Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-Fired Generation of Electricity Regulations (SOR/2012-167)

Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Published by the Minister of Justice at the following address: http://laws-lois.justice.gc.ca Publié par le ministre de la Justice à l’adresse suivante : http://lois-laws.justice.gc.ca CANADA CONSOLIDATION Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regulations CODIFICATION Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon SOR/2012-167 DORS/2012-167 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 OFFICIAL STATUS OF CONSOLIDATIONS CARACTÈRE OFFICIEL DES CODIFICATIONS Subsections 31(1) and (3) of the Legislation Revision and Consolidation Act, in force on June 1, 2009, provide as follows: Les paragraphes 31(1) et (3) de la Loi sur la révision et la codification des textes législatifs, en vigueur le 1er juin 2009, prévoient ce qui suit : Published consolidation is evidence Codifications comme élément de preuve 31 (1) Every copy of a consolidated statute or consolidated regulation published by the Minister under this Act in either print or electronic form is evidence of that statute or regula tion and of its contents and every copy purporting to be pub lished by the Minister is deemed to be so published, unless the contrary is shown. 31 (1) Tout exemplaire d'une loi codifiée ou d'un règlement codifié, publié par le ministre en vertu de la présente loi sur support papier ou sur support électronique, fait foi de cette loi ou de ce règlement et de son contenu. Tout exemplaire donné comme publié par le ministre est réputé avoir été ainsi publié, sauf preuve contraire. ... [...] Inconsistencies in regulations Incompatibilité — règlements (3) In the event of an inconsistency between a consolidated regulation published by the Minister under this Act and the original regulation or a subsequent amendment as registered by the Clerk of the Privy Council under the Statutory Instru ments Act, the original regulation or amendment prevails to the extent of the inconsistency. (3) Les dispositions du règlement d'origine avec ses modifica tions subséquentes enregistrées par le greffier du Conseil pri vé en vertu de la Loi sur les textes réglementaires l'emportent sur les dispositions incompatibles du règlement codifié publié par le ministre en vertu de la présente loi. NOTE NOTE This consolidation is current to November 9, 2016. The last amendments came into force on July 1, 2015. Any amendments that were not in force as of November 9, 2016 are set out at the end of this document under the heading “Amendments Not in Force”. Cette codification est à jour au 9 novembre 2016. Les dernières modifications sont entrées en vigueur le 1 juil‐ let 2015. Toutes modifications qui n'étaient pas en vigueur au 9 novembre 2016 sont énoncées à la fin de ce document sous le titre « Modifications non en vigueur ». Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 iii À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 TABLE OF PROVISIONS TABLE ANALYTIQUE Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal fired Generation of Electricity Regulations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon Overview Aperçu 1 Purpose 1 Objet Interpretation Définitions 2 Definitions 2 Définitions PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Emission-intensity Limit Limite de l’intensité des émissions 3 Limit — 420t/GWh 3 420t/GWh Registration Enregistrement 4 Registration 4 Enregistrement Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée 5 Application of subsection 3(1) — substituted units 5 Application du paragraphe 3(1) — substitution de groupes 6 Deferral of application of subsection 3(1) 6 Application différée du paragraphe 3(1) Emergency Circumstances Situations d’urgence 7 Conditions for application 7 Conditions de la demande 8 Extension 8 Demande de prolongation Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire 9 Application 9 Demande 10 Requirements 10 Exigences rattachées à l’exemption 11 Implementation report 11 Rapport de mise en oeuvre 12 Updated information 12 Mise à jour des renseignements 13 Revocation — non-satisfaction or misleading information 13 Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs Twenty-four Month Exemption — Existing Unit with System Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit 14 Exemption 14 Exemption Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon TABLE OF PROVISIONS TABLE ANALYTIQUE Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 iv À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 PART 2 Reporting, Sending, Recording and Retention of Information PARTIE 2 Rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements 15 Annual report 15 Rapport annuel 16 Electronic report, notice and application 16 Rapports, avis et demandes électroniques 17 Record-making 17 Conservation 18 Retention of records and reports 18 Conservation des renseignements et des rapports PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification Production of Electricity Production d’électricité 19 Electricity 19 Quantité CO2 Emissions Émissions de CO2 Means of Quantification Moyens de quantification 20 CEMS or fuel-based methods 20 Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou méthode fondée sur le type de combustible Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions 21 Quantification 21 Quantification Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé 22 Determination 22 Calcul 23 Measured carbon content 23 Contenu en carbone mesuré 24 Quantification based on HHV 24 Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur Accuracy of Data Exactitude des données 25 Measuring devices — installation, maintenance and calibration 25 Installation, entretien et étalonnage des instruments de mesure 26 CEMS 26 Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Fuel Sampling and Testing Requirements Exigences en matière d’échantillonnage et d’analyse 27 Fuel sampling 27 Échantillonnage 28 Missing Data 28 Données manquantes PART 4 Coming into Force PARTIE 4 Entrée en vigueur 29 July 1, 2015 29 1er juillet 2015 Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon TABLE OF PROVISIONS TABLE ANALYTIQUE Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 v À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 1 Registration Report — Information Required ANNEXE 1 Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir SCHEDULE 2 Technical Feasibility Study — Information Required ANNEXE 2 Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir SCHEDULE 3 Information on Section 10 Requirements ANNEXE 3 Renseignements relatifs aux exigences de l’article 10 SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir SCHEDULE 5 List of Fuels ANNEXE 5 Liste des combustibles SCHEDULE 6 Auditor’s Report — Information Required ANNEXE 6 Rapport du vérificateur — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Registration Enregistrement SOR/2012-167 August 30, 2012 DORS/2012-167 Le 30 août 2012 CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999 LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999) Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal fired Generation of Electricity Regulations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon P.C. 2012-1060 August 30, 2012 C.P. 2012-1060 Le 30 août 2012 Whereas, pursuant to subsection 332(1)a of the Cana dian Environmental Protection Act, 1999b, the Minis ter of the Environment published in the Canada Gazette, Part I, on August 27, 2011, a copy of the pro posed Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regulations, sub stantially in the annexed form, and persons were giv‐ en an opportunity to file comments with respect to the proposed Regulations or to file a notice of objec tion requesting that a board of review be established and stating the reasons for the objection; Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)a de la Loi canadienne sur la protection de l’environne ment (1999)b, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Gazette du Canada Partie I, le 27 août 2011, le projet de règlement intitulé Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposi tion motivé demandant la constitution d’une com mission de révision; Whereas, pursuant to subsection 93(3) of that Act, the National Advisory Committee has been given an opportunity to provide its advice under section 6c of that Act; Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accor der la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6c de celle-ci; And whereas, in accordance with subsection 93(4) of that Act, the Governor in Council is of the opinion that the proposed Regulations do not regulate an as pect of a substance that is regulated by or under any other Act of Parliament in a manner that provides, in the opinion of the Governor in Council, sufficient pro tection to the environment and human health; Attendu que le gouverneur en conseil est d’avis que, aux termes du paragraphe 93(4) de cette loi, le projet de règlement ne vise pas un point déjà réglementé sous le régime d’une autre loi fédérale de manière à offrir une protection suffisante pour l’environnement et la santé humaine, Therefore, His Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of the Environment and the Minister of Health, pursuant to subsections 93(1)and 330(3.2)d of the Canadian En vironmental Protection Act, 1999b, makes the an nexed Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regulations. À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu des paragraphes 93(1) et 330(3.2)d de la Loi ca nadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, Son Excellence le Gouverneur général en conseil prend le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon, ci-après. a S.C. 2004, c. 15, s. 31 a L.C. 2004, ch. 15, art. 31 b S.C. 1999, c. 33 b L.C. 1999, ch. 33 c S.C. 2002, c. 7, s. 124 c L.C. 2002, ch. 7, art. 124 d S.C. 2008, c. 31, s. 5 d L.C. 2008, ch. 31, art. 5 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 1 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regula tions Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon Overview Aperçu Purpose Objet 1 (1) These Regulations establish a regime for the re duction of carbon dioxide (CO2) emissions that result from the production of electricity by means of thermal energy using coal as a fuel, whether in conjunction with other fuels or not. 1 (1) Le présent règlement établit un régime visant la réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO2) provenant de la production thermique d’électricité à par tir de charbon seul ou combiné avec d’autres combus tibles. Contents Contenu (2) These Regulations