusieurs recommandations du Comité, il omet certaines recommandations plus importantes et prêtant à la controverse. Ainsi, ce qu’il convient de souligner n’est pas le contenu dudit plan, mais bien ce que l’on y a omis. Les recommandations du Comité dont il n’est pas question dans le plan de la C.-B. 2016 comprennent :

1. Augmentation de la taxe sur le carbone – Le taux de la taxe sur le carbone est de 30 $/tonne depuis 2012. Le Comité a recommandé une augmentation du taux de la taxe sur le carbone de 10 $/année à compter de 2018 et d’élargir la portée de la taxe afin d’inclure toutes les émissions (c.-à-d. y compris les émissions fugitives et les émissions des procédés provenant du gaz naturel, de l’extraction du charbon et de la production de ciment et de métaux). Le gouvernement a répondu à la recommandation du Comité en indiquant qu’il n’était pas opportun d’envisager une augmentation de la taxe sur le carbone, alors que les autres provinces et le gouvernement fédéral mettent en place des politiques sur le prix du carbone et « rattrapent » l’avance qu’avait prise la Colombie-Britannique.
2. Cibles provisoires d’émissions de GES – Le Comité a recommandé que le gouvernement établisse une cible provisoire d’émissions de GES pour 2030. Le Comité a également recommandé des cibles sectorielles de réduction des émissions. Ces recommandations ne sont pas abordées dans le Plan de la C.-B. 2016.
3. Évaluation environnementale – Le Comité a recommandé la modification de la loi provinciale sur l’évaluation environnementale, l’Environmental Assessment Act¹², pour y inclure le coût social du carbone dans le processus d’évaluation environnementale, ce qui ne figure pas non plus dans le plan de la C.-B. 2016.

Le gouvernement a promis de mettre à jour le plan de la C.-B 2016 au cours de la prochaine année, en réponse aux travaux qui ont cours entre le gouvernement fédéral et les provinces concernant une approche nationale à l’égard des mesures de lutte contre les changements climatiques. Le plan de la C.-B. 2016 ne constitue donc qu’une « première étape » et les recommandations contenues dans le rapport du Comité pourraient ultimement se retrouver dans un plan mis à jour.

PNW

Le 27 septembre 2016, le gouvernement fédéral a approuvé le PNW, sous réserve de plus de 190 conditions juridiquement contraignantes. À pleine capacité de production, l’installation recevra environ 9,1 x 10⁷ mètres cubes par jour, de gaz naturel de qualité gazoduc, et produira jusqu’à 20,5 millions de tonnes par an de GNL pendant plus de 30 ans¹³.

L’approbation du PNW par le gouvernement fédéral comprend un plafond sur les émissions annuelles de GES par projet. Plus précisément :

• À la mise en service du train 2, le PNW doit respecter une intensité annuelle moyenne des émissions égale ou inférieure à 0,22 tonne de CO_2e par tonne de GNL produit et émettre au maximum un total de 3,2 millions de tonnes de CO_2e par année civile.
• À la mise en service du train 3, le PNW doit respecter une intensité annuelle moyenne des émissions égale ou inférieure à 0,21 tonne de CO_2e par tonne de GNL produit et émettre au maximum un total de 4,3 millions de tonnes de CO_2e par année civile.

Le PNW doit également mettre en œuvre des mesures d’atténuation pour réduire et contrôler les émissions atmosphériques et les émissions de GES pendant toutes les phases du projet.

Répercussions sur l’industrie

Ces récents progrès en matière de GES ont plusieurs répercussions sur l’industrie en Colombie-Britannique, particulièrement sur l’industrie de l’énergie.

Premièrement, les commentateurs ont remarqué que la taxe sur le carbone s’est avérée efficace pour réduire les émissions de GES en Colombie-Britannique. Toutefois, la taxe a également eu une incidence négative importante sur les industries à forte intensité d’émissions et tributaires du commerce, comme l’industrie du ciment¹⁴.

Deuxièmement, partout dans la province l’accent a porté beaucoup plus sur l’énergie propre et renouvelable. Cependant, étant donné que 98 % du portefeuille de production d’électricité de la Colombie-Britannique provient actuellement de ressources propres ou renouvelables, y compris l’hydroélectricité¹⁵, ces initiatives n’ont généré que très peu de changements relativement au développement des énergies renouvelables ou aux prix de l’énergie. Le gouvernement de la Colombie-Britannique s’est également montré prudent en s’assurant que cette transition vers l’énergie renouvelable ne décourage pas la création de projets de GNL dans la province. Par exemple, le gouvernement a modifié son objectif initial qui était de générer au moins 93 % d’électricité à partir de ressources propres ou renouvelables pour exclure l’électricité nécessaire à la demande de services des usines de GNL qui liquéfient le gaz naturel pour l’exportation par bateau¹⁶.

Troisièmement, les promoteurs de grandes usines industrielles, y compris les usines de GNL, devront à l’avenir prévoir l’imposition de plafonds sur leurs émissions de GES, puisque les gouvernements fédéral et provinciaux tenteront d’atteindre leurs objectifs respectifs de réduction des émissions de GES. Il y a donc fort à parier que l’on continuera de se concentrer sur les énergies renouvelables et leur utilisation en Colombie-Britannique au cours des années à venir.

ALBERTA

Le régime de règlementation de l’Alberta en matière de GES est en place depuis juillet 2007, ce qui en fait le plus ancien en Amérique du Nord. Le régime est énoncé dans la Climate Change and Emissions Management Act¹⁷ et ses règlements d’application, dont le plus important est le Specified Gas Emitters Regulation (« SGER »)¹⁸. Il s’agit d’un régime axé sur l’intensité des émissions et se fonde sur la réduction de l’empreinte carbone d’une usine au fil du temps. En vertu du SGER, toute usine qui émet plus de 100 000 tonnes de CO_2e par année (« grand émetteur ») est tenue de réduire de 15 % l’intensité de ses émissions par rapport à son intensité de référence¹⁹. La réduction de l’intensité des émissions par rapport à l’intensité de référence d’une usine augmentera à 20 % le1^er janvievr 2017.

Conformité règlementaire

Un grand émetteur dispose des quatre options suivantes pour se conformer aux exigences en matière de réduction de l’intensité des émissions prévues dans le SGER :

1. en augmentant l’efficacité de sa production par rapport à sa valeur de référence au moyen de changements dans ses activités et processus;
2. en obtenant des crédits de rendement en matière d’émissions;
3. en faisant l’achat de crédits compensatoires des émissions;
4. en versant une contribution dans le fonds des changements climatiques et de gestion des émissions appelé Climate Change and Emissions Management Fund.

Les crédits de rendement sont accumulés lorsqu’un grand émetteur réduit l’intensité des émissions en deçà des exigences par des gains d’efficacité opérationnelle. Les réductions d’émissions excédentaires ou les crédits de rendement peuvent ensuite être vendus à d’autres grands émetteurs qui ne peuvent autrement satisfaire à leurs obligations de conformité respectives.

Les crédits compensatoires sont accumulés par les usines de l’Alberta qui ne sont pas de grands émetteurs et qui ne sont pas autrement tenues de réduire leurs émissions en vertu de la loi. Les crédits compensatoires doivent être réels, démontrables et quantifiables, tel que décrit dans un protocole de crédits compensatoires approuvé, et peuvent comprendre le CSC (captage et stockage du carbone). Il y a des crédits compensatoires lorsqu’une activité ou un processus entrepris génèrent moins de CO_2e que la moyenne ou la norme acceptée pour cette activité ou ce processus. Un exemple simple est celui de l’électricité produite à partir d’une éolienne. La moyenne d’émissions de CO_2e par unité d’électricité pour l’Alberta a été établie. Les éoliennes génèrent de l’électricité d’une manière permettant d’émettre moins de CO_2e que la moyenne. La différence, ou le delta, peut être vendue sous forme de crédits compensatoires. En effet, la capacité de vendre à la fois l’électricité générée par un projet d’éoliennes et les crédits compensatoires générés par ce même projet peut s’avérer l’unique raison qui explique que certains projets d’éoliennes sont viables sur le plan financier. L’Alberta compte actuellement 34 protocoles de crédits compensatoires approuvés couvrant des activités et des processus très variés, allant du compostage aérobie à la production d’électricité, en passant par les biocarburants et l’efficacité énergétique dans les immeubles commerciaux.

Les sommes contenues dans le fonds sont séparées de l’argent public et sont utilisées pour des projets qui réduisent les émissions de GES et s’adaptent aux changements climatiques. Entre juillet 2007 et juillet 2015, le coût de contribution au fonds a été établi à 15 $/tonne de CO_2e. En janvier 2016, les coûts de contribution au fonds sont passés à 20 $/tonne et ils augmenteront à 30 $/tonne
en janvier 2017. Depuis juillet 2007, environ 740 millions de dollars ont été versés dans le fonds par des grands émetteurs. Étant donné qu’un grand émetteur peut verser une contribution dans le fonds pour satisfaire à l’ensemble de ses obligations en matière de conformité, le coût de contribution au fonds dicte essentiellement la valeur maximale qu’un grand émetteur paiera pour un crédit de rendement ou un crédit compensatoire. La récente augmentation du coût de contribution au fonds, lequel est passé de 15 $ à 20 $ en 2016, et la hausse supplémentaire prévue pour atteindre 30 $ en 2017 ont eu une incidence positive et importante sur la valeur des crédits compensatoires pour l’énergie renouvelable, ce qui a conséquemment eu un effet positif sur la viabilité financière des projets d’énergie renouvelable.

Voici toutefois quelques critiques exprimées à l’égard du régime actuel du SGER :

• Le régime est trop centré sur l’Alberta, surtout en ce qui concerne l’obligation de n’acheter que des crédits compensatoires albertains.
• Le prix de contribution au fonds est trop bas, bien que la récente augmentation à 20 $/tonne et la prochaine hausse à 30 $/tonne apaiseront probablement ces critiques.
• Il n’y a aucune restriction concernant les contributions au fonds. Autrement dit, les usines ne sont pas tenues d’effectuer des mises à niveau pour accroître leur efficacité énergétique. Elles peuvent simplement continuer de satisfaire à leurs obligations en matière d’efficacité exclusivement en versant des contributions dans le fonds.
• Il n’existe aucun plafond absolu sur les émissions.
• La portée du régime est trop restreinte et ne cible pas tous les contributeurs, surtout les consommateurs.

Plan de leadership sur le climat

À l’automne 2015, l’Alberta a publié son Climate Leadership Plan, ou son plan de leadership sur le climat (plan de l’AB). Lorsqu’il sera entièrement mis en œuvre, il viendra changer de nombreux aspects du régime actuel de l’Alberta en matière de changements climatiques. Les points saillants comprennent :

• Élimination graduelle accélérée des centrales alimentées au charbon, qui sont les plus grandes émettrices de GES.
• Remplacement du régime axé sur l’intensité des émissions par des normes de rendement en matière d’émissions liées aux produits.
• Élargissement du programme, de sorte qu’il ne cible plus simplement les émetteurs mais plutôt un large éventail de petits et grands émetteurs, ainsi que des consommateurs, par l’instauration d’une taxe carbone générale.
• Plafonnement des émissions provenant des sables bitumineux à 100 mégatonnes.
• Considération des émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier.
• Nouvel accent sur les initiatives éconergétiques.

La production d’électricité de l’Alberta provient à 51 % de centrales alimentées au charbon. En vertu du plan de l’AB, les GES émis par ces centrales seront entièrement éliminés d’ici 2030, étant donné que l’on envisage de remplacer les deux tiers de la capacité de production d’électricité au charbon par de l’énergie issue de sources renouvelables. Il s’agit d’un changement considérable. Non seulement il viendra modifier radicalement le mode d’approvisionnement en électricité en Alberta, mais il nécessitera également des changements considérables concernant le transport de l’électricité, alors que la province éprouve des difficultés quant au choix des sites de projets d’énergie renouvelable dans des emplacements pouvant se trouver ou non à proximité d’infrastructures de transport.

Un autre élément du plan de l’AB concerne le remplacement de l’actuel programme axé sur l’intensité des émissions par des normes de rendement en matière d’émissions liées aux produits. Suivant les normes de rendement en matière d’émissions, les centrales seront évaluées en regard d’une norme de rendement axée sur les émissions liées aux produits plutôt qu’à une norme fondée sur l’historique de la centrale. Les centrales qui ne se conforment pas à cette norme de rendement devront payer une taxe sur le carbone. À compter du 1^er janvier 2017, la taxe sera de 20 $/tonne de CO_2e. Ce montant augmentera à 30 $/tonne en date du 1^er janvier 2018. L’effet prévu sur les entreprises est de stimuler l’atteinte d’un rendement exemplaire. Quant aux consommateurs, on s’attend à ce que la taxe de 30 $/tonne se traduise par des coûts supplémentaires sur le carburant d’environ 1,5 $/gigajoule de gaz naturel, 6,7 cents/litre d’essence, 8,0 cents/litre de diesel et 4,6 cents/litre de propane. Suivant une démarche semblable à celle adoptée par la Colombie-Britannique, le gouvernement de l’Alberta a choisi de ne pas augmenter la taxe sur le carbone au-delà de 30 $/tonne avant que l’économie ne se renforce et que les mesures des autres juridictions, y compris le gouvernement fédéral, soient précisées.

Un autre élément clé du plan de l’AB constitue son application générale. Le régime actuel ne s’applique qu’aux grands émetteurs, lesquels représentent environ 45 % des émissions de GES dans la province. Lorsqu’il sera entièrement mis en œuvre, le plan devrait couvrir environ 78 % à 90 % des émissions de GES dans la province, y compris les grands émetteurs, les petits émetteurs et les consommateurs.

Dans ce qui semble être une réponse directe aux critiques selon lesquelles l’Alberta n’a pas déployé d’efforts suffisants pour limiter les émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier, le plan de l’AB prévoit un plafond annuel absolu de 100 mégatonnes de GES provenant de la production de sables bitumineux. Actuellement, les émissions provenant des sables bitumineux représentent environ 70 mégatonnes de GES par année. En optant pour des normes axées sur le rendement, de pair avec l’instauration d’un plafond d’émissions légiféré, on s’attend à créer des conditions pour une croissance continue de la production de sables bitumineux, d’une manière qui permet de récompenser l’innovation et qui permet aux producteurs de sables bitumineux de demeurer concurrentiels sur le marché mondial. Comme la première ministre de l’Alberta, M^me Notley, l’a indiqué lorsqu’elle a présenté le plan de l’AB :

La question est bien simple : L’Alberta ne peut laisser ses émissions augmenter sans limites. Cependant, nous pouvons développer notre économie par l’application de technologies visant à réduire nos émissions de carbone par baril. C’est ce que cette limite nous permettra de faire.

Le plan de l’AB contiendra également des dispositions pour la reconnaissance de nouvelles initiatives de valorisation et de cogénération dans le secteur des sables bitumineux. Le régime actuel de l’Alberta a été critiqué parce qu’il ne traite pas directement des avantages de la cogénération (production combinée de chaleur et d’électricité).

Le plan de l’AB cible précisément les émissions de méthane, surtout dans le secteur pétrolier et gazier. Dans le cadre du plan de l’AB, on s’attend à ce que les émissions de méthane provenant des activités pétrolières et gazières diminuent de 45 %. Cette réduction se fera par l’application de normes de conception visant la réduction des émissions et s’appliquant à toutes les usines, de pair avec l’élaboration d’une initiative mixte de réduction des émissions de méthane qui inclura l’industrie, des groupes environnementaux et des collectivités autochtones.

Le dernier aspect du plan de l’AB concerne un intérêt renouvelé sur l’efficacité énergétique. On prévoit publier des renseignements sur le programme en 2017.

Malgré l’approche multidimensionnelle du plan de l’AB à l’égard de la règlementation sur les GES, il est intéressant de noter qu’il n’englobe aucune mesure interprovinciale ou internationale de plafonnement et d’échange. Cela signifie que l’Alberta demeurera exclue de tout régime de plafonnement et d’échange dont d’autres provinces, comme le Québec et l’Ontario, sont signataires. Le plan de l’AB représente une approche albertaine qui vient répondre à un problème albertain. On ne sait pas si le fait que l’Alberta demeure ainsi à l’écart sera bénéfique pour la province.

Transition vers un programme d’électricité provenant de sources renouvelables

En mars 2016, à la suite du plan de l’AB, le gouvernement de l’Alberta a demandé à l’Alberta Electric System Operator (AESO), l’exploitant indépendant du réseau électrique de l’Alberta, d’élaborer et de mettre en œuvre un programme d’énergie renouvelable (PER) qui permettrait d’augmenter la capacité de production d’énergie renouvelable de la province sous forme de pourcentage de la capacité totale de production, de 11 % à 30 % d’ici 2030.

À la fin du mois de mai 2016, l’AESO a présenté à la province ses recommandations concernant le PER. Bien que ces recommandations ne soient pas encore accessibles publiquement, l’AESO a fourni quelques indications de ce qu’elles comportent. Plus particulièrement, on s’attend à ceci :

1. Le PER comprendra un processus d’enchères concurrentielles axé sur le concept de la neutralité quant aux combustibles, les premières enchères pour les projets d’énergie renouvelable étant prévues pour la fin de 2016, la date de mise en service des projets prévus étant 2019. Le concept de neutralité quant aux combustibles est fondé sur l’idée qu’aucune méthode de production d’énergie renouvelable n’est privilégiée par rapport à une autre.
2. Le PER s’inscrira dans l’actuel marché d’électricité concurrentiel et dérèglementé de l’Alberta. À cet égard, il est peu probable que l’Alberta adopte un programme de tarif de rachat garanti comme ceux mis en place dans d’autres provinces, notamment en Ontario.
3. Les recommandations de l’AESO suivront généralement celles établies dans le rapport de l’Alberta Climate Leadership Panel (le rapport)²⁰, qui a été publié tout juste avant le plan et sur lequel ce plan s’appuie. L’un des aspects essentiels du rapport concerne l’achat proposé de certificats d’énergie renouvelable (CER) d’un projet par le gouvernement.  Essentiellement, en tant que moyen pour soutenir les projets d’énergie renouvelable, le gouvernement achètera les CER d’un projet dans le cadre de contrats à long terme.

Même si les détails du PER demeurent flous, à compter de la fin de 2016, il semble que les producteurs d’énergie renouvelable auront d’autres choix de marchés pour leurs attributs environnementaux. Ils pourront continuer de les vendre en tant que crédits compensatoires. Autrement, s’ils connaissent du succès lors de l’enchère de 2016 (ou toute enchère subséquente), ils pourront les vendre sous forme de contrats d’achat à long terme au gouvernement de l’Alberta (CER achetés par le gouvernement). Afin de limiter l’exposition du gouvernement aux coûts de soutien élevés, le rapport recommande un prix plafond pour l’achat des CER par le gouvernement, d’au plus 35 $/mégawatt-heure (MWh), ce qui correspond approximativement à la prime de 90 $/tonne de CO_2e sur la production de gaz naturel dans le cadre du système actuel de l’Alberta.

Même si le PER entraînera manifestement une augmentation de la production d’énergie renouvelable, son effet sur le prix de l’électricité demeure nébuleux. Le prix moyen du réseau commun d’électricité en Alberta a diminué de 33 % de 2014 à 2015. On ne sait pas comment les prix de l’électricité seront influencés par cette transition d’un système où 50 % de la production d’électricité provient de la production de charbon en fonction de base vers un système largement plus tributaire de la production d’énergie renouvelable, sans niveaux de production d’électricité garantis. On ne connaît pas non plus les coûts liés à l’adaptation des infrastructures et à l’engagement financier qui découle de l’absence de garantie quant à l’approvisionnement en énergie, éléments tous deux associés à la production d’énergie renouvelable.

SASKATCHEWAN

La Saskatchewan compte un peu plus de 3 % de la population canadienne, mais ses émissions représentent plus de 10 % du total du pays, ce qui en fait la province générant le plus d’émissions par habitant²¹.

Malgré l’impact considérable des émissions de la Saskatchewan à l’échelle nationale, la province ne régit actuellement pas les émissions ni ne prévoit dans ses lois l’imposition de cibles de réduction des émissions. Bien que le premier ministre de la Saskatchewan ait admis que la province doit mieux faire en matière de changements climatiques, il a toujours été d’avis que les politiques à cet égard doivent être conçues en tenant compte de l’économie²².

Dans l’optique de limiter les répercussions sur son économie à forte intensité d’émissions, les politiques de la Saskatchewan en matière de changements climatiques étaient principalement centrées sur les développements technologiques, plus précisément sur le CSC et le soutien au développement des sources d’énergie renouvelable.

Législation de la gestion des émissions : En suspens depuis 2010

Avant 2010, la Saskatchewan avait réalisé d’importants progrès dans l’élaboration d’une stratégie provinciale de lutte contre les changements climatiques et avait même adopté une loi régissant les émissions de GES. En vertu de la Management and Reduction of Greenhouse Gases and Adaptation to Climate Change Act (loi de la Saskatchewan sur les CC)²³, les « émetteurs règlementés » auraient été tenus de réduire leurs émissions de GES annuelles d’une quantité prescrite par rapport à une valeur de référence, en vue d’atteindre collectivement la cible provinciale de réduction des émissions. Au moment où la loi a été adoptée, la Saskatchewan avait adopté une cible de réduction des émissions de GES pour que celles-ci soient de 20 % inférieures aux niveaux de 2006 d’ici 2020²⁴.

Les « émetteurs règlementés » étaient considérés comme étant les usines qui émettent 50 000 tonnes ou plus de CO_2e par année. Le non-respect des réductions devait entraîner l’obligation de payer un montant établi selon un barème de prix de la conformité en carbone (que l’on prévoyait établir à l’époque à 15 $ par tonne de CO_2e). La loi de la Saskatchewan sur les CC envisageait également l’élaboration d’autres mécanismes de conformité visant les émetteurs règlementés, y compris des investissements certifiés dans un fonds technologique, la reconnaissance de mesures précoces, des crédits pour les industries à forte intensité d’émissions et tributaires du commerce et la possibilité d’acheter des crédits compensatoires pour le carbone.

La loi de la Saskatchewan sur les CC a été adoptée et a reçu la sanction royale en 2010. Cependant, elle n’est pas encore entrée en vigueur, et rien n’indique que le gouvernement de la Saskatchewan a l’intention la rendre exécutoire dans un avenir rapproché. À l’exception de la teneur en éthanol de l’essence, dont le minimum est établi à 7,5 % dans la législation (prescription dans la Ethanol Fuel Act)²⁵, et des exigences règlementaires pour la réduction de la combustion et de la dispersion des gaz associés pendant les activités pétrolières et gazières en amont (en vertu de la Directive S-10 : The Saskatchewan Upstream Petroleum Industry Associated Gas Conservation Standards)²⁶, les mesures adoptées par la Saskatchewan concernant les changements climatiques se sont largement limitées à des mesures stratégiques plutôt qu’à des mesures législatives.

CSC

Environ 46 % de l’électricité de la Saskatchewan provient de centrales alimentées au charbon²⁷. Contrairement aux provinces comme l’Alberta et l’Ontario, la Saskatchewan ne dispose pas de plans pour réduire progressivement son utilisation du charbon. Elle s’est plutôt concentrée sur l’élaboration de technologies de CSC et sur l’utilisation de celle-ci pour moderniser ses centrales au charbon dans la province.