are divided into four Parts as fol lows: (a) Part 1 sets out a performance standard for the in tensity of CO2 emissions from regulated units and pro vides for exceptions based on the substitution of units and for temporary exemptions in relation to emergen cies and units integrated with carbon capture and storage systems; (b) Part 2 sets out requirements for the reporting, sending, recording and retention of information; (c) Part 3 sets out quantification rules for determining the intensity of CO2 emissions from regulated units; and (d) Part 4 provides dates for the coming into force of these Regulations and, in particular, delays the com ing into force of the performance standard in respect of standby units until January 1, 2030. (2) Le présent règlement est divisé en quatre parties : a) la partie 1 établit une norme de performance appli cable à l’intensité des émissions de CO2 provenant des groupes réglementés. Elle prévoit les exceptions auto risant la substitution de groupes et établit les exemp tions temporaires en cas de situation d’urgence ou d’intégration au groupe d’un système de captage et de séquestration de carbone; b) la partie 2 prévoit les exigences relatives aux rap ports et à la transmission, à la consignation et à la conservation des renseignements; c) la partie 3 précise les règles de quantification per mettant de déterminer l’intensité des émissions de CO2 provenant des groupes réglementés; d) la partie 4 prévoit les dates d’entrée en vigueur du présent règlement et fixe une date d’entrée en vigueur différée pour la norme de performance à l’égard des groupes de réserve, soit le 1er janvier 2030. Interpretation Définitions Definitions Définitions 2 (1) The following definitions apply in these Regula tions. Act means the Canadian Environmental Protection Act, 1999. (Loi) ASTM means ASTM International, formerly known as the American Society for Testing and Materials. (ASTM) auditor means a person who 2 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement. agent autorisé a) Dans le cas où la personne responsable est une per sonne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon Interpretation Définitions Section 2 Article 2 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 2 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (a) is independent of the responsible person who is to be audited; and (b) has demonstrated knowledge of and experience in (i) the certification, operation and relative accuracy test audit (RATA) of continuous emission monitor ing systems, and (ii) quality assurance and quality control proce dures in relation to those systems. (vérificateur) authorized official means (a) in respect of a responsible person that is a corpo ration, an officer of the corporation who is authorized to act on its behalf; (b) in respect of a responsible person that is an indi vidual, that person or a person authorized to act on that individual’s behalf; and (c) in respect of a responsible person that is another entity, a person authorized to act on that other entity’s behalf. (agent autorisé) biomass means a fuel that consists only of non-fos silized, biodegradable organic material that originates from plants or animals but does not come from a geologi cal formation, and includes gases and liquids recovered from organic waste. (biomasse) calendar year means (a) for 2015, the period of six consecutive months that begins on July 1, 2015; and (b) in any other case, the period of 12 consecutive months that begins on January 1. (année civile) capacity factor, in respect of a unit in a calendar year, means the ratio of the quantity of electricity referred to in section 19 that is produced by the unit to the quantity of electricity that would be produced by the unit in the cal endar year if it were to operate at its production capacity at all times during the calendar year. (facteur de capaci té) coal includes petroleum coke and synthetic gas that is derived from coal or petroleum coke. (charbon) commissioning date means (a) for an electricity generator that began producing electricity by means of thermal energy using a fuel other than coal, and not in conjunction with coal, but that was converted into a unit before June 23, 2010, b) dans le cas où elle est une personne physique, celle-ci ou la personne qui est autorisée à agir en son nom; c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne autorisée à agir en son nom. (authorized official) année civile a) Pour l’année 2015, la période de six mois consécu tifs débutant le 1er juillet 2015; b) dans les autres cas, la période de douze mois consécutifs débutant le 1er janvier. (calendar year) ASTM L’ASTM International, auparavant connue sous le nom de American Society for Testing and Materials. (ASTM) biomasse Combustible constitué uniquement de ma tières organiques biodégradables non fossilisées d’origine végétale ou animale et qui ne provient pas d’une forma tion géologique. La biomasse comprend les gaz et les li quides récupérés de la décomposition des déchets orga niques. (biomass) capacité de production À l’égard d’un groupe et d’une année civile : a) Soit la puissance maximale continue de ce groupe, exprimée en MW, déclarée le plus récemment aux au torités provinciales compétentes ou à l’opérateur du réseau électrique de la province où le groupe est situé; b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, la quanti té maximale d’électricité, exprimée en MW, destinée à la vente qui est produite de façon continue par ce groupe pendant deux heures au cours de l’année en cause. (production capacity) centrale électrique Tous les groupes, bâtiments et autres structures ainsi que les équipements fixes — no tamment ceux utilisés pour la séparation et la pressurisa tion initiale du CO2 de l’élément de captage d’un système de captage et de séquestration de carbone — situés sur un seul site ou sur des sites adjacents fonctionnant de façon intégrée pour la production d’électricité et dont l’activité principale est la production d’électricité pour la vente au réseau électrique. (power plant) charbon Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole. (coal) combustible fossile Combustible autre que la biomasse. (fossil fuel) Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon Interpretation Définitions Section 2 Article 2 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 3 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 the day on which that generator began to produce electricity for sale to the electric grid using fuel other than coal, and not in conjunction with coal; and (b) in any other case, the day on which a unit begins to produce electricity for sale to the electric grid. (date de mise en service) existing unit means a unit that is neither an old unit nor a new unit. (groupe existant) fossil fuel means a fuel other than biomass. (combus tible fossile) front end engineering design study means a collection of studies that provide the necessary details to support the carrying out of a construction project for the capture element of a carbon capture and storage system, includ ing (a) technical drawings and documents that describe the capture element in sufficient detail to permit the tendering of a contract for its construction; (b) an estimation of the capital cost of the capture ele ment with a margin of error of ± 20%; (c) a safety review of the capture element; (d) a risk assessment of the carbon capture and stor age system, namely an assessment of the risks that may delay or prevent the completion of the construc tion of the system, including technical, economic, en vironmental, legal and labour-related risks; (e) a strategy to mitigate those risks; and (f) a detailed plan to carry out the construction of the carbon capture and storage system, including a sched ule for the completion of its major steps. (étude d’in génierie d’avant-projet détaillé) gasification system includes a gasification system that is in part located underground. (système de gazéifica tion) GPA means the Gas Processors Association of the United States. (GPA) major equipment means a boiler, gasifier, shift reactor, turbine, air pollution control device, air separation unit, compressor, CO2 separation system or other equipment that (a) is manufactured in accordance with specifications in its purchase order and takes more than 12 months date de mise en service : a) Dans le cas du générateur qui produisait de l’élec tricité thermique par suite de la combustion d’un com bustible autre que le charbon ou d’un mélange de combustibles sans charbon mais qui est devenu un groupe avant le 23 juin 2010, la date à laquelle ce géné rateur a commencé à produire ainsi de l’électricité pour la vente au réseau électrique; b) dans les autres cas, la date à laquelle un groupe commence à produire de l’électricité pour la vente au réseau électrique. (commissioning date) équipement majeur Chaudière, gazogène, convertis seur, turbine, dispositif de contrôle de la pollution atmo sphérique, colonne de distillation d’air, compresseur, système de séparation de CO2 ou toute autre pièce d’équi pement dont, selon le cas : a) la fabrication répond aux spécifications de la com mande et le temps de fabrication et de livraison dé passe douze mois après la date de commande; b) le coût d’achat est d’au moins dix millions de dol lars. (major equipment) étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé Ensemble des études permettant de fournir les détails nécessaires à la réalisation d’un projet de construction de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de car bone, notamment : a) les dessins techniques et les documents décrivant l’élément de captage de façon suffisamment détaillée pour permettre le lancement d’un processus d’appel d’offres pour sa construction; b) une estimation du coût des investissements reliés à la construction de cet élément, avec une marge d’er reur de 20 %; c) une évaluation de la sécurité de l’élément de cap tage; d) une évaluation des risques relatifs au système de captage et de séquestration de carbone, notamment les risques susceptibles de ralentir ou d’empêcher la réalisation du projet de construction du système, ainsi que les risques techniques, économiques, environne mentaux, juridiques et reliés à la main-d’œuvre; e) une stratégie visant à limiter ces risques; f) un plan détaillé du projet de construction du sys tème, y compris un échéancier des principales étapes. (front end engineering design study) Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon Interpretation Définitions Section 2 Article 2 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 4 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 after the date of the purchase order to be manufactured and delivered; or (b) costs $10,000,000 or more. (équipement majeur) new unit means a unit, other than an old unit, whose commissioning date is on or after July 1, 2015. (groupe nouveau) old unit means a unit that has reached the end of its use ful life but continues to produce electricity. (groupe en fin de vie utile) operator means the person that operates or has the charge, management or control of a unit. (exploitant) power plant means all units, buildings and other struc tures and all stationary equipment — including equip ment for the separation and initial pressurization of CO2 of the capture element of a carbon capture and storage system — on a single site, or on adjacent sites that func tion as a single integrated site, whose primary purpose is the production of electricity for sale to the electric grid. (centrale électrique) production capacity, in relation to a unit and a calendar year, means (a) the maximum continuous rating of the unit, ex pressed in MW, as most recently reported to a provin cial authority of competent jurisdiction or to the elec tric system operator in the province where the unit is located; or (b) if no report has been made, the most electricity that was produced for sale by the unit, expressed in MW, during two continuous hours in that calendar year. (capacité de production) Reference Method means the document entitled Refer ence Method for Source Testing: Quantification of Car bon Dioxide Releases by Continuous Emission Monitor ing Systems from Thermal Power Generation, June 2012, published by the Department of the Environment. (Méthode de référence) responsible person means an owner or operator of a unit. (personne responsable) standard m3 has the meaning assigned to a cubic metre at standard pressure and standard temperature by the definition standard volume in subsection 2(1) of the Electricity and Gas Inspection Regulations. (m3 norma lisé) exploitant À l’égard d’un groupe, toute personne qui l’exploite ou en a la responsabilité ou la maîtrise. (opera tor) facteur de capacité À l’égard d’un groupe pour une an née civile donnée, la proportion de la quantité d’électrici té produite par le groupe, calculée selon l’article 19, par rapport à la quantité d’électricité que celui-ci produirait au cours de l’année à sa capacité de production de façon continue pendant cette année. (capacity factor) GPA La Gas Processors Association des États-Unis. (GPA) groupe Ensemble de l’équipement raccordé qui se trouve à une centrale électrique, notamment chaudières ou autre dispositif de combustion, gazogènes, réacteurs, tur bines, générateurs et dispositifs de contrôle des émis sions, et qui produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de charbon ou d’un mélange de char bon et d’autres combustibles. (unit) groupe de réserve Groupe en fin de vie utile qui fonc tionne selon un facteur de capacité de 9 % ou moins au cours d’une année civile donnée. (standby unit) groupe en fin de vie utile Groupe ayant atteint la fin de sa vie utile et qui continue à produire de l’électricité. (old unit) groupe existant Groupe autre qu’un groupe nouveau ou un groupe en fin de vie utile. (existing unit) groupe nouveau Groupe, autre qu’un groupe en fin de vie utile, dont la date de mise en service est au plus tôt le 1er juillet 2015. (new unit) Loi La Loi canadienne sur la protection de l’environne ment (1999). (Act) Méthode de référence Le document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales ther miques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, juin 2012, publié par le minis tère de l’Environnement. (Reference Method) m3 normalisé S’entend de l’expression mètre cube à la pression normale et à la température normale au sens de volume normal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. (standard m3) personne responsable Le propriétaire ou l’exploitant d’un groupe. (responsible person) Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon Interpretation Définitions Section 2 Article 2 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 5 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 standby unit means an old unit that, for a given calen dar year, operates at a capacity factor of 9% or less. (groupe de réserve) unit means physically connected equipment located in a power plant — including boilers and other combustion devices, gasifiers, reactors, turbines, generators and emission control devices — that operates together to pro duce electricity by means of thermal energy using coal as a fuel, whether in conjunction with other fuels or not. (groupe) useful life, in respect of a unit, means the period that be gins on the commissioning date and ends on (a) for a unit other than a unit referred to in para graph (a) of the definition commissioning date, (i) in the case of a unit whose commissioning date is before 1975, the earlier of (A) December 31 of the calendar year that is 50 years after the commissioning date, and (B) December 31, 2019; and (ii) in the case of a unit whose commissioning date is after 1974 but before 1986, the earlier of (A) December 31 of the calendar year that is 50 years after the commissioning date, and (B) December 31, 2029, and (iii) in any other case, December 31 of the calendar year that is 50 years after the commissioning date, and (b) for a unit referred to in paragraph (a) of the defini tion commissioning date, 18 months after the appli cable date described in subparagraph (a)(i), (ii) or (iii). (vie utile) système de gazéification S’entend notamment d’un système de gazéification qui est en partie souterrain. (gasification system) vérificateur Personne qui, à la fois : a) est indépendante de la personne responsable qui fait l’objet de la vérification; b) a démontré qu’elle a des connaissances et de l’ex périence en ce qui touche : (i) la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, (ii) les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes. (auditor) vie utile Période commençant à la date de mise en ser vice et se terminant à l’une ou l’autre des dates sui vantes : a) s’il s’agit d’un groupe autre qu’un groupe visé à l’a linéa a) de la définition de date de mise en service : (i) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est antérieure à 1975, la plus rapprochée des dates suivantes : (A) le 31 décembre de la cinquantième année ci vile suivant cette date, (B) le 31 décembre 2019, (ii) dans le cas d’un groupe dont la date de mise en service est postérieure à 1974 mais antérieure à 1986, la plus rapprochée des dates suivantes : (A) le 31 décembre de la cinquantième année ci vile suivant cette date, (B) le 31 décembre 2029, (iii) dans les autres cas, le 31 décembre de la cin quantième année civile suivant cette date; b) s’il s’agit d’un groupe visé à l’alinéa a) de la défini tion de date de mise en service, dix-huit mois après la date applicable visée aux sous-alinéas a)(i) à (iii). (useful life) Interpretation of incorporated documents Interprétation des documents incorporés par renvoi (2) For the purposes of interpreting documents incorpo rated by reference into these Regulations, “should” must be read to mean “must” and any recommendation or sug gestion must be read as an obligation. (2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, toute mention de « should » ainsi que les recommandations et suggestions expriment une obligation. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon Interpretation Définitions Sections 2-3 Articles 2-3 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 6 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Standards incorporated by reference Normes incorporées par renvoi (3) Any standard of the ASTM or GPA that is incorporat ed by reference into these Regulations is incorporated as amended from time to time. (3) Dans le présent règlement, tout renvoi à une norme de l’ASTM et de la GPA s’entend de sa version éventuelle ment modifiée. PART 1 PARTIE 1 Regulated Units and Emission Limit Groupes réglementés et limite d’émissions Emission-intensity Limit Limite de l’intensité des émissions Limit — 420t/GWh 420t/GWh 3 (1) A responsible person for a new unit or an old unit must not, on average, emit with an intensity of more than 420 tonnes CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit for each GWh of electricity produced by the unit during a calendar year. 3 (1) Il est interdit à la personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile d’é mettre à une intensité moyenne de plus de 420 tonnes d’émissions de CO2 provenant de la combustion, par le groupe, de combustibles fossiles pour chaque gigawatt heure d’électricité produite par le groupe, au cours d’une année civile donnée. Quantification of electricity and emissions Quantification de l’électricité produite et des émissions (2) The quantity of (a) electricity referred to in subsection (1) is to be de termined in accordance with section 19; and (b) emissions referred to in subsection (1) are to be determined in accordance with the applicable provi sions of sections 20 to 24. (2) Pour l’application du paragraphe (1) : a) la quantité d’électricité produite est calculée selon l’article 19; b) la quantité des émissions de CO2 est calculée selon celui des articles 20 à 24 qui s’applique. CO2 released from sorbent Émissions de CO2 provenant de sorbant (3) The CO2 emissions released from the use of sorbent to control the emission of sulphur dioxide from a unit are to be included as CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in that unit for the purpose of subsection (1). (3) Les émissions de CO2 attribuables au sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre prove nant du groupe en cause sont incluses dans le calcul des émissions de CO2 visées au paragraphe (1). Coal gasification systems Système de gazéification du charbon (4) Emissions from a gasification system that produces synthetic gas derived from coal or petroleum coke that is used as a fuel to produce electricity from a unit referred to in subsection (1) are to be included as emissions from that unit, for the purpose of subsection (1), if that coal gasification system has at least one responsible person in common with that unit. (4) Pour l’application du paragraphe (1), les émissions d’un système de gazéification du charbon qui fournit du gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pé trole utilisé pour la production d’électricité par le groupe en cause entrent dans le calcul des émissions de ce groupe, si au moins une personne responsable de celui-ci est aussi une personne responsable du système de gazéi fication. CCS excluded Exclusion (5) The CO2 emissions from a unit referred to in subsec tion (1) do not include emissions that are captured in (5) Sont exclues du calcul des émissions de CO2 prove nant d’un groupe visé au paragraphe (1) les émissions qui Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Emission-intensity Limit Limite de l’intensité des émissions Sections 3-5 Articles 3-5 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 7 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and that are transported and stored in accordance with the laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be. sont captées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces ac tivités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont réglementées. Partial year application Application pour une année partielle (6) For greater certainty, if subsection (1) applies in re spect of a unit only for a period during a calendar year, that period is considered to be the calendar year for the purpose of that subsection. (6) Il est entendu que, lorsque le paragraphe (1) s’ap plique à l’égard d’un groupe pour une période donnée au cours de l’année civile, cette période a valeur d’une année civile complète. Registration Enregistrement Registration Enregistrement 4 (1) A responsible person for a unit must register the unit by sending to the Minister a registration report that contains the information set out in Schedule 1 (a) for an existing unit and an old unit, on or before February 1, 2013; and (b) for a new unit, on or before 30 days after its com missioning date. 4 (1) La personne responsable d’un groupe enregistre ce dernier en transmettant au ministre un rapport d’enre gistrement comportant les renseignements énumérés à l’annexe 1, dans le délai suivant : a) s’il s’agit d’un groupe existant ou d’un groupe en fin de vie utile, au plus tard le 1er février 2013; b) s’il s’agit d’un groupe nouveau, au plus tard trente jours après sa date de mise en service. Registration number Numéro d’enregistrement (2) On receipt of the registration report, the Minister must assign a registration number to the unit and inform the responsible person of that registration number. (2) Sur réception du rapport d’enregistrement, le mi nistre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et en informe la personne responsable. Change of information Modification des renseignements (3) If the information provided in the registration report changes, the responsible person must send a notice to the Minister that provides the updated information not later than 30 days after the change. (3) En cas de modification des renseignements fournis dans le rapport d’enregistrement, la personne respon sable transmet au ministre un avis indiquant les nou veaux renseignements dans les trente jours qui suivent. Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Application of subsection 3(1) — substituted units Application du paragraphe 3(1) — substitution de groupes 5 (1) For the purpose of subsection 3(1), a responsible person for a unit (referred to in this section as the “origi nal unit”) that reaches the end of its useful life during a calendar year may apply to the Minister to have another unit (referred to in this section as the “substituted unit”) substituted for the original unit if the following condi tions are satisfied: (a) the substituted unit is an existing unit; 5 (1) Pour l’application du paragraphe 3(1), la personne responsable d’un groupe qui atteint la fin de sa vie utile au cours d’une année civile peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à substituer au groupe en cause un autre groupe — ci-après le « groupe substitutif » — si les conditions ci-après sont remplies : a) le groupe substitutif est un groupe existant; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Section 5 Article 5 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 8 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (b) the original unit and the substituted unit have a common owner who has an ownership interest of 50% or more in each of those two units; (c) those two units are located in the same province; and (d) the production capacity of the substituted unit, during the calendar year preceding the calendar year in which the application is made, was equal to or greater than the production capacity of the original unit during that preceding calendar year. b) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans le groupe substitutif; c) le groupe en cause et le groupe substitutif sont si tués dans la même province; d) la capacité de production du groupe substitutif, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à la capacité de production du groupe en cause au cours de la même année civile. Period of application Date de présentation (2) The application must be made (a) if the original unit reaches the end of its useful life during a calendar year before 2015, in the period that begins on January 1, 2014 and that ends on May 31, 2014; and (b) if the original unit reaches the end of its useful life during a calendar year after 2014, in the period that begins on January 1 and that ends on May 31 of that calendar year. (2) La demande est présentée : a) si le groupe en cause atteint la fin de sa vie utile avant 2015, au plus tôt le 1er janvier 2014 et au plus tard le 31 mai 2014; b) si le groupe en cause atteint la fin de sa vie utile au cours d’une année civile suivant l’année 2014, au plus tôt le 1er janvier et au plus tard le 31 mai de cette an née civile suivant l’année 2014. Content of application Demande (3) The application must include the registration num ber of the original unit and of the substituted unit and in formation, with supporting documentation, to demon strate that the conditions of paragraphs (1)(b) to (d) are satisfied. (3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe substitutif et du groupe en cause ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (1)b) à d) sont remplies. Granting of substitution Autorisation (4) The Minister must, within 30 days after receiving the application, grant the substitution if the following condi tions are satisfied: (a) the substituted unit is not a shut-down unit re ferred to in subsection 6(4); (b) the substituted unit is not involved in an exemp tion granted under subsection 14(4); and (c) the Minister is satisfied that the conditions of paragraphs (1)(a) to (d) are satisfied. (4) Le ministre autorise la substitution, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les condi tions ci-après sont remplies : a) le groupe substitutif n’est pas un groupe mis en ar rêt aux termes du paragraphe 6(4); b) le groupe substitutif n’entre pas en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 14(4); c) il est convaincu que les conditions visées aux ali néas (1)a) à d) sont remplies. Effect Effet (5) On the granting of the substitution, subsection 3(1) applies in respect of the substituted unit rather than the original unit as of the later of (a) July 1, 2015, and (5) L’autorisation de la substitution entraîne l’applica tion du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe substitutif au lieu du groupe en cause visé au paragraphe (1) à compter de la plus éloignée des dates suivantes : a) le 1er juillet 2015; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Sections 5-6 Articles 5-6 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 9 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (b) the beginning of the calendar year that follows the calendar year in which the application is made. b) la date qui marque le début de l’année civile sui vant celle où la demande est présentée. Cessation of effect Cessation d’effet (6) The substitution referred to in subsection (5) ceases to have effect, and subsection 3(1) applies in respect of the original unit, as of the earliest of (a) the calendar year that follows the day on which the responsible person for that unit and the substituted unit sends the Minister a notice indicating that they wish the substitution to no longer have an effect, (b) the calendar year that follows the day on which the condition of paragraph (1)(b) is no longer satisfied, (c) the calendar year that follows a calendar year dur ing which the production capacity of the original unit was more than the production capacity of the substi tuted unit referred to in paragraph (1)(d), (d) the calendar year that follows the end of the useful life of the substituted unit, and (e) a calendar year during which electricity is pro duced by the substituted unit by means of thermal en ergy using fossil fuel other than coal, and not in con junction with coal. SOR/2012-167, s. 5. (6) La substitution prend fin à la plus rapprochée des an nées civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard du groupe en cause visé au paragraphe (1) : a) l’année civile qui suit la date à laquelle la personne responsable transmet un avis au ministre indiquant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation visée au paragraphe (4); b) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition visée à l’alinéa (1)b) n’est plus remplie; c) l’année civile qui suit celle au cours de laquelle la capacité de production du groupe en cause est supé rieure à celle du groupe substitutif visé à l’alinéa (1)d); d) l’année civile qui suit la fin de la vie utile du groupe substitutif; e) l’année civile au cours de laquelle le groupe substi tutif a produit de l’électricité thermique par suite de la combustion de combustibles fossiles autres que le charbon ou un mélange de charbon et d’autres com bustibles. DORS/2012-167, art. 5. Deferral of application of subsection 3(1) Application différée du paragraphe 3(1) 6 (1) A responsible person for an existing unit that ceas es to produce electricity after June 30, 2015 (referred to in this section as the “shut-down unit”) may apply to the Minister to have the application of subsection 3(1) de ferred in respect of another unit or units (referred to in this section as the “deferred units”) for the number of years in the period that begins on January 1 of the calen dar year that follows that cessation and that ends on De cember 31 of the calendar year in which the useful life of the shut-down unit ends. If the application is granted, the application of subsection 3(1) is, in respect of each calendar year in that period, deferred for the deferred unit and the calendar year that begins after the end of that deferred unit’s useful life that the responsible person specifies in their application. 