Le 2 octobre 2014, le Boundary Dam Integrated CCS Project [projet ICCS], situé à la centrale électrique de Boundary Dam près d’Evanston en Saskatchewan, a démarré. Le projet ICCS a été lancé en 2008, en réponse à la règlementation fédérale proposée exigeant que les nouvelles unités de production d’électricité alimentées au charbon et les unités qui ont atteint la fin de leur vie utile n’émettent pas plus de 420 tonnes de CO_2e par gigawatt-heure²⁸. Le partenariat gouvernement-industrie de 1,47 milliard de dollars²⁹, conclu avec le gouvernement du Canada, le gouvernement de la Saskatchewan, SaskPower et l’industrie privée prévoyait la modernisation de l’unité 3 de la centrale électrique alimentée au charbon de Boundary Dam au moyen d’un système de captage du CO₂, du SO₂ et des oxydes nitreux. Le CO₂ ainsi capté est vendu à Cenovus Energy, qui l’utilise pour améliorer ses activités d’extraction du pétrole. Le projet ICCS est reconnu comme le premier projet de CSC au monde à être pleinement déployé dans une installation fonctionnant au charbon et représente une réalisation importante pour la Saskatchewan.

SaskPower, la compagnie de service public de la Saskatchewan qui gère le projet ICCS, a indiqué que le projet génère 110 mégawatts (MW) d’électricité, tout en éliminant les émissions de SO₂, en réduisant les émissions de CO₂ de 90 % et en captant jusqu’à 1 million de tonnes de CO₂ chaque année. Cependant, le projet ICCS a fait l’objet d’importantes critiques. Les périodes d’arrêt requises pour l’entretien ont limité les activités du projet à 40 % de sa capacité, ce qui a empêché SaksPower de générer le volume de CO₂ visé par le contrat de vente conclu avec Cenovus Energy, qui achète le CO₂ au coût de 25 $ la tonne. En plus des ventes perdues, SaskPower a dû payer environ 12 millions de dollars de frais de pénalité à Cenovus Energy. Cette situation a contribué, du moins en partie, aux demandes de SaksPower pour l’imposition de multiples augmentations des tarifs aux consommateurs depuis 2014³⁰. Afin d’atténuer ces pertes supplémentaires, SaskPower a renégocié son contrat d’approvisionnement en CO₂ avec Cenovus Energy en juin 2016³¹.

Nonobstant ces difficultés, le gouvernement provincial demeure optimiste quant à la technologie de CSC. En juin 2015, SaskPower a ouvert une installation d’essai de CSC à la centrale de Shand, laquelle offre aux développeurs de technologies de CSC l’occasion de mettre à l’essai leurs processus dans une centrale commerciale. Afin d’éviter de fermer les unités 4 et 5 de la centrale de Boundary Dam, ce qu’obligerait la règlementation fédérale, le gouvernement de la Saskatchewan étudie la possibilité de moderniser ces unités vieillissantes selon la technologie de CSC; on s’attend à ce qu’une décision soit prise à cet égard avant la fin de 2017. En outre, en juin 2016, les premiers ministres de la Saskatchewan et du Québec ont signé un protocole d’entente en vertu duquel leur gouvernement provincial respectif a accepté d’accélérer le développement et le déploiement de technologies de CSC, d’échanger des bilans et des renseignements sur les projets et les technologies de CSC et de collaborer à l’étude d’autres collaborations possibles relativement au CSC.

SaskPower a affirmé que les leçons tirées du projet ICCS pourraient lui permettre d’économiser 200 millions de dollars pour une centrale semblable. Cependant, il a été estimé que le projet ICCS générera des pertes d’environ 1 milliard de dollars pendant sa durée de vie, ce qui pourrait coûter aux contribuables de la Saskatchewan jusqu’à 750 millions de dollars sur 30 ans³². En revanche, si aucun investissement n’est fait pour réduire considérablement les émissions, il faudra retirer la plupart des centrales électriques alimentées au charbon dans la province, conformément aux exigences prévues dans la règlementation fédérale³³. Les unités 4 et 5 de la centrale de Boundary Dam, qui représentent 278 MW de production, atteindront la fin de leur vie utile de 50  ans à la fin de 2019; il faudra également retirer une autre production alimentée au charbon de 866 MW d’ici 2029, si aucun investissement n’est fait dans le CSC³⁴.

Objectif de SaskPower : porter à 50 % sa capacité de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables

En novembre 2015, SaskPower a annoncé qu’elle s’engageait à produire 50 % de son électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2030. Afin d’y parvenir, la Saskatchewan devra doubler sa capacité de production à partir de ces énergies en 15 ans.

Environ 25 % de la capacité de production de la Saskatchewan provient actuellement de sources renouvelables : 20 % de l’hydro-électricité et 5 % de l’éolien. Le ministre responsable de SaksPower a affirmé que le fait de doubler la capacité de production à partir d’énergies renouvelables nécessitera « une expansion majeure de la production éolienne, de pair avec d’autres sources renouvelables comme l’énergie solaire, la biomasse, la géothermie et l’hydro-électricité, pour accompagner le projet de capture du carbone de l’unité 3 de Boundary Dam, le premier du genre dans le monde, et l’augmentation de la production de gaz naturel »³⁵.

Dans la mesure où les déclarations susmentionnées représentent ce qu’entend le gouvernement de la Saskatchewan par « renouvelable », on remarque que cette définition diffère de celle de Ressources naturelles Canada, laquelle a été adoptée par l’Alberta aux fins de son PER. La définition du terme « renouvelable » de Ressources naturelles Canada n’inclut pas le gaz naturel ni l’énergie nucléaire; elle n’inclut que des formes limitées de biomasse et ne fait aucune référence au CSC.

Pour réussir à porter à 50 % sa capacité de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, SaskPower examine globalement la possibilité d’entamer de nouveaux projets d’hydro-électricité, d’importer de l’hydro-électricité auprès de provinces voisines et d’entreprendre des projets de production à partir de la biomasse et de la géothermie dans la province. SaksPower prévoit particulièrement la construction d’une installation de production d’énergie solaire photovoltaïque au sol. La production de 60 MW devrait consister en deux projets de 10 MW du secteur privé³⁶, deux projets de 10 MW développés par le partenariat SaskPower-First Nations Power Authority, et des projets communautaires pour les derniers 20 MW. La compagnie de service public s’appuie principalement sur une augmentation de la capacité de production éolienne pour porter à 50 % sa capacité de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables. Plus précisément, SaskPower a affirmé qu’elle a l’intention d’atteindre une capacité de production d’énergie éolienne de 30 % d’ici 2030 (objectif de capacité éolienne).

L’ajout d’une nouvelle capacité de production éolienne est déjà en cours dans la province. Trois projets du secteur privé sont en cours de développement, représentant une nouvelle capacité de production de 207 MW. SaskPower s’est également engagée à ajouter trois projets de 100 MW au réseau provincial d’ici 2024. Le processus d’approvisionnement concurrentiel pour les autres projets de 100 MW devrait débuter d’ici la fin de 2016³⁷. Le développement de ces projets amènera la capacité totale de production éolienne de la Saskatchewan à environ 730 MW, soit 15 % de la capacité totale de production de la province. Les plans sur la façon d’accroître davantage ce total afin d’atteindre la cible de 30 % n’ont pas encore été complétés.

Fait intéressant, par rapport au concept de neutralité quant aux combustibles qu’a adopté l’Alberta dans son PER, le programme d’approvisionnement de projets d’énergies renouvelables de la Saskatchewan a suivi la trace du Programme d’approvisionnement de grands projets d’énergie renouvelable de l’Ontario en précisant une quantité particulière de production d’énergie solaire et d’énergie éolienne qu’elle prévoit introduire dans le réseau.

Le 13 septembre 2016, la Saskatchewan a connu un important recul dans l’atteinte de son objectif de production éolienne lorsque la demande d’approbation du plus grand des trois projets d’énergie éolienne déjà en cours a été refusée par le ministre de l’Environnement³⁸. Le projet d’énergie éolienne à Chaplin est un projet de production éolienne de 177 MW proposé par Windlectric Inc., une filiale d’Algonquin Power. Il s’agissait du premier projet éolien à faire l’objet d’une évaluation environnementale provinciale; il était situé à proximité de deux zones importantes pour la conservation des oiseaux reconnues mondialement³⁹. Bien que Windlectric Inc. ait proposé plusieurs mesures d’atténuation pour réduire le risque de mortalité chez les oiseaux et les répercussions possibles sur les corridors d’oiseaux migrateurs (c.-à-d. éviter la disposition linéaire des turbines, la mise en drapeau des pales et l’augmentation de la vitesse du vent au démarrage), le ministère de l’Environnement a indiqué que ces mesures d’atténuation visant des éléments individuels du projet ne pouvaient pas compenser le choix du site pour le projet, soit dans un corridor d’oiseaux migrateurs à proximité de zones de rassemblement d’oiseaux.

Le gouvernement de la Saskatchewan a annoncé publiquement son refus d’approuver le projet d’énergie éolienne à Chaplin le 19 septembre 2016, au même moment où il a publié ses lignes directrices sur le choix de l’emplacement des projets d’énergie éolienne futurs dans la province⁴⁰. Le Wildlife Siting Guidelines for Saskatchewan Wind Energy Projects (lignes directrices pour un choix d’emplacements de projets d’éoliennes en Saskatchewan respectueux de la faune) prescrit une zone tampon de 5 kilomètres autour des zones écosensibles comme les parcs nationaux et provinciaux, les réserves écologiques, les zones importantes de conservation des oiseaux et les principales rivières de la Saskatchewan. Les promoteurs de projets devront entreprendre une évaluation des impacts sur l’environnement et la faune, même si le projet proposé se trouve en dehors de ces zones tampons⁴¹.

Windlectric Inc. procède actuellement à l’étude d’autres emplacements pour son projet. L’entreprise est signataire d’un accord d’achat d’énergie de 25 ans avec SaskPower pour la production d’énergie découlant du projet et prévoit modifier cet accord au besoin⁴².

À cette étape-ci, on ne sait pas si la Saskatchewan sera en mesure d’atteindre son objectif de production d’énergie éolienne. Bien que SaskPower ait publié des plans d’approvisionnement visant à atteindre 15 % de sa capacité de production d’électricité à partir d’énergie éolienne, aucun engagement n’a encore été pris concernant un éventuel appui financier ou d’autres programmes visant à faciliter le développement d’une autre installation éolienne nécessaire pour atteindre les 730 MW escomptés.  De la même façon, on ne connaît pas l’impact qu’auront sur la tarification de l’électricité pour le consommateur la cible que s’est fixée la Saskatchewan pour porter à 50 % sa capacité de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et l’investissement continu probable dans le CSC. Bien que l’Energy Information Administration des États-Unis estime que le coût total actualisé de la production d’énergie éolienne sera inférieur à celui de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2020 en raison du coût élevé des mécanismes de lutte contre la pollution comme le CSC⁴³, le coût réel de l’énergie éolienne et son impact sur le coût de l’électricité en Saskatchewan demeurent inconnus.

ONTARIO

L’Ontario a connu une évolution graduelle de ses politiques de lutte contre les changements climatiques. C’est en juin 2016 que l’on a présenté la plus récente politique dans ce domaine, le Plan d’action contre le changement climatique (Plan d’action de l’ON), lequel s’échelonne sur cinq ans. L’interrelation entre ces politiques et le système d’approvisionnement en énergie de l’Ontario, y compris le remplacement de toutes les centrales alimentées au charbon, a entraîné une hausse considérable de la production d’énergies renouvelables dans la province ainsi que d’importantes augmentations du coût de l’électricité.