6 (1) La personne responsable d’un groupe existant qui cesse de produire de l’électricité après le 30 juin 2015 — ci-après « groupe mis en arrêt » — peut, sur présentation d’une demande au ministre, être autorisée à se prévaloir d’une application différée du paragraphe 3(1) à l’égard d’un ou de plusieurs groupes — ci-après « groupes béné ficiaires » — pour le nombre d’années civiles comprises dans la période qui commence le 1er janvier de l’année ci vile suivant celle au cours de laquelle le groupe existant cesse de produire de l’électricité et se termine le 31 dé cembre de l’année civile au cours de laquelle ce groupe atteint la fin de sa vie utile. Si elle est autorisée, pour chaque année civile comprise dans cette période, l’appli cation du paragraphe 3(1) est différée, selon ce qui est précisé dans la demande, à l’égard du groupe bénéficiaire précisé et au cours de l’année civile précisée qui suit la fin de la vie utile de ce groupe. Conditions of application for deferral Conditions de la demande (2) The application may be made only if the following conditions are satisfied: (a) the shut-down unit and each of the specified de ferred units have a common owner who has an (2) La demande ne peut être présentée que si les condi tions ci-après sont remplies : Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Section 6 Article 6 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 10 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 ownership interest of 50% or more in the shut-down unit and in each of those specified deferred units; (b) the shut-down unit and each of those specified de ferred units are located in the same province; and (c) the production capacity of the shut-down unit, during the calendar year preceding the day on which it ceased production, was greater than or equal to the production capacity of each of those specified deferred units during the calendar year preceding the day on which the application was made. a) le propriétaire du groupe mis en arrêt détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans chaque groupe bénéficiaire précisé; b) le groupe mis en arrêt et chaque groupe bénéfi ciaire précisé sont situés dans la même province; c) la capacité de production de chaque groupe bénéfi ciaire précisé, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou infé rieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’an née civile précédant la date où ce groupe cesse de pro duire de l’électricité. Content of application Demande (3) The application must be made on or before May 31 of the calendar year preceding the earliest of the specified calendar years referred to in subsection (1) and must (a) indicate the calendar years included in the period referred to in subsection (1); (b) specify the deferred unit referred to in subsection (1) in respect of each of the calendar years referred to in paragraph (a); (c) for each of those specified deferred units in respect of each of those calendar years, specify the calendar year that begins after the end of the useful life of the unit for which the application of subsection 3(1) is to be deferred; (d) indicate the registration number of the shut-down unit and of each of the specified deferred units; and (e) include information, with supporting documenta tion, to demonstrate that the conditions of paragraphs (2)(a) to (c) are satisfied. (3) La demande est présentée au plus tard le 31 mai de l’année civile précédant la plus rapprochée des années ci viles qui y sont précisées et comporte les renseignements suivants : a) chaque année civile comprise dans la période visée au paragraphe (1); b) pour chacune des années civiles visées à l’alinéa a), le groupe bénéficiaire en cause; c) pour chaque groupe bénéficiaire en cause et à l’é gard de chacune de ces années civiles, l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire et pour laquelle l’application différée du paragraphe 3(1) est demandée; d) le numéro d’enregistrement de chaque groupe bé néficiaire et du groupe mis en arrêt; e) ceux établissant, documents à l’appui, que les conditions visées aux alinéas (2)a) à c) sont remplies. Granting of deferral Autorisation (4) The Minister must, within 30 days after receiving the application, grant the deferral if the following conditions are satisfied: (a) the shut-down unit is not a substituted unit re ferred to in subsection 5(5); (b) no deferred unit is a unit that is involved in a tem porary exemption granted under subsection 9(3); and (c) the Minister is satisfied that the conditions of paragraphs (2)(a) to (c) are satisfied; (4) Le ministre autorise l’application différée, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont remplies : a) le groupe mis en arrêt n’est pas un groupe substitu tif aux termes du paragraphe 5(5); b) aucun groupe bénéficiaire n’entre en jeu dans une exemption accordée conformément au paragraphe 9(3); c) il est convaincu que les conditions prévues aux ali néas (2)a) à c) sont remplies. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Section 6 Article 6 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 11 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 No recommencement of shut-down unit Groupe mis en arrêt définitivement (5) It is prohibited for any person to cause the shut down unit to recommence producing electricity after the application of subsection 3(1) is deferred in respect of a specified deferred unit. (5) Dès lors que l’application différée du paragraphe 3(1) est appliquée à l’égard d’un groupe bénéficiaire précisé, il est interdit de recommencer à produire de l’électricité à partir du groupe mis en arrêt. Changes to deferred units Modifications (6) The responsible person referred to in subsection (1) may change the specified deferred unit in respect of a specified calendar year referred to in paragraph (3)(c) by sending a notice to the Minister if that specified calendar year is not one for which the application of subsection 3(1) has been deferred. The notice must include (a) the registration number of the proposed new spec ified deferred unit; (b) the calendar year that begins after the end of the useful life of the proposed new specified deferred unit for which the application of subsection 3(1) is to be de ferred; and (c) information, with supporting documentation, to demonstrate that the conditions of paragraphs (2)(a) and (b) are satisfied in respect of the proposed new specified deferred unit and the condition of paragraph (2)(c) is satisfied in respect of each specified deferred unit, including the proposed new specified deferred unit, during the calendar year preceding the day on which the notification is sent. (6) La personne responsable qui souhaite remplacer le groupe bénéficiaire précisé dans sa demande, à l’égard de toute année civile visée à l’alinéa (3)c) qui n’en est pas une au cours de laquelle ce groupe a bénéficié de l’appli cation différée, transmet un avis au ministre qui com porte les renseignements suivants : a) le numéro d’enregistrement du groupe bénéficiaire de remplacement; b) l’année civile qui suit la fin de la vie utile de ce groupe bénéficiaire de remplacement et pour laquelle l’application du paragraphe 3(1) sera différée; c) les renseignements établissant, documents à l’ap pui, que les conditions des alinéas (2)a) et b) à l’égard de ce groupe sont remplies et que celle de l’alinéa 2c) à l’égard de chacun des groupes bénéficiaires précisés dans la demande, y compris le groupe bénéficiaire de remplacement, est remplie à l’égard de l’année civile précédant la date où l’avis est transmis. Allowance of changes Autorisation (7) The Minister must, within 30 days after receiving the notification, allow the change if the Minister is satisfied that the demonstration referred to in subsection (6) has been made. (7) Le ministre autorise le remplacement, dans les trente jours suivant la réception de l’avis, s’il est convaincu que les renseignements fournis établissent que les conditions prévues au paragraphe (6) sont remplies. Cessation of effect Cessation d’effet (8) Despite subsection (1), the deferral ceases to have ef fect and subsection 3(1) applies in respect of the specified deferred units as of the earliest of (a) the calendar year that follows the calendar year in which the application is made, if a shut-down unit re ferred to in subsection (1) has not ceased to produce electricity by January 1 of that following calendar year, (b) any calendar year in which a shut-down unit re ferred to in subsection (1) recommences to produce electricity, (c) the calendar year that follows the day on which the Minister receives a notice from the responsible person for the shut-down unit and the deferred units (8) Malgré le paragraphe (1), l’application différée prend fin à la plus rapprochée des années civiles ci-après et le paragraphe 3(1) s’applique alors à l’égard de tout groupe bénéficiaire précisé : a) l’année civile qui suit celle où la demande est pré sentée, si le groupe mis en arrêt visé au paragraphe (1) continue de produire de l’électricité le 1er janvier de cette année civile; b) l’année civile au cours de laquelle tout groupe mis en arrêt aux termes du paragraphe (1) recommence à produire de l’électricité; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Substitution of Units and Deferred Application Substitution de groupes et application différée Sections 6-7 Articles 6-7 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 12 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 indicating that they wish the deferral to no longer have an effect, (d) the calendar year that follows the day on which the condition of paragraph (2)(a) is no longer satisfied, and (e) the calendar year that follows a specified calendar year referred to in paragraph (3)(c) in which the speci fied deferred unit referred to in that paragraph had a production capacity greater than the production ca pacity of the shut-down unit during the calendar year preceding the day on which it ceased production. c) l’année civile qui suit la date de la réception par le ministre d’un avis de la personne responsable indi quant qu’elle ne souhaite plus se prévaloir de l’autorisation prévue au paragraphe (4); d) l’année civile qui suit la date à laquelle la condition prévue à l’alinéa (2)a) n’est plus remplie; e) l’année civile qui suit une année civile visée à l’ali néa (3)c) et au cours de laquelle tout groupe bénéfi ciaire visé à cet alinéa a eu une capacité de production supérieure à celle du groupe mis en arrêt au cours de l’année civile précédant la date où ce groupe cesse de produire de l’électricité. Emergency Circumstances Situations d’urgence Conditions for application Conditions de la demande 7 (1) A responsible person for a unit may, under emer gency circumstances described in subsection (2), apply to the Minister for an exemption from the application of subsection 3(1) in respect of the unit if the following con ditions are satisfied: (a) as a result of the emergency circumstances, there is a disruption, or a significant risk of disruption, to the electricity supply in the province where the unit is located; and (b) the operation of the unit will end, decrease the risk of, or mitigate the consequences of, the disruption. 7 (1) La personne responsable d’un groupe peut, dans une situation d’urgence visée au paragraphe (2), présen ter au ministre une demande d’exemption de l’applica tion du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe si les conditions ci-après sont réunies : a) la situation d’urgence entraîne une interruption ou un risque important d’interruption de l’approvisionne ment en électricité dans la province où ce groupe est situé; b) l’exploitation du groupe permettra de réduire le risque d’une telle interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas. Criteria of emergency circumstances Définition de « situation d’urgence » (2) An emergency circumstance is a circumstance (a) that arises due to an extraordinary, unforeseen and irresistible event; or (b) under which one or more of the measures referred to in paragraph 1(a) of the Regulations Prescribing Circumstances for Granting Waivers Pursuant to Section 147 of the Act has been made or issued in the province where the unit is located. (2) Une situation d’urgence résulte de l’une ou l’autre des circonstances suivantes : a) un cas de force majeure; b) une circonstance dans laquelle l’une ou l’autre des mesures visées à l’alinéa 1a) du Règlement prévoyant les circonstances donnant ouverture à une exemption en vertu de l’article 147 de la Loi a été prise au préa lable dans la province où le groupe est situé. Application Demande (3) The responsible person must, within 15 days after the emergency circumstance arises, provide the Minister with their application. The application must include the unit’s registration number, the date on which the emer gency circumstance arose and information, with support ing documentation, to demonstrate that the conditions of paragraphs (1)(a) and (b) are satisfied. (3) La personne responsable présente au ministre, dans les quinze jours suivant la survenance de la situation d’urgence, la demande d’exemption comportant le numé ro d’enregistrement du groupe en cause, la date à laquelle la situation d’urgence est survenue ainsi que les rensei gnements établissant, documents à l’appui, que les conditions prévues aux alinéas (1)a) et b) sont réunies. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Emergency Circumstances Situations d’urgence Sections 7-8 Articles 7-8 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 13 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Granting of exemption Décision du ministre (4) The Minister must, within 30 days after receiving the application, grant the exemption if the Minister is satis fied that the conditions of paragraphs (1)(a) and (b) are satisfied. (4) S’il est convaincu que les conditions visées aux ali néas (1)a) et b) sont réunies, le ministre accorde l’exemp tion dans les trente jours suivant la réception de la de mande. Period of exemption Durée de l’exemption (5) The exemption has effect as of the day on which the emergency circumstance arose and ceases to have effect on the earliest of (a) the day that is 90 days after that day, (b) the day specified by the Minister, and (c) the earlier of (i) the day on which the event referred to in para graph (2)(a) ceases to cause a disruption, or a sig nificant risk of disruption, to the electricity supply in the province where the unit is located, and (ii) the day on which the measure, if any, referred to in paragraph (2)(b) ceases to be in effect. (5) L’exemption est valide à compter de la date à laquelle la situation d’urgence est survenue jusqu’à la plus rap prochée des dates suivantes : a) le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date; b) la date fixée par le ministre; c) celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre : (i) la date à laquelle la circonstance visée à l’alinéa (2)a) cesse d’entraîner l’interruption, ou un risque important d’interruption, de l’approvisionnement en électricité dans la province où ce groupe est si tué, (ii) la date à laquelle la mesure visée à l’alinéa (2)b) cesse de s’appliquer. Extension Demande de prolongation 8 (1) If paragraphs 7(1)(a) and (b) will continue to apply on and after the day on which an exemption granted un der subsection 7(4) is to cease to have effect, the respon sible person may, before that day, apply to the Minister for an extension of the exemption. 8 (1) Si les conditions prévues aux alinéas 7(1)a) et b) persistent au-delà de la durée de l’exemption accordée au titre du paragraphe 7(4), la personne responsable peut, avant l’expiration de l’exemption, présenter au ministre une demande de prolongation de celle-ci. Application Demande de prolongation (2) The application must include the unit’s registration number and information, with supporting documenta tion, to demonstrate that (a) paragraphs 7(1)(a) and (b) will continue to apply after the day on which the exemption is to cease to have effect; and (b) steps — other than the operation of the unit dur ing the period of the exemption — have been, and are being, taken to end, decrease the risk of, or mitigate the consequences of, the disruption. (2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements établis sant, documents à l’appui : a) d’une part, que les alinéas 7(1)a) et b) continueront de s’appliquer après l’expiration de l’exemption accor dée au titre du paragraphe 7(4); b) d’autre part, que des mesures — autres que l’ex ploitation du groupe pendant la durée de l’exemption — ont été prises et sont en voie d’être prises, afin de réduire le risque de l’interruption ou d’en atténuer les conséquences ou de rétablir l’approvisionnement en électricité, selon le cas. Granting of extension Décision du ministre (3) The Minister must, within 15 days after receiving the application, grant the extension if the Minister is satis fied that paragraphs (2)(a) and (b) have been demon strated. (3) S’il est convaincu que les éléments visés aux alinéas (2)a) et b) sont établis, le ministre autorise la prolonga tion de l’exemption dans les quinze jours suivant la ré ception de la demande. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Emergency Circumstances Situations d’urgence Sections 8-9 Articles 8-9 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 14 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Duration Durée de la prolongation (4) The extension ceases to have effect on the earliest of (a) the day that is 90 days after the day on which the application for the extension was made, (b) the day specified by the Minister, and (c) the day referred to in paragraph 7(5)(c). (4) La prolongation est valide jusqu’à la plus rapprochée des dates suivantes : a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à la quelle la demande a été présentée; b) la date fixée par le ministre; c) la date visée à l’alinéa 7(5)c). Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Application Demande 9 (1) A responsible person for a new unit or an old unit may apply to the Minister for a temporary exemption from the application of subsection 3(1) in respect of the unit if (a) in the case of a new unit, the unit is designed to permit its integration with a carbon capture and stor age system; and (b) in the case of an old unit, the unit may be retrofitted to permit its integration with a carbon cap ture and storage system. 9 (1) La personne responsable d’un groupe nouveau ou d’un groupe en fin de vie utile peut présenter au ministre une demande d’exemption temporaire de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard du groupe en cause si : a) s’agissant d’un groupe nouveau, celui-ci est conçu pour permettre l’intégration d’un système de captage et de séquestration de carbone; b) s’agissant d’un groupe en fin de vie utile, celui-ci peut être adapté pour permettre l’intégration d’un tel système. Granting and content of application Demande et autorisation (2) The application must indicate the unit’s registration number and include the following supporting documents and information: (a) a declaration that includes statements indicating that (i) based on the economic feasibility study referred to in paragraph (b), the unit, when operating with an integrated carbon capture and storage system is, to the best of the responsible person’s knowledge and belief, economically viable, and (ii) based on the technical feasibility study referred to in paragraph (c) and the implementation plan re ferred to in paragraph (e), the responsible person expects to satisfy the requirements set out in sec tion 10 and, as a result, to be in compliance with subsection 3(1) by January 1, 2025; (b) an economic feasibility study that demonstrates the economic viability of the unit when it operates (2) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements et docu ments à l’appui suivants : a) une déclaration comportant les éléments suivants : (i) une mention portant qu’à la connaissance de la personne responsable et selon ce qu’elle tient pour véridique l’étude de faisabilité visée à l’alinéa b) dé montre la viabilité économique du groupe une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone, (ii) une mention portant que, selon l’étude de faisa bilité visée à l’alinéa c) et le plan de mise en œuvre visé à l’alinéa e), elle prévoit respecter les exigences prévues à l’article 10 afin de se conformer au para graphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025; b) une étude de faisabilité démontrant la viabilité éco nomique du groupe une fois intégré le système de cap tage et de séquestration de carbone et comportant les éléments suivants : Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Section 9 Article 9 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 15 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 with an integrated carbon capture and storage system and that (i) provides project cost estimates, with their mar gin of error, for the construction of the integrated carbon capture and storage system, and (ii) identifies the source of financing for that con struction; (c) a technical feasibility study that establishes — based on information referred to in Schedule 2 related to the capture, transportation and storage elements of the carbon capture and storage system — that there are no insurmountable technical barriers to carrying out the following activities: (i) capturing a sufficient volume of CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit to enable the responsible person to comply with sub section 3(1), (ii) transporting