Le virage écologique de l’approvisionnement en électricité de l’Ontario

On peut dire que les efforts de l’Ontario pour lutter contre les changements climatiques ont commencé en 2005 par la fermeture de la centrale au charbon de Lakeview, dans le but de réduire les émissions de GES, suivie de l’élaboration en 2007 d’un règlement gouvernemental exigeant l’arrêt définitif de la production d’électricité à partir de charbon en Ontario en date du 31 décembre 2014⁴⁴. L’Ontario a atteint cet objectif lorsqu’elle a fermé sa dernière centrale au charbon en avril 2014; elle est devenue la première juridiction en Amérique du Nord à avoir éliminé complètement le charbon comme source de production d’électricité⁴⁵. L’Ontario estime que les mesures qu’elles a mises en place à cet égard représentent le plus grand effort de réduction des émissions de GES en Amérique du Nord⁴⁶.

Une autre étape importante a été franchie lorsque la Loi de 2009 sur l’énergie verte et l’économie verte a été adoptée⁴⁷ (la « Loi sur l’énergie verte »). Cette loi facilite le remplacement des centrales au charbon de la province par l’introduction d’un programme de tarif de rachat garanti (TRG), et une procédure selon laquelle les projets d’énergie renouvelable n’auraient besoin que d’une première approbation environnementale, appelée Autorisation de projet d’énergie renouvelable, plutôt que de satisfaire aux autres exigences liées aux permis provinciaux et prévues dans les règlements municipaux.

Le programme de TRG de l’Ontario était une procédure gouvernementale visant l’approvisionnement en électricité à partir de sources renouvelables, comportant des règles de programme standards, des contrats standards et un prix standard pour les différentes catégories de centrales électriques. Le programme de TRG encourage le développement de la technologie de l’énergie renouvelable en offrant des prix stables en vertu de contrats à long terme (généralement 20 ans) pour l’énergie produite en Ontario à partir de sources renouvelables. On entend par sources renouvelables la bioénergie (biomasse, biogaz et gaz d’enfouissement), l’énergie éolienne, l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie hydraulique.

L’Ontario a annulé le Programme des grands projets de TRG (capacité de plus de 500 kilowatts [kW])⁴⁸ en juin 2013⁴⁹ et l’a remplacé par l’Approvisionnement de grands projets d’énergie renouvelable (AGER) en 2014. Le programme de l’AGER est en quelque sorte un processus concurrentiel pour l’approvisionnement de projets d’énergie renouvelable de plus de 500 kilowatts, et il a été conçu pour se faire en plusieurs phases. La première phase s’est terminée en avril 2016, par la signature de contrats d’énergie renouvelable d’environ 454 MW. L’Ontario a annoncé qu’elle procéderait à la phase deux de l’AGER (AGER II) à l’été 2016. Cependant, le 27 septembre 2016, le ministre de l’Énergie a publié une directive inattendue, suspendant tout approvisionnement pour les projets d’énergie renouvelable en vertu de l’AGER et mettant un terme au processus de demandes de qualification pour l’AGER II⁵⁰.

L’Ontario a annoncé qu’elle suspendait l’AGER puisqu’aucun autre approvisionnement  de projets de production d’électricité n’est nécessaire pour le moment. Il est actuellement prévu que l’Ontario disposera d’un fort approvisionnement en électricité pour la prochaine décennie. On prévoit que cette décision de suspendre l’AGER permettra d’économiser jusqu’à 3,8 milliards de dollars en coûts liés au réseau d’électricité (ce qui représente environ 2,45 $ par mois pour un consommateur résidentiel moyen, par rapport aux prévisions précédentes).

Les efforts déployés par l’Ontario pour développer sa capacité de production d’électricité à partir de sources renouvelables ont bouleversé l’approvisionnement en électricité de la province au cours de la dernière décennie. L’Ontario dispose actuellement d’environ
18 000 MW d’énergie éolienne, d’énergie solaire, de bioénergie et d’hydro-électricité au titre de contrats et de projets en cours de réalisation. L’énergie renouvelable englobe désormais 40 % de la capacité installée de l’Ontario et génère environ le tiers de l’électricité produite dans la province. Lorsque combinées aux ressources nucléaires, qui représentent le tiers de la capacité installée de l’Ontario et génèrent près de 60 % de son électricité, ces ressources non fossiles permettent aujourd’hui de générer environ 90 % de l’électricité en Ontario⁵¹.

Ces changements apportés au système d’approvisionnement en électricité de l’Ontario, y compris le passage aux énergies renouvelables, ont entraîné d’importantes augmentations du coût de l’électricité en Ontario au cours de la dernière décennie, et le nombre de plaintes de la population concernant les tarifs payés par les consommateurs pour l’électricité a augmenté en conséquence. Lorsque le gouvernement de l’Ontario a perdu l’élection partielle du 1^er septembre 2016, la première ministre a expliqué la défaite par la frustration du public relativement à la hausse du coût de l’électricité⁵². Il n’est donc pas étonnant que lorsque le gouvernement a suspendu l’AGER, il a tenu à souligner les économies de coût associées à cette décision⁵³.

Après avoir réalisé d’importantes réductions des émissions de GES découlant de la production d’électricité, l’Ontario s’est tournée vers d’autres façons de réduire ces émissions. Le 18 mai 2016, la Loi de 2016 sur l’atténuation du changement climatique et une économie sobre en carbone⁵⁴ (Loi de l’Ontario sur les CC) a été adoptée. Depuis l’adoption de cette loi, l’Ontario a lancé ou élargi une série d’initiatives visant à faciliter l’atteinte de ses objectifs en matière de réduction des émissions de GES, y compris :

• l’instauration d’un système de plafonnement et d’échange;
• le Plan d’action de l’ON et la mise en place d’initiatives connexes;
• l’expansion proposée de l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) visant à réduire la demande d’électricité en période de pointe et le coût de l’électricité pour les entreprises.

La Loi de l’Ontario sur les CC et ses règlements

La Loi de l’Ontario sur les CC a pour objet de créer un régime de règlementation qui aura les effets suivants :

• réduire les émissions de GES pour faire face aux changements climatiques, protéger l’environnement et aider la population ontarienne à effectuer la transition vers une économie sobre en carbone;
• permettre à l’Ontario de collaborer avec d’autres autorités législatives et d’harmoniser ses mesures avec les mesures semblables qu’elles prennent afin d’assurer l’efficacité de son régime de règlementation dans le contexte global des efforts internationaux de lutte contre les changements climatiques.

La Loi de l’Ontario sur les CC établit les cibles suivantes pour la réduction des émissions de GES par rapport aux niveaux de 1990 : 15 % avant la fin de 2020; 37 % avant la fin de 2030; et 80 % avant la fin de 2050⁵⁵.

Cette loi exige également du gouvernement de l’Ontario qu’il élabore un plan d’action contre le changement climatique énonçant des mesures qui permettront à l’Ontario d’atteindre ses objectifs⁵⁶.

L’Ontario a mis en place deux nouveaux règlements : Le Cap and Trade Program Regulation⁵⁷ (règlement sur le plafonnement et l’échange), entré en vigueur le 1^er juillet 2016, et le Quantification, Reporting and Verification of Greenhouse Gas Emissions Regulation⁵⁸  (règlement sur les émissions) qui entrera en vigueur le 1^er janvier 2017. Le règlement sur les émissions prévoit une méthode avec laquelle les participants au programme de plafonnement et d’échange pourront quantifier et vérifier leurs émissions.

Programme de plafonnement et d’échange de l’Ontario

La finalisation du règlement sur le plafonnement et l’échange constitue une importante étape du processus entamé en avril 2015, mois où l’Ontario et le Québec ont signé un accord créant un système conjoint de plafonnement et d’échange visant à réduire les émissions de GES.

En vertu du règlement sur le plafonnement et l’échange, une installation peut émettre du carbone en fonction du nombre de quotas d’émission dont elle dispose. Un quota représente l’émission d’une tonne de CO_2e. La première période de conformité ira du 1^er janvier 2017 (date d’entrée en vigueur du programme de plafonnement et d’échange) au 31 décembre 2020. Le nombre total de quotas prévus pour l’ensemble des installations (c’est-à-dire le plafond) est fixé par le règlement sur le plafonnement et l’échange pour les années 2017 à 2020, et il diminuera de façon constante chaque année.

Un certain nombre de quotas d’émission seront alloués à titre gratuit chaque année à des participants. Les participants admissibles devront soumettre une demande pour obtenir de tels quotas à l’égard des activités qu’ils exercent dans chacune de leurs installations et le nombre alloué sera déterminé en fonction de la « Methodology for the Distribution of Ontario Emission Allowances Free of Charge »⁵⁹
(méthodologie pour l’allocation de quotas d’émission ontariens à titre gratuit). Les quotas d’émissions qui ne sont pas distribués librement seront mis aux enchères. La première mise aux enchères doit avoir lieu en mars 2017. Si la quantité de CO_2e qu’émet une installation dépasse ses quotas d’émission, celle-ci devra en acheter davantage lors de la mise aux enchères. Une installation qui émet une quantité inférieure à ses quotas pourra vendre ses quotas gratuits inutilisés à l’occasion de la mise aux enchères.

Tous les profits réalisés dans le cadre du système de plafonnement et d’échange de l’Ontario seront versés dans un fonds provincial appelé Compte de réduction des gaz à effet de serre et seront réinvestis dans plusieurs initiatives mises en place dans le cadre du Plan d’action de l’ON.

Le système de plafonnement et d’échange imposera des obligations de conformité aux distributeurs de gaz naturel de l’Ontario, y compris des obligations liées aux installations dans le cas des installations dont les distributeurs sont propriétaires ou exploitants et les obligations liées aux clients dans le cas des centrales au gaz naturel, ainsi qu’à certains autres clients résidentiels, commerciaux et industriels. Les services publics de gaz naturel devront élaborer des plans de conformité afin de satisfaire à leurs obligations en matière de plafonnement et d’échange et devront inévitablement engager d’autres frais liés à la conformité.

La première ministre de l’Ontario a indiqué qu’elle s’attend à ce que la facture résidentielle de gaz naturel augmente d’environ 5 $ par mois (ou 60 $ par année) à la suite de la mise en place du système de plafonnement et d’échange. La prédiction de la première ministre est quelque peu inférieure à celle d’Union Gas, qui dit que le prix du gaz naturel pour les propriétaires résidentiels augmentera probablement de 70 $ à 80 $ en 2017 et que ce montant risque d’augmenter dans les années à venir.

Dans le contexte de l’électricité, le prix du carbone ne sera ajouté au prix de l’électricité produite en Ontario que dans la mesure où l’électricité est produite à partir d’une source productrice de carbone. Cela signifie que le prix du carbone ne sera ajouté qu’à la portion de l’approvisionnement en électricité de l’Ontario qui provient de central au gaz naturel, soit environ 10 % en 2015. Le prix du carbone sera également appliqué à l’importation d’électricité, si cette électricité a été produite à partir de combustibles fossiles. Cependant, l’effet sur le prix de l’électricité importée peut être atténué si l’importation d’électricité en Ontario provenant d’un territoire qui émet peu de GES, comme le Québec (qui produit principalement de l’hydro-électricité) augmente et que l’importation provenant de territoires qui émettent plus de GES (comme le Michigan, qui utilise principalement le charbon dans sa production) diminue⁶⁰.

Il est difficile de prévoir comment le système de plafonnement et d’échange influera ultimement sur le coût de l’électricité en Ontario puisque de nombreux facteurs entrent en ligne de compte. Toutefois, dans son rapport de planification de septembre 2016 (Ontario Planning Outlook), la société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (IESO) de l’Ontario a laissé entendre que l’augmentation du coût lié à l’utilisation des combustibles fossiles, comme le gaz naturel (et l’essence dans les voitures), par rapport au coût lié à l’utilisation d’électricité, de pair avec les autres mesures ontariennes de lutte contre les changements climatiques, pourrait entraîner une hausse de la demande d’électricité et une plus vaste électrification du système énergétique global (comme le transport)⁶¹.