the captured CO2 emissions to suitable geological sites for storage, and (iii) storing the captured CO2 emissions in those suitable geological sites; (d) a description of any work that has been done to satisfy the requirements set out in section 10, along with the information referred to in Schedule 3 with re spect to that work; and (e) an implementation plan that provides a descrip tion of the work to be done, with a schedule for the steps necessary to achieve the following objectives: (i) satisfaction of the requirements set out in sec tion 10, and (ii) compliance of the responsible person with sub section 3(1) by January 1, 2025 when the unit is op erating with an integrated carbon capture and stor age system that captures CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit in accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and that transports and stores those emissions in accordance with the laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be. (i) une estimation des coûts du projet de construc tion du système de captage et de séquestration de carbone intégré au groupe, y compris la marge d’er reur applicable à cette estimation, (ii) les sources de financement; c) une étude de faisabilité technique démontrant, d’a près les renseignements énumérés à l’annexe 2 portant sur les éléments de captage, de transport et de séques tration du système de captage et de séquestration de carbone, qu’aucun obstacle technique insurmontable n’empêche la réalisation des activités suivantes : (i) capter un volume suffisant d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fos siles à partir du groupe pour permettre à la per sonne responsable de se conformer au paragraphe 3(1), (ii) transporter vers des sites de séquestration géo logique adéquats les émissions de CO2 captées, (iii) séquestrer dans ces sites les émissions de CO2 captées; d) une description des travaux réalisés afin de respec ter les exigences prévues à l’article 10, accompagnée des renseignements énumérés à l’annexe 3 qui ont trait à la réalisation de ces travaux; e) un plan de mise en œuvre comportant une descrip tion des travaux à réaliser, pour permettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier des principales étapes de leur réalisation : (i) le respect des exigences prévues à l’article 10, (ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci une fois intégré le système de captage et de sé questration de carbone qui capte les émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente cette activité et les transporte et sé questre conformément aux règles de droit appli cables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées. Granting of temporary exemptioni Autorisation (3) The Minister must, within 120 days after receiving the application, grant the temporary exemption if (3) Le ministre autorise l’exemption temporaire dans les cent vingt jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci-après sont réunies : Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Sections 9-10 Articles 9-10 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 16 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (a) the application includes the documents referred to in subsection (2); and (b) the information contained in those documents can reasonably be regarded as establishing that (i) the unit, when operating with an integrated car bon capture and storage system, will be economi cally viable, (ii) the capture, transportation and storage ele ments of the carbon capture and storage system will be technically feasible, (iii) if applicable, a requirement set out in section 10 has been satisfied by work done before the appli cation was made, and (iv) the responsible person will satisfy the require ments set out in section 10 and, as a result, will be in compliance with subsection 3(1) by January 1, 2025 when the unit is operating with an integrated carbon capture and storage system. a) la personne responsable a fourni les documents vi sés au paragraphe (2); b) les renseignements contenus dans ces documents peuvent raisonnablement être considérés comme éta blissant : (i) la viabilité économique du groupe une fois inté gré le système de captage et de séquestration de carbone, (ii) la faisabilité technique des éléments de captage, de transport et de séquestration du système de cap tage et de séquestration de carbone, (iii) le cas échéant, le respect d’une exigence prévue à l’article 10 à la suite de travaux achevés avant la demande, (iv) la conformité de la personne responsable avec les exigences prévues à l’article 10 afin de se confor mer au paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025, ceci une fois intégré le système de captage et de séquestration de carbone. Duration Durée (4) A temporary exemption, unless revoked under sec tion 13, remains in effect until December 31, 2024. (4) L’exemption temporaire est levée le 31 décembre 2024, sauf si elle est antérieurement révoquée conformé ment à l’article 13. Requirements Exigences rattachées à l’exemption 10 A responsible person who has been granted a tempo rary exemption in respect of a unit under subsection 9(3) must satisfy the following requirements: (a) carry out a front end engineering design study is to be carried out by January 1, 2020; (b) purchase any major equipment that is necessary for the capture element is to be purchased by January 1, 2021; (c) enter into any contract required for the trans portation and storage of CO2 emissions from the unit is to be entered into by January 1, 2022; (d) take all necessary steps to obtain all permits or ap provals required in relation to the construction of the capture element are to be taken by January 1, 2022; and (e) ensure that the unit, when operating with an inte grated carbon capture and storage system, captures CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit in accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and transports and 10 La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire accordée, à l’égard d’un groupe, aux termes du paragraphe 9(3) doit : a) réaliser une étude d’ingénierie d’avant-projet dé taillé, au plus tard le 1er janvier 2020; b) acheter tous les équipements majeurs nécessaires pour l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2021; c) conclure tout contrat nécessaire au transport et à la séquestration des émissions de CO2 provenant du groupe, au plus tard le 1er janvier 2022; d) prendre toutes les dispositions nécessaires afin d’obtenir les permis ou autorisations préalables à la construction de l’élément de captage, au plus tard le 1er janvier 2022; e) veiller à ce que le système de captage et de séques tration de carbone intégré au groupe capte les émis sions de CO2 provenant de la combustion des combus tibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Sections 10-11 Articles 10-11 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 17 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 stores those emissions in accordance with the laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be, by January 1, 2024. réglemente cette activité et les transporte et les sé questre conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la province qui réglemente ces activi tés ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, au plus tard le 1er janvier 2024. Implementation report Rapport de mise en œuvre 11 (1) A responsible person who has been granted a temporary exemption in respect of a unit must, for each calendar year following the granting of the temporary ex emption, provide the Minister with an implementation report that indicates the unit’s registration number and includes supporting documents that contain the follow ing information: (a) the steps taken during that year to construct the capture, transportation and storage elements of the carbon capture and storage system and to integrate those elements with the unit; (b) any requirement set out in section 10 that was sat isfied during that year, along with the information and documents referred to in Schedule 3; (c) a description of the manner in which those steps were carried out or those requirements were satisfied; (d) any changes, with respect to the information most recently provided to the Minister, to the proposed en gineering design for the capture element, to the pre ferred transportation methods or routes or to the pre ferred storage sites, for the carbon capture and storage system; and (e) a description of any steps necessary, with a sched ule for those steps, to achieve the following objectives: (i) the satisfaction of any requirements set out in section 10 that remain to be satisfied, and (ii) the compliance of the responsible person with subsection 3(1) by January 1, 2025 when the unit is operating with an integrated carbon capture and storage system that captures CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit in accor dance with laws of Canada or a province that regu late that capture and transports and stores those emissions in accordance with laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate, as the case may be, that transporta tion or storage. 