Le Plan d’action de l’ON et les initiatives connexes

Le Plan d’action de l’ON fait fond sur la Stratégie de l’Ontario en matière de changement climatique publiée en novembre 2015⁶², laquelle définit la vision à long terme pour atteindre les cibles de réduction des émissions de GES. Il reconnaît la nécessité de conserver une économie concurrentielle, tout en obtenant des résultats environnementaux probants – il s’agit d’ailleurs du principal défi que le gouvernement devra relever alors qu’il tentera d’intensifier sa lutte contre le changement climatique.

Le Plan d’action de l’ON énonce les grandes lignes d’autres mesures clés que propose l’Ontario pour lutter contre les changements climatiques. L’objectif consiste à utiliser les profits découlant du programme de plafonnement et d’échange pour financer des projets verts et mettre en place les éléments du Plan d’action de l’ON.

Selon ce plan, le secteur ontarien des technologies propres et environnementales est constitué d’environ 3 000 entreprises qui comptent 65 000 employés; le revenu annuel de ces entreprises est estimé à 8 milliards de dollars et leurs gains à l’exportation s’élèvent à 1 milliard de dollars. Il ne fait aucun doute que ce secteur connaîtra une croissance considérable si le Plan d’action de l’ON est mis de l’avant.

Le Plan d’action de l’ON présente également l’intention qu’a la province d’adopter de nombreuses dispositions visant à introduire de nouvelles mesures fiscales à l’avantage des consommateurs et des entreprises, tout en procédant à la transition vers des technologies moins polluantes. En voici quelques exemples :

• Créer un système de transport plus propre

Le secteur des transports représente plus de 33 % des émissions de GES en Ontario. Le Plan d’action de l’ON fixe un objectif de vente de véhicules de tourisme électriques et à hydrogène de 5 % en 2020 (soit 14 000 véhicules en 2015). L’Ontario collaborera avec le gouvernement fédéral afin d’éliminer la taxe de vente harmonisée sur les véhicules à zéro émission et d’augmenter l’accès à l’infrastructure requise pour recharger les véhicules électriques. En juillet 2016, l’Ontario a annoncé qu’elle construirait près de 500 bornes de recharge pour véhicules électriques (bornes de recharge) qui seront fonctionnelles d’ici mars 2017. Le réseau de bornes de recharge proposé permettra aux véhicules électriques de se déplacer de la ville de Windsor dans le sud de la province jusqu’à la ville de North Bay et vers tous les grands centres urbains de la province.

• Encourager l’installation et la modernisation de systèmes énergétiques propres

L’Ontario tentera d’aider les propriétaires d’habitations à réduire leur empreinte carbone en appuyant des choix additionnels. La province entend investir 100 millions de dollars du Fonds d’investissement vert de l’Ontario pour aider les propriétaires à acheter et à installer des technologies énergétiques sobres en carbone comme pompes à chaleur géothermiques et les thermopompes à air, les systèmes thermiques solaires et les systèmes de production d’énergie solaire. Des incitatifs fiscaux seront également introduits pour promouvoir les maisons à empreinte carbone presque nulle et réduire la dépendance à l’utilisation du gaz naturel pour le chauffage. La province a annoncé qu’elle travaille en partenariat avec Enbridge Gas Distribution et Union Gas pour mettre au point un programme visant à aider près de 37 000 propriétaires à effectuer des vérifications pour trouver des occasions d’économiser de l’énergie et d’effectuer des modernisations, comme remplacer des fournaises et des chauffe-eau et mettre à niveau l’isolation.

• Maintenir les tarifs d’électricité abordables

En réponse au nombre croissant de plaintes du public concernant les hausses marquées du coût de l’électricité au cours de la dernière décennie, le Plan d’action de l’ON indique que l’Ontario prévoit maintenir les tarifs d’électricité abordable en utilisant les profits réalisés dans le cadre du programme de plafonnement et d’échange pour compenser le coût des initiatives de réduction des émissions de GES qui sont actuellement financées par les consommateurs résidentiels et industriels à même leur facture d’électricité.

Dans son Discours du Trône de septembre 2016⁶³, le gouvernement de l’Ontario a annoncé des mesures pour offrir aux propriétaires et autres consommateurs admissibles un rabais de 8 % sur la taxe de vente provinciale applicable au coût de l’électricité ainsi qu’un plan visant à accroître le nombre d’entreprises admissibles à l’IEEMI (dont il est question ci-dessous).

• Mettre sur pied une banque verte pour promouvoir l’utilisation de technologies écoénergétiques

L’Ontario propose de mettre sur pied une « banque verte » pour promouvoir l’utilisation de technologies écoénergétiques. Une fois établie, la banque verte vise trois objectifs :

aider les ménages à comprendre et à déterminer quelles subventions gouvernementales et autres incitatifs sont offerts pour chaque projet envisagé, et à calculer les périodes de récupération et le rendement de leur investissement;

offrir aux ménages de l’aide pour obtenir du financement souple à faible taux d’intérêt pour faire des rénovations domiciliaires écoénergétiques qui réduiraient les émissions de gaz à effet de serre, en prévoyant des dispositions spéciales pour soutenir les ménages à revenu faible ou moyen;

soutenir les gros projets commerciaux ou industriels, ou ceux qui doivent avoir une certaine envergure pour obtenir un financement de source privée, en travaillant avec les banques commerciales dans le but de regrouper les projets afin de réduire les risques.

• Gérer l’impact fiscal du programme de plafonnement et d’échange

L’Ontario compte aider les entreprises et les industries à gérer les répercussions du programme de plafonnement et d’échange. Pour ce faire, il prônera des réductions considérables des émissions en fournissant des fonds pour compenser le coût des technologies sobres en carbone, en soutenant la recherche et le développement, ainsi qu’en accordant des subventions à l’industrie dans le but d’aider les entreprises à faire la transition vers des technologies sobres en carbone alors qu’elles diminuent la pollution par les GES. Ces mesures visant à faciliter la transition vers une économie prévoyant la tarification du carbone sont louables, mais le gouvernement doit veiller à ne pas diluer l’efficacité du programme en offrant un trop grand nombre de quotas gratuits ou de crédits compensatoires.

Élargissement de la portée de l’IEEMI de l’Ontario

Lors de son Discours du Trône de septembre 2016, l’Ontario a annoncé qu’elle étendrait son IEEMI à un plus grand nombre d’entreprises pour leur permettre d’accéder au programme⁶⁴. L’IEEMI représente pour les grands consommateurs d’électricité un fort incitatif à déplacer leur consommation d’électricité en dehors des heures de pointe, et l’Ontario espère qu’en étendant la participation au programme, elle favorisera l’atteinte de ses objectifs de lutte contre les changements climatiques en reportant le besoin de se doter d’installations de production accrue.

L’IEEMI permet aux consommateurs d’abaisser considérablement leurs coûts d’électricité annuels, en réduisant leur consommation d’électricité provenant du réseau provincial pendant les périodes de pointe. Si un participant à l’IEEMI réduit sa consommation d’électricité provenant du réseau provincial pendant les cinq périodes de pointe d’une année où la demande globale d’électricité en Ontario est la plus élevée (appelées périodes de pointe simultanées), il profitera d’une réduction de ses coûts d’électricité pour l’année qui suit⁶⁵.

Bien que l’IEEMI soit en place depuis 2011, seuls certains grands clients de l’industrie étaient admissibles au programme. Au cours des prochaines étapes, l’IEEMI sera étendue pour inclure tous les types d’entreprise et la condition relative à leur demande horaire moyenne d’électricité sera réduite. Plus de 300 entreprises utilisent déjà l’IEEMI et l’Ontario s’attend à ce que plus de 1 000 nouvelles entreprises y soient admissibles une fois le programme élargi⁶⁶.

L’avenir

En septembre 2016, l’Ontario a confirmé qu’elle avait l’intention de poursuivre la mise en œuvre des initiatives énoncées dans le Plan d’action de l’ON et dans le Discours du Trône du gouvernement de septembre 2016⁶⁷.

Depuis 2010, l’Ontario a publié régulièrement son plan énergétique à long terme (PELT).  Le dernier PELT a été publié en 2013 et un autre devrait être publié en 2017. L’Ontario s’efforcera d’aligner le PELT 2017 avec le Plan d’action de l’ON. Le PELT sera orienté selon plusieurs thèmes stratégiques y compris la réduction des émissions de GES, l’innovation, la modernisation du réseau, la conservation et l’efficacité énergétique, l’énergie renouvelable, l’énergie distribuée et l’accent continu sur les coûts abordables de l’électricité pour les résidences et les entreprises.

Le gouvernement de l’Ontario collaborera également avec l’IESO pour fournir, plus tard en 2016, un examen de mi-mandat du cadre de six ans Priorité à la conservation de l’énergie ainsi qu’un bilan des prochaines étapes pour atteinte des cibles de réduction des émissions de GES pour 2020, 2030 et 2050.

QUÉBEC

Le Plan d’action 2013-2020 sur les changements climatiques (PACC 2020)⁶⁸ adopté par le précédent gouvernement provincial est l’un des principaux outils dont dispose le Québec pour s’attaquer aux changements climatiques. Le PACC 2020 établit une cible de réduction des émissions de GES de 20 % sous les niveaux de 1990 d’ici 2020. Au moment de son adoption en 2013, le PACC 2020 favorisait une transition vers une économie plus verte par l’établissement d’une liste de 30 priorités que le gouvernement du Québec se propose de poursuivre. Afin d’atteindre la cible de réduction des émissions de GES, l’un des principaux mécanismes mis en place dans le cadre du PACC 2020 consistait à établir un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission.

Système québécois de plafonnement et d’échange de droits d’émission

Le système québécois de plafonnement et d’échange de droits d’émission est un mécanisme de marché flexible qui permet aux émetteurs règlementés et à d’autres participants d’échanger des droits d’émission de GES (crédits carbone) afin de respecter le plafond établi par le gouvernement. Il a formellement débuté ses activités le 1^er janvier 2013, créant ainsi le plus important programme de plafonnement et d’échange en Amérique du Nord⁶⁹. Le Québec et la Californie tiendront une neuvième vente aux enchères conjointe de droits d’émission de gaz à effet de serre le 15 novembre 2016.

Le Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre⁷⁰ (Règlement sur le système de plafonnement et d’échange) pris en application de la Loi sur la qualité de l’environnement⁷¹, instaure le cadre juridique qui régit le fonctionnement du système de plafonnement et d’échange du Québec. Le Règlement sur le système de plafonnement et d’échange s’applique aux émetteurs qui produisent une quantité égale ou supérieure à 25 000 mégatonnes (Mt) de CO_2e par année, dans un secteur d’activité visé par le Règlement sur le système de plafonnement et d’échange (ces secteurs comprennent les secteurs de la production et de la distribution d’électricité, de l’exploitation minière et de la distribution de combustibles fossiles)⁷².

Il existe plusieurs façons d’obtenir des droits d’émission en vertu du système de plafonnement et d’échange du Québec. Premièrement, le gouvernement du Québec peut en allouer gratuitement ou en vendre, et il est possible d’en obtenir dans le cadre d’une enchère⁷³. Deuxièmement, des crédits pour réduction hâtive sont délivrés dans le cas de réductions d’émissions de GES effectuées au cours de la période allant du 1^er janvier 2008 au 31 décembre 2011, comme incitatif à la réduction des émissions avant l’établissement du système de plafonnement et d’échange du Québec⁷⁴. Enfin, les émetteurs et les participants peuvent également obtenir des crédits compensatoires en prenant part aux projets de réduction des émissions, conformément au Règlement sur le système de plafonnement et d’échange. Les crédits compensatoires peuvent aussi être échangés par l’entremise du système, et utilisés aux fins de conformité⁷⁵.

Au terme de chaque période de conformité (2013-2014, 2015-2017 et 2018-2020), chaque émetteur règlementé doit détenir un nombre de droits d’émission équivalent au total de ses émissions; pour ce faire, il peut procéder selon l’un des mécanismes précédemment expliqués ou par l’achat de droits auprès d’un autre émetteur ou participant règlementé⁷⁶. Ces transactions doivent être faites au moyen du système de suivi des droits d’émission CITSS. Une réduction annuelle du plafond et du nombre de droits d’émission délivrés gratuitement permet d’assurer une diminution constante des émissions de GES générées par les entités règlementées⁷⁷. La plupart des revenus générés par le gouvernement à l’aide du système de plafonnement et d’échange sont versés au Fonds vert, établi en vertu de la Loi sur le ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs⁷⁸, et sont consacrés au financement de mesures ou des programmes visant à promouvoir le développement durable et à lutter contre les changements climatiques. On s’attend à ce que le Fonds vert accumule environ 3,3 milliards de dollars d’ici 2020, dont 70 % proviendront du système de plafonnement et d’échange du Québec⁷⁹.

Cibles de réduction des émissions pour le Québec

Le gouvernement du Québec a énoncé clairement les trois objectifs ambitieux de réduction progressive des émissions de GES qu’il souhaite atteindre d’ici le milieu du siècle. En plus d’une réduction de 20 % en deçà des niveaux de 1990 d’ici 2020, la province a également établi des cibles pour 2030 et pour 2050.

À la fin du mois de novembre 2015, en prévision de la COP 21, le gouvernement du Québec a confirmé qu’il viserait une réduction de ses émissions de 37,5 % en deçà des niveaux de 1990 d’ici 2030. Il s’agit de l’objectif le plus ambitieux établi à ce jour au Canada⁸⁰.

Enfin, en tant que signataire de l’accord national sur le leadership climatique mondial, une entente qui réunit des juridictions infranationales dans le but de réduire davantage les émissions de GES, le Québec s’est engagé à réduire ses émissions de GES de 80 % à 95 %, ou de limiter les émissions de GES à 2 Mt de CO_2e par habitant par année d’ici 2050⁸¹.

Événements récents

Deux des plus importants progrès récents sur le plan règlementaire au Québec dans les secteurs de l’énergie et des changements climatiques comprennent le Plan d’action en électrification des transports 2015-2020⁸² (Plan d’action du Québec) et la Politique énergétique 2030⁸³ (Politique énergétique). En outre, la législation provisoire connexe a récemment été déposée devant l’Assemblée nationale du Québec, y compris les projets de loi 102, 104 et 106.

Projet de loi 102

Le 7 juin 2016, le Projet de loi 102 – Loi modifiant la Loi sur la qualité de l’environnement afin de moderniser le régime d’autorisation environnementale et modifiant d’autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert⁸⁴ a été présenté. Le Projet de loi 102 a pour but de modifier la Loi sur la qualité de l’environnement⁸⁵, afin de moderniser les régimes d’autorisation environnementale qu’elle prescrit. Les modifications proposées prévoient, entre autres, un nouveau régime d’autorisation ministérielle qui permettrait au ministre de tenir compte des émissions de GES attribuables à un projet et d’évaluer les mesures d’atténuation et d’adaptation pour contrer les impacts sur les changements climatiques qui sont proposées, au moment de déterminer s’il accorde une autorisation ou non.

Plan d’action du Québec

Le Plan d’action du Québec, qui a été présenté par le gouvernement du Québec le 9 octobre 2015, a pour but de créer une structure et de définir les étapes à suivre pour faire du Québec un « chef de file de l’utilisation de moyens de transport propulsés par l’électricité et un précurseur en matière de mobilité durable » d’ici 2020⁸⁶. À cet égard, le Plan d’action du Québec suit trois orientations stratégiques : (1) favoriser les transports électriques; (2) développer la filière industrielle (y compris la recherche et le développement dans le secteur manufacturier); et (3) créer un environnement favorable (cadre juridique et règlementaire adéquat). L’électrification des transports est également présentée par le gouvernement du Québec comme une occasion de développer le secteur minier.

Afin de contribuer à réduire les émissions de GES de 20 % en deçà des niveaux de 1990 d’ici 2020, conformément à l’objectif énoncé dans le PACC 2020, le Plan d’action du Québec compte 35 mesures différentes, financées par un investissement du gouvernement provincial de 420 millions de dollars provenant en grande partie du Fonds vert dont il a été question précédemment.  Plus précisément, les cibles suivantes ont été établies pour 2020 :

1. Atteindre un total de 100 000 véhicules électriques et hybrides rechargeables qui seront immatriculés au Québec (dans la Politique énergétique, le gouvernement a également annoncé un objectif encore plus ambitieux, soit d’atteindre un total de 300 000 véhicules électriques et hybrides rechargeables immatriculés au Québec d’ici 2026, et 1 million d’ici 2030, ce qui représente environ 20 % de l’ensemble des véhicules légers).
2. Réduire de 150 000 tonnes les émissions annuelles de GES produites par les transports.
3. Réduire de 66 millions le nombre de litres de carburant consommés annuellement au Québec.
4. Compter 5 000 emplois dans la filière des véhicules électriques et générer des investissements totaux de 500 millions de dollars.

Le gouvernement du Québec est récemment allé de l’avant avec sa première initiative règlementaire à la suite de la publication du Plan d’action du Québec. Le 2 juin 2016, le ministre du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques a présenté le Projet de loi 104 : Loi visant l’augmentation du nombre de véhicules automobiles zéro émission au Québec afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et autres polluants⁸⁷.

Projet de loi 104

Le Projet de loi 104 a pour but d’accroître le nombre de véhicules automobiles zéro émission au Québec. Plus précisément il « établit un système de crédits et de redevances applicable à la vente ou à la location au Québec, par les constructeurs automobiles, de véhicules automobiles neufs ». La portée du Projet de loi 104 se limite aux constructeurs automobiles qui, en moyenne, pour trois années modèles consécutives, ont vendu ou loué plus de 4 500 véhicules automobiles neufs au Québec.

Les crédits pouvant être accumulés par la vente ou l’achat de véhicules automobiles neufs qui satisfont à certaines conditions (ils sont mus entièrement ou en partie au moyen de l’énergie électrique, la batterie ou la pile qui alimente le moteur électrique servant à mouvoir le véhicule doit être rechargeable au moyen d’une source externe au véhicule). Un constructeur peut aussi obtenir des crédits en les achetant auprès d’un autre constructeur automobile. En vertu du Projet de loi 104, les constructeurs automobiles qui n’accumulent pas suffisamment de crédits, selon le nombre déterminé et calculé en vertu de la règlementation, devront payer une redevance au ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, laquelle sera versée dans le Fonds vert.

Des consultations spéciales sur le Projet de loi 104 ont eu lieu en août 2016 devant la Commission des transports et de l’environnement, et le projet de loi a été adopté en principe le 22 septembre 2016. Étant donné le caractère général du Projet de loi 104 et le pouvoir discrétionnaire qui y est prévu, les conséquences dudit projet de loi ne seront comprises entièrement qu’une fois la règlementation entrée en vigueur.

La Politique énergétique

Le 7 avril 2016, le gouvernement du Québec a annoncé la Politique énergétique qui, d’ici 2030, vise à faire du Québec un chef de file nord-américain dans les domaines de l’énergie renouvelable et de l’efficacité énergétique en développant une économie forte et à faible empreinte carbone. Plus précisément, la Politique énergétique établit les cinq cibles suivantes à atteindre d’ici 2030 :

1. Améliorer de 15 % l’efficacité avec laquelle l’énergie est utilisée;
2. Réduire de 40 % la quantité de produits pétroliers consommés;
3. Éliminer l’utilisation du charbon thermique;
4. Augmenter de 25 % la production totale d’énergies renouvelables;
5. Augmenter de 50 % la production de bioénergie.

En plus de ces objectifs ambitieux, la Politique énergétique prévoit également d’autres progrès importants. Le gouvernement du Québec créera un nouvel organisme se consacrant à l’économie d’énergie et à la transition énergétique et il a indiqué qu’il élargirait les pouvoirs de la Régie de l’énergie. En outre, un examen du processus d’évaluation environnementale pour les projets d’énergie sera effectué, dans le but d’accroître la cohérence et la coordination entre les différentes autorités qui ont une incidence sur les facteurs environnementaux, sociaux et économiques d’un projet donné. De plus, la Politique énergétique a pour but de définir une nouvelle approche à l’égard de l’exploration et de l’exploitation des hydrocarbures au Québec. Enfin, le gouvernement du Québec a l’intention d’adopter une loi pour éliminer entièrement le charbon thermique comme source d’énergie d’ici 2030.

Projet de loi 106

La Politique énergétique sera mise en œuvre par la publication de trois plans d’action (2016-2020, 2021-2025 et 2026-2030) et exigera que l’on apporte plusieurs modifications au cadre règlementaire actuel. À cet égard, le 7 juin 2016, le Projet de loi 106 – Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant diverses dispositions législatives a été présenté par Pierre Arcand, ministre de l’Énergie et des Ressources naturelles⁸⁸.

Le Projet de loi 106 a pour but de mettre en place les mesures annoncées dans la Politique énergétique, lesquelles apporteront d’importants changements dans le paysage règlementaire québécois en matière d’énergie.

Premièrement, le Projet de loi 106 édicte la Loi sur Transition énergétique Québec qui, une fois promulguée, instituera un nouvel organisme gouvernemental appelé Transition énergétique Québec (TEQ), qui sera responsable de créer l’ensemble des programmes et de prendre les mesures nécessaires pour atteindre les objectifs énergétiques fixés par le gouvernement. TEQ sera notamment responsable d’élaborer un plan directeur sur la transition, l’innovation et l’efficacité en matière d’énergie, et ce, tous les cinq ans. Il sera également tenu de consulter les intervenants concernés, conformément aux exigences prévues dans la loi. Le plan directeur sera présenté au gouvernement du Québec et à la Régie de l’énergie aux fins d’adoption, si l’on estime qu’il est compatible avec les objectifs du gouvernement. Le Fonds vert et la contribution annuelle des distributeurs d’énergie financeront conjointement le TEQ.

Deuxièmement, le Projet de loi 106 prévoit des modifications à la Loi sur la Régie de l’énergie⁸⁹. En plus de son nouveau rôle concernant l’approbation du plan directeur élaboré par TEQ, le Projet de loi 106 contient des dispositions relatives à la distribution de gaz naturel renouvelable et à l’inclusion d’une marge excédentaire de capacité de transport dans le plan d’approvisionnement des distributeurs de gaz naturel.

Troisièmement, le Projet de loi 106 modifie la Loi sur Hydro-Québec⁹⁰ qui, une fois adopté, donnera à Hydro-Québec le pouvoir d’accorder une aide financière à un organisme public de transport en commun et à d’autres entités publiques pour le matériel fixe nécessaire à l’électrification des services de transport en commun.

Enfin, le Projet de loi 106 édicte aussi la Loi sur les hydrocarbures, laquelle a pour objet de régir le développement des ressources pétrolières au Québec. Actuellement, ce secteur est régi en vertu de la Loi sur les mines⁹¹. Dans sa forme actuelle, le Projet de loi 106 crée un régime de licence et d’autorisation applicable à l’exploration, à la production et au stockage des hydrocarbures et élargit le rôle de la Régie de l’énergie. Les nouvelles licences d’exploration pourront être mises aux enchères. Le projet de loi prévoit également des dispositions concernant les plans de fermeture et de restauration de sites. Des redevances sur les hydrocarbures, en plus d’autres sommes, devront être versées dans le Fonds de transition énergétique, également créé en vertu du projet de loi 106.

Des consultations spéciales ont eu lieu en août 2016 devant la Commission de l’agriculture, des pêcheries, de l’énergie et des ressources naturelles. Le rapport de la Commission a été présenté à l’Assemblée nationale du Québec le 20 septembre 2016. Le Projet de loi 106 n’a pas encore été soumis au vote et, compte tenu de l’importance de la réforme, il pourrait faire l’objet de modifications avant d’être adopté.

Répercussions sur l’énergie

Contrairement aux autres provinces canadiennes, les changements politiques et règlementaires dont il est question dans la présente section n’auront pas d’impact majeur sur le bilan des sources d’énergie au Québec. En effet, l’abondance de centrales hydroélectriques dans la province permet au Québec de générer plus de 99 % de son électricité à partir de sources renouvelables⁹². Cela dit, les changements politiques et règlementaires décrits précédemment auront d’autres répercussions.

Bien que l’on ne s’attende pas à ce que la rigueur accrue de l’activité règlementaire ait d’incidence importante sur le type de sources d’énergie au Québec, les politiques sur le carbone se traduiront probablement par des coûts supplémentaires pour les consommateurs et les entreprises. Comme l’ont estimé le gouvernement et l’industrie pétrolière, le prix d’un litre d’essence a augmenté d’environ 2 à 3,5 cents à la suite de la mise en œuvre du système de plafonnement et d’échange du Québec⁹³. En 2015, le consommateur moyen de gaz naturel (2,300 m³/année) a vu sa consommation d’essence augmenter de 41 $/année et l’entreprise moyenne (14,600 m³/année) a vu sa consommation d’essence grimper de 258 $/année⁹⁴.

Comme l’a laissé entendre l’IESO de l’Ontario, les pressions règlementaires sur le coût du carbone pourraient entraîner une plus grande électrification du réseau et hausser la demande d’électricité⁹⁵. Il est aussi envisagé dans la Politique énergétique qu’Hydro-Québec, le plus important service public d’électricité au Québec, devrait profiter d’un tel contexte favorable et tenter d’étendre ses activités à l’extérieur de la province. S’étant fixé comme objectif de doubler ses revenus au cours des quinze prochaines années, Hydro-Québec a indiqué qu’elle tenterait d’accroître ses exportations d’électricité à d’autres marchés et d’utiliser son savoir-faire de grande valeur pour accroître sa présence sur le marché⁹⁶.

Compte tenu de ce qui précède, il est évident que le Québec se situe à une étape cruciale de l’élaboration de son cadre juridique en matière de changements climatiques et de développement énergétique. En établissant des objectifs ambitieux pour réduire les émissions de GES et le nombre de véhicules électriques immatriculés, le Québec a mis la barre haute pour les prochaines années. Les projets de loi récemment déposés devant l’Assemblée nationale du Québec et dont il est question dans le présent article peuvent être caractérisés comme jetant les bases de l’ère de la transition énergétique. Les répercussions concrètes de cette transition vers un Québec plus vert demeurent imprévisibles; cependant, nous pouvons nous attendre à de plus fortes pressions sur les consommateurs de produits à forte empreinte carbone et à une augmentation du rôle que joue Hydro-Québec dans d’autres provinces et aux États-Unis.

CONCLUSION

Comme il est décrit dans le présent article et résumé ci-dessous, les régimes et politiques sur les GES qu’ont adoptés les Cinq Grandes provinces sont très variés, tout comme leurs répercussions sur les prix et la production de l’électricité :

La C.-B. a toujours généré la plus grande partie de son électricité à partir de projets d’hydro-électricité. Pour réduire ses émissions de GES, elle a adopté en 2012 une taxe d’application générale sur le carbone, laquelle est établie à 30 $/tonne. En complément de cette taxe, la C.-B. instaurera également des normes de rendement axées sur l’intensité des émissions pour les industries visées. À ce jour, les répercussions des stratégies de réduction des émissions de GES de la C.-B. sur le prix de l’électricité ont été faibles, probablement parce que ces stratégies ont un impact limité sur la production d’hydro-électricité.

L’Alberta a toujours compté sur le charbon pour alimenter la plupart de ses centrales.  Elle dispose également d’importantes exploitations gazières et pétrolières qui génèrent depuis longtemps de nombreuses émissions de GES, surtout dans les régions où l’on exploite les sables bitumineux. L’Alberta dispose d’un système axé sur l’intensité des émissions pour les grands émetteurs depuis plus d’une décennie. À compter de 2017, elle élargira son régime de tarification du carbone afin qu’il s’applique à d’autres entreprises et consommateurs, par l’instauration d’une taxe sur le carbone. D’ici 2018, la taxe sera établie à 30$/tonne; elle reflète donc la taxe sur le carbone imposée par la C.-B. En outre, la province élimine progressivement toute la production d’électricité au charbon et déploie un effort concerté pour remplacer une part importante de cette production d’électricité par une production à partir de sources renouvelables. Enfin, elle fixera un plafond absolu sur les émissions provenant des sables bitumineux. Quant aux répercussions potentielles sur le prix de l’électricité, il est encore trop tôt pour se prononcer, bien qu’il soit possible que les prix augmentent en raison des coûts supplémentaires associés à la construction d’autres infrastructures de transmission nécessaires et à la transition vers une plus forte dépendance de l’énergie renouvelable.

La Saskatchewan ressemble à l’Alberta en ce sens qu’elle compte sur le charbon pour alimenter la plupart de ses centrales. Elle accueille également sur son territoire d’importantes exploitations pétrolières et gazières et s’avère le plus grand émetteur de GES par habitant. À ce jour, la Saskatchewan semble faire figure d’exception en ce qui concerne les stratégies de réduction des émissions de GES. Plutôt que de mettre en place d’importantes mesures de réduction des GES ou de se tourner vers l’élimination progressive des centrales au charbon, le gouvernement de la Saskatchewan s’est concentré sur le soutien d’initiatives de CSC. Bien que SaskPower, la compagnie de service public de la Saskatchewan, se soit engagée à porter à 50 % sa capacité de produire de l’électricité à partir d’énergies renouvelables (dont 30 % à partir d’éoliennes) d’ici 2030, on ne sait pas comment elle y arrivera.  Étant donné les efforts limités déployés par la Saskatchewan à ce jour, il est difficile de déterminer les répercussions, le cas échéant, qu’ont eues ou qu’auront ses stratégies de réduction des émissions de GES sur le coût de l’électricité.

Contrairement à ses homologues provinciaux, l’Ontario compte sur l’énergie nucléaire pour alimenter la majorité de sa production d’électricité. Elle a adopté un système de plafonnement et d’échange comme mode privilégié de réduction des émissions de GES. Le début de la première période de conformité de l’Ontario est prévu pour janvier 2017. Pour ajouter à sa stratégie en matière de plafonnement et d’échange, l’Ontario a éliminé toutes ses centrales au charbon en 2014. Depuis, l’Ontario a été la province la plus active dans la promotion de projets d’énergie renouvelable, ayant mis en place une variété de programmes incitatifs au fil des ans. Plus récemment, elle a instauré des politiques pour soutenir la réduction des émissions de GES dans l’industrie du transport. À cet égard, elle a annoncé qu’elle construirait près de 500 bornes de recharge le long de ses autoroutes; on s’attend à ce qu’elles soient fonctionnelles d’ici mars 2017.  Parmi les Cinq Grandes provinces, l’Ontario est celle dont les stratégies de réduction des émissions de GES ont eu le plus grand impact sur le prix de l’électricité.  Les répercussions ont été si considérables que le gouvernement a attribué la perte de l’élection partielle de septembre 2016 à la frustration de la population concernant l’augmentation du coût de l’électricité. Il est peu probable qu’il y ait une baisse importante du prix de l’électricité et il sera intéressant de voir si la province saura limiter d’éventuelles augmentations supplémentaires.

Le Québec se rapproche de la C.-B. en ce sens qu’elle produit la majorité de son électricité à partir de centrales hydro-électriques. Le Québec applique également un système de plafonnement et d’échange, dont la première période de conformité était 2013-2014.  En effet, en 2014, le Québec a conclu un partenariat avec la Californie, créant ainsi le plus important système de plafonnement et d’échange en Amérique du Nord. Plus récemment, en 2015, l’Ontario a confirmé qu’elle s’alignait avec le Québec dans cette voie. Enfin, à l’instar de l’Ontario, le Québec a mis en place des politiques et des projets de loi qui appuient fortement la réduction des émissions de GES dans l’industrie des transports, y compris des objectifs de vente concernant les véhicules électriques et hybrides. En ce qui concerne les répercussions de stratégies de réduction des émissions de GES sur le coût de l’électricité, il semble que l’impact ait été minime. Cela s’explique probablement par le fait que, comme en C.-B., ces politiques ont eu une incidence limitée sur sa production d’hydro-électricité.

Le large éventail de stratégies de réduction des émissions de GES qu’ont adoptées les Cinq Grandes provinces constitue un excellent exemple de la façon dont l’approche universelle ne peut s’appliquer à cette question délicate.  Les stratégies disparates viendront assurément mettre à l’épreuve la détermination du gouvernement fédéral au moment de déterminer si elles sont suffisamment rigoureuses pour atteindre les objectifs fédéraux et ainsi éviter l’imposition du régime de tarification du carbone en 2018.

 

*Tous les auteurs sont membres des groupes de droit environnemental ou de droit règlementaire de Blake, Cassels and Graydon LLP et inclus des avocats des bureaux de Vancouver, Calgary, Toronto et Montréal.

1. Selon Environnement et Changement climatique Canada, Rapport d’inventaire national 1990-2014 : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada, Soumission du Canada à la CCNUCC, Gatineau, 11 avril 2016, en 2014, les émissions provinciales étaient approximtivement les suivantes : Alberta – 37 %; Ontario – 23 %; Québec – 11 %; Saskatchewan – 10 %; et Colombie-Britannique – 9 %.
2. Greenhouse Gas Reduction Targets Act, SBC 2007, c 42.
3. Carbon Tax Act, SBC 2008, c 40.
4. Ministère des Finances, Tax Rates on Fuels: Motor Fuel Tax Act and Carbon Tax Act, Tax Bulletin MFT-CT 005 (révisé en août 2016).
5. Greenhouse Gas Industrial Reporting and Control Act, SBC 2014, c 29.
6. Ibid.
7. Colombie-Britannique, British Columbia’s Climate Leadership Plan, Victoria, août 2016, en ligne : <http://climate.gov.bc.ca>.
8. On entend par intensité des émissions la quantité de CO_2e qu’émet une usine, par unité de production. Au fur et à mesure qu’une usine réduit son empreinte carbone, elle augmente sa capacité de produire la même unité de production en émettant moins de CO_2e.
9. Colombie-Britannique, Plan d’action sur les changements climatiques, Victoria, 2008, en ligne : <http://www2.gov.bc.ca/assets/gov/environment/climate-change/policy-legislation-and-responses/cap_overview_fr.pdf>.
10. Colombie-Britannique, Climate Leadership Team: Recommendations to Government, Victoria, 31 octobre 2015, en ligne : <http://engage.gov.bc.ca/climateleadership/files/2015/11/CLT-recommendations-to-government_Final.pdf>.
11. Supra note 7.
12. Environmental Assessment Act, SBC 2002, c 43.
13. Agence canadienne d’évaluation environnementale, Déclaration de décision d’évaluation environnementale, Ottawa, ACEE, 27 septembre 2016 à la p 1, en ligne : ACEE <http://www.ceaa.gc.ca/050/documents-fra.cfm?evaluation=80032>.
14. Association canadienne du ciment, communiqué, « Cement Industry Welcomes B.C. Government Action on Carbon Tax » (27 février 2015), en ligne : ACC <http://www.cement.ca/en/News-Releases/Cement-Industry-Welcomes-B-C-Government-Action-on-Carbon-Tax.html>.
15. Supra note 7 à la p 28.
16. British Columbia’s Energy Objectives Regulation, BC Reg 234/2012.
17. Climate Change and Emissions Management Act, SA 2003, c C-16.7.
18. Specified Gas Emitters Regulation, Alta Reg 139/2007.
19. L’intensité de référence désigne la quantité de CO_2e émise par unité de production pendant les premières années du démarrage d’une usine, ou si l’usine est établie depuis un certain temps, pendant la période de 2003 à 2005.
20. Voir Gouvernment of Alberta, Climate Leadership Report to Minister, Edmonton, 20 novembre 2015, en ligne : <http://www.alberta.ca/documents/climate/climate-leadership-report-to-minister.pdf>.
21. Paul Boothe & Félix-A. Boudreault, By the numbers: Canada’s GHG Emissions, London, Lawrence National Centre for Policy and Management, Ivey Business School at Western University, 2016.
22. Aaron Wherry, « Amid a climate-change parade, Brad Wall casts himself as Harper Lite », Maclean’s (23 novembre 2015) : [traduction] « … nous devons faire mieux dans nos efforts pour lutter contre les changements climatiques, notre province doit s’améliorer; je peux en parler un peu, mais nous ne pouvons pas oublier l’économie ».
23. PL 126, An Act respecting the Management and Reduction of Greenhouse Gases and Adaptation to Climate Change, 3^e sess, 26^e lég, Saskatchewan, 2010 (sanction royale reçue le 20 mai 2010).
24. Gouvernement de la Saskatchewan, communiqué, « Saskatchewan takes real action to reduce greenhouse gas emissions » (11 mai 2009).
25. The Ethanol Fuel Act, SS 2002, c E-11.1.
26. Gouvernement de la Saskatchewan, Directive S-10: The Saskatchewan Upstream Petroleum Industry Associated Gas Conservation Directive, Regina, novembre 2015.
27. SaskPower, « Our Supply Mix  », en ligne : < http://www.saskpower.com/wp-content/uploads/power_sources_Apr2016.jpg>.
28. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regulations, SOR/2012-167, s 3.
29. SaskPower, communiqué, « CCS performance data exceeding expectations at world-first Boundary Dam Power Station Unit #3 » (11 février 2015).
30. En mai 2016, SaksPower a imposé deux hausses de tarifs : une augmentation de 5 % entrant en vigueur le 1^er juillet 2016, et une autre augmentation de 5 % entrant en vigueur le 1^er janvier 2017. Des hausses de tarifs ont également été approuvées en 2014 et en 2015. Les coûts importants associés au projet de CSC intégré de Boundary Dam sont pointés du doigt dans plusieurs critiques pour expliquer ces hausses tarifaires : Will Chabun, « SaskPower seeks 10.25-per-cent rate hike over next eight months », Regina Leader-Post (20 mai 2016); Stefani Langenegger, « Sask. carbon capture plant doubles the price of power », CBC News (17 juin 2016).
31. DC Fraser, « SaskPower renegotiated contract to avoid $91.8M penalty », Regina Leader-Post (13 juin 2016).
32. Bureau du directeur parlementaire du budget, Émissions de gaz à effet de serre du Canada : évolution, perspectives et réduction, Ottawa, DPB, 21 avril 2016 à la p 46.
33. Supra note 28.
34. SaskPower, Rate Application (2016 and 2017) à la p 10, en ligne : SRR <http://www.saskratereview.ca/docs/saskpower2016/2016-and-2017-rate-application.pdf>.
35. SaskPower, communiqué, « SaskPower to develop wind, solar and geothermal power to meet up to 50% renewable target » (23 novembre 2015).
36. Quant au premier projet de 10 MW, le processus de demande de qualification devrait commencer avant la fin du mois de septembre 2016, le processus de demande de propositions étant prévu pour la fin du mois de décembre 2016.
37. Les demandes de qualification seront publiées en novembre 2016, suivies des demandes de propositions au T1 2017.
38. Chaplin Wind-Energy Project (13 septembre 2016), EAB 2013-013, en ligne : < http://publications.gov.sk.ca/documents/66/94179Chaplin%20Wind%20Energy%20Project%20MD%20&%20RfD%20(PubCentre).pdf>.
39. Plus particulièrement, le lac Chaplin, qui fait partie d’un système appelé Réseau de réserves pour les oiseaux de rivage de l’hémisphère occidental, est situé à 4,5 km au sud du site d’éoliennes proposé le plus près, et les lacs Paysen, Williams et Kettlehut, qui sont désignés comme d’importantes zones de conservation des oiseaux, sont situés à environ 6 km au nord du site d’éoliennes proposé le plus près.
40. Gouvernement de la Saskatchewan, communiqué, « New siting guidelines strengthen environmental protection and clarity for future wind power projects » (19 septembre 2016).
41. Ministère de l’Environnement de la Saskatchewan, Wildlife Siting Guidelines for Saskatchewan Wind Energy Projects, 2016-FWB 01, Regina, septembre 2016.
42. Stefani Langenegger, « Wind project near Chaplin, Sask., denied » CBC News (19 septembre 2016).
43. Supra note 31 à la p 63.
44. Ontario, Ministère de l’Énergie, La fin du charbon, Toronto, 16 décembre 2015.
45. Ontario, Ministère de l’Énergie, communiqué « Purifier l’air en Ontario », Toronto, 15 avril 2014.
46. Supra note 44.
47. Loi de 2009 sur l’énergie verte, LO 2009, c 12.
48. Le programme de TRG pour petits projets (générant une capacité supérieure à 10 kW et égale ou inférieure à 250 kW lorsqu’il est question de raccorder les installations à une ligne de moins de 15 kV; et d’au plus 500 kW lorsqu’il est question de raccorder les installations à une ligne de 15 kV ou plus) et le programme de TRG pour micro-projets (générant une capacité d’au plus 10 kW) continuent d’exister.
49.  Ontario, Ministère de l’Énergie, Renewable Energy Program, Toronto, 12 juin 2013.
50. Ontario, Ministère de l’Énergie, Large Renewable Procurement (LRP) II and Energy from Waste Standard Offer Program (EFWSOP), Toronto, 27 septembre 2016.
51. IESO, Ontario Planning Outlook, Toronto,  septembre 2016 à la p 2.
52. Robert Benzie, « Wynne Signals Hydro Relief is Coming for Consumers », Toronto Star (7 septembre 2016).
53. Ministère de l’Énergie, communiqué, « L’Ontario suspend l’approvisionnement pour les grands projets d’énergie renouvelable » (27 septembre 2016).
54. Loi de 2016 sur l’atténuation du changement climatique et une économie sobre en carbone, LO 2016, c 7.
55. Ibid au para 6(1).
56. Ibid au para 7(1).
57. The Cap and Trade Program, Règl de l’Ont 144/16.
58. Quantification, Reporting and Verification of Greenhouse Gas Emission, Règl de l’Ont 143/16.
59. Ontario, Ministry of the Environment and Climate Change, « Methodology for the Distribution of Ontario Emission Allowances Free of Charge », Toronto, MOECC,16 mai 2016.
60. Supra note 51 à la p 18.
61. Ibid aux p 7-8.
62. Gouvernement de l’Ontario, Stratégie en matière de changement climatique, Toronto, 25 août 2016.
63. Ontario, Cabinet de la première ministre, « Discours du Trône » (12 septembre 2016).
64. Ibid.
65. IESO, « Changes to Class A Eligibility », en ligne : IESO <http://www.ieso.ca/Pages/Participate/Settlements/Changes%20to%20Class%20A%20Eligibility.aspx>.
66. Ontario, Cabinet de la première ministre, communiqué, « L’Ontario présente des mesures pour réduire les coûts de l’électricité » (15 septembre 2016).
67. Gouvernement de l’Ontario, communiqué, « Lettre de mandat de septembre 2016 : Environnement et Action en matière de changement climatique », (23 septembre 2016); Gouvernement de l’Ontario, « Lettre de mandat de septembre 2016 : Énergie » ( 23 septembre 2016).
68. Gouvernement du Québec, Le Québec en action : Vert 2020, Plan d’action 2013-2020 sur les changements climatiques, Québec, Gouvernement du Québec, 2012.
69. Gouvernement du Québec, Le système québécois de plafonnement et d’échange de droits d’émission : En bref, en ligne : MDDELCC <http://www.mddelcc.gouv.qc.ca/changements/carbone/documents-spede/en-bref.pdf>. À noter aussi qu’une déclaration commune entre le Ministère de l’Environnement et des Ressources naturelles des États-Unis du Mexique, le Gouvernement de l’Ontario et le Gouvernement du Québec a été signée le 31 août 2016, en vertu de laquelle les parties ont convenu de renforcer leur collaboration par la réalisation d’activités de coopération sur les marchés du carbone, dans le but de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de promouvoir conjointement le développement des mécanismes du marché du carbone visant la réduction des émissions de GES en Amérique du Nord.
70. Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre, RLRQ, c Q-2, r 46.1 [Règlement sur le système de plafonnement et d’échange].
71. Loi sur la qualité de l’environnement, RLRQ, c Q-2.
72. Règlement sur le système de plafonnement et d’échange, supra note 70, art 2. À noter qu’une obligation de déclaration est également prévue dans le Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère, RLRQ, c Q-2, r 15. Cette obligation s’applique à toute personne ou municipalité exploitant un établissement qui, pendant une année civile, émet dans l’atmosphère des gaz à effet de serre dans une quantité égale ou supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO₂.
73. Règlement sur le système de plafonnement et d’échange, ibid, arts 39, 45, 56.
74. Ibid, art 65.
75. Ibid, arts 37, 70.1.
76. Gouvernement du Québec, supra note 69.
77. Ibid.
78. Loi sur le ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs, RLRQ, c M-30.001, art 15.1.
79. Gouvernement du Québec, Fonds vert– Secteur d’activité : Changements climatiques, en ligne : MDDELCC <http://www.mddelcc.gouv.qc.ca/ministere/fonds-vert/secteurs/Changements-climatiques.htm#provenance>.
80. Radio-Canada, « Réduction des GES : Québec vise 37,5 % d’ici 2030 », Radio-Canada (27 novembre 2015), en ligne : <http://ici.radio-canada.ca/nouvelles/environnement/2015/11/27/003-quebec-ges-gaz-effets-de-serre-2030-objectif-reduction-environnement.shtml>.
81. Leadership Climatique Mondial, Accord d’entente, en ligne : <http://under2mou.org/wp-content/uploads/2015/04/Under-2-MOU-French.pdf>.
82. Gouvernement du Québec, Propulser le Québec par l’électricité, en ligne : <http://www.transportselectriques.gouv.qc.ca/fr/>.
83. Gouvernement du Québec, L’énergie des Québécois, Source de croissance – La politique énergétique 2030, 2016 [Politique énergétique 2030].
84. PL 102, Loi modifiant la Loi sur la qualité de l’environnement afin de moderniser le régime d’autorisation environnementale et modifiant d’autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert, 1^re sess, 41^e lég,  Québec, 2016.
85. Supra note 71.
86. Supra note 83.
87. PL 104, Loi visant l’augmentation du nombre de véhicules automobiles zéro émission au Québec afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et autres polluants, 1^re sess, 41^e lég, Québec, 2016.
88. PL 106, Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant diverses dispositions législatives, 1^re sess, 41^e lég, Québec, 2016.
89. Loi sur la Régie de l’énergie, RLRQ, c R-6.01.
90. Loi sur Hydro-Québec, RLRQ, c H-5.
91. Loi sur les mines, RLRQ, c M-13.1.
92. Politique énergétique 2030, supra note 83 à la p 16.
93. Ministère de l’Environnement et de l’Action en matière de changement climatique, Document d’information – Comprendre le fonctionnement du système de plafonnement et d’échange, Toronto, 13 avril 2015, en ligne : <https://news.ontario.ca/moe/fr/2015/04/comprendre-le-fonctionnement-du-systeme-de-plafonnement-et-dechange.html>.
94. Gazifère, Introduction des droits d’émission de carbone sur la facture au 1^er janvier 2015, en ligne : <http://www.gazifere.com/wp-content/uploads/2014/12/Info-Marche-du-carbone-dec-2014R.pdf>.
95. Supra note 61 à la p 7.
96. Politique énergétique 2030, supra note 83 à la p 22.