11 (1) La personne responsable qui est titulaire d’une exemption temporaire à l’égard d’un groupe fournit au ministre, pour chaque année civile suivant celle où l’exemption a été accordée, un rapport de mise en œuvre comportant le numéro d’enregistrement de ce groupe ainsi que les renseignements ci-après, documents à l’ap pui : a) une mention des étapes de la construction des élé ments de capture, de transport et de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone et de leur intégration au groupe, réalisées au cours de l’année en cause; b) une mention des exigences prévues à l’article 10 qui ont été respectées au cours de cette année, accom pagnée des renseignements ou documents énumérés à l’annexe 3; c) une description des mesures prises pour réaliser ces étapes et de celles prises pour respecter ces exi gences; d) toute modification apportée aux renseignements fournis préalablement au ministre à l’égard de la conception technique proposée pour l’élément de cap tage, des méthodes ou des routes privilégiées pour le transport ou des sites de séquestration privilégiés du système de captage et de séquestration de carbone; e) une description des mesures à prendre, pour per mettre d’atteindre les objectifs ci-après, accompagné d’un échéancier : (i) le respect des exigences visées à l’article 10 qui n’ont pas encore été respectées, (ii) la conformité de la personne responsable avec le paragraphe 3(1) au plus tard le 1er janvier 2025 une fois intégré au groupele système de captage et de séquestration de carbone qui capte les émissions de CO2 provenant de la combustion de combus tibles fossiles par le groupe conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la pro vince qui réglemente cette activité et les transporte et séquestre conformément aux règles de droit ap plicables du Canada ou de la province qui régle mente ces activités ou à celles des États-Unis ou Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Sections 11-13 Articles 11-13 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 18 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 d’un de ses États, lorsque ces activités y sont régle mentées. Due date Date de présentation (2) The implementation report must be provided by March 31 of the calendar year that follows the calendar year in question. (2) Le rapport de mise en œuvre est fourni au ministre au plus tard le 31 mars de l’année civile suivant l’année civile en cause. Updated information Mise à jour des renseignements 12 If any event occurs or any circumstance arises that may prejudice the ability of the responsible person to achieve an objective referred to in paragraph 11(1)(e), the responsible person must send to the Minister, without delay, a notice that indicates the unit’s registration num ber and contains the following information: (a) a description of the event or circumstance and the nature of the prejudice; (b) an explanation of how the prejudice is to be over come in order to ensure that the objective will be achieved; and (c) in relation to that explanation, an update to any information previously provided to the Minister under paragraphs 11(1)(c) to (e), together with any necessary supporting documents. 12 En cas de circonstance ou d’événement pouvant limi ter la capacité de la personne responsable d’atteindre les objectifs visés à l’alinéa 11(1)e), la personne responsable transmet au ministre, sans délai, un avis comportant le numéro d’enregistrement du groupe en cause ainsi que les renseignements suivants : a) une description de la circonstance ou de l’événe ment en question et la nature de la limitation; b) une explication des solutions envisagées qui per mettront d’atteindre ces objectifs; c) à l’égard de cette explication, une mise à jour des renseignements visés aux alinéas 11(1)c) à e) qui ont été fournis au ministre, documents à l’appui. Revocation — non-satisfaction or misleading information Révocation — non-respect d’exigences ou renseignements trompeurs 13 (1) The Minister must revoke a temporary exemp tion granted under subsection 9(3) if (a) the responsible person does not satisfy a require ment set out in section 10; or (b) any information indicated or contained in the ap plication for the temporary exemption, in an imple mentation report referred to in section 11 or in a no tice referred to in section 12 is false or misleading. 13 (1) Le ministre révoque l’exemption temporaire ac cordée conformément au paragraphe 9(3) dans les cas suivants : a) la personne responsable ne respecte pas l’une ou l’autre des exigences prévues à l’article 10; b) certains renseignements fournis lors de la de mande ou dans le rapport de mise en œuvre visé à l’ar ticle 11 ou dans l’avis visé à l’article 12, sont faux ou trompeurs. Revocation — implementation report or reasonable grounds Révocation — rapport non fourni ou motifs raisonnables (2) The Minister may revoke the temporary exemption if (a) the responsible person has not provided an imple mentation report in accordance with section 11; (b) there are reasonable grounds for the Minister to believe that the carbon capture and storage system will not operate so as to capture, transport and store CO2 emissions as described in paragraph 10(e) by the date referred to in that paragraph; or (2) Le ministre peut révoquer l’exemption temporaire dans les cas suivants : a) la personne responsable n’a pas fourni le rapport de mise en œuvre conformément à l’article 11; b) le ministre a des motifs raisonnables de croire que le système de captage et de séquestration de carbone ne sera pas en mesure de capter, de transporter et de séquestrer les émissions de CO2 provenant du groupe Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Temporary Exemption — System to be Constructed Exemption temporaire — système à construire Sections 13-14 Articles 13-14 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 19 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (c) there are reasonable grounds for the Minister to believe that the responsible person will not emit CO2 from the combustion of fossil fuels in the unit in ac cordance with subsection 3(1) by January 1, 2025. en cause conformément à l’alinéa 10e) dans le délai qui y est prévu; c) le ministre a des motifs raisonnables de croire que la personne responsable ne sera pas en mesure, au 1er janvier 2025, de respecter la limite d’intensité des émissions de CO2 provenant de la combustion de com bustibles fossiles par le groupe conformément au pa ragraphe 3(1). Reasons and representations Avis préalable et observations (3) The Minister must not revoke the temporary exemp tion under subsection (1) or (2) unless the Minister has provided the responsible person with (a) written reasons for the proposed revocation; and (b) an opportunity to be heard, by written representa tion, in respect of the proposed revocation. (3) Le ministre ne peut révoquer l’exemption temporaire au titre des paragraphes (1) ou (2) que s’il prend les me sures suivantes : a) il avise au préalable par écrit la personne respon sable des motifs de la révocation projetée; b) il lui donne la possibilité de présenter des observa tions par écrit à cet égard. Twenty-four Month Exemption — Existing Unit with System Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit Exemption Exemption 14 (1) A responsible person for an old unit may, on ap plication made to the Minister, be exempted from the ap plication of subsection 3(1) in respect of the old unit for a period of 24 consecutive months that begins on January 1 of the calendar year that follows the calendar year in which the application is made if the following conditions are satisfied: (a) an existing unit and the old unit have a common owner who has a ownership interest of 50% or more in each of those two units; (b) the production capacity of the existing unit, during the calendar year preceding the calendar year in which the application is made, was equal to or greater than the production capacity of the old unit during that preceding calendar year; (c) the existing unit and the old unit are located in the same province; (d) the quantity of CO2 emissions from the combus tion of fossil fuels in the existing unit are determined in an accordance with a system or method referred to in subsection 20(1); (e) the quantity of CO2 emissions from the combus tion of fossil fuels in the existing unit that are cap tured, transported and stored is determined using a 14 (1) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile peut être exemptée, sur demande présentée au ministre, de l’application du paragraphe 3(1) à l’égard de ce groupe pour une période de vingt-quatre mois consé cutifs débutant le 1er janvier de l’année civile suivant celle où la demande a été présentée si les conditions ci-après sont réunies : a) le propriétaire du groupe en cause détient un titre de participation d’au moins 50 % dans ce groupe et dans un groupe existant; b) la capacité de production du groupe existant, au cours de l’année civile précédant celle où la demande est présentée, est égale ou supérieure à celle du groupe en fin de vie utile au cours de la même année civile; c) le groupe en fin de vie utile et le groupe existant sont situés dans la même province; d) la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant est déterminé selon un système ou une mé thode visés au paragraphe 20(1); e) la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe existant qui sont captées, transportées et séquestrées est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Twenty-four Month Exemption — Existing Unit with System Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit Section 14 Article 14 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 20 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 direct measure of the flow of, and the concentration of CO2 in, the emissions from that combustion of fuel; (f) the emissions referred to in paragraph (e) are cap tured in accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and are transport ed and stored in accordance with the laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be; (g) the emissions referred to in paragraph (e) are cap tured, transported and stored for a period of seven consecutive calendar years; (h) the emissions referred to in paragraph (e) com prise at least 30% of the quantity of CO2 emissions produced from the combustion of fossil fuels in the ex isting unit for each calendar year during that seven year period; and (i) the existing unit does not reach the end of its useful life during that seven-year period. des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO2; f) ces émissions sont captées conformément aux règles de droit applicables du Canada ou de la pro vince qui réglemente cette activité et transportées et séquestrées conformément aux règles de droit appli cables du Canada ou de la province qui réglemente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées; g) elles sont également captées, transportées et sé questrées pendant une période de sept années civiles consécutives; h) elles représentent en outre au moins 30 % de la quantité des émissions de CO2 provenant de la com bustion de combustibles fossiles par le groupe existant au cours de chaque année civile comprise dans cette période; i) le groupe existant n’atteint pas la fin de sa vie utile au cours de la période en question. Application Demande (2) A responsible person for an old unit must apply for the exemption before September 1 of the calendar year preceding the calendar year for which the exemption is sought. (2) La personne responsable d’un groupe en fin de vie utile présente la demande d’exemption avant le 1er sep tembre de l’année civile précédant celle pour laquelle l’exemption est demandée. Contents Renseignements et documents (3) The application must include the registration num ber of the old unit and of the existing unit and informa tion, with supporting documentation, to demonstrate that (a) the conditions of paragraphs (1)(a) to (f), (h) and (i) are satisfied; and (b) at least 30 consecutive months of the period re ferred to in paragraph (g) have occurred before the day on which the application is made. (3) La demande comporte le numéro d’enregistrement du groupe en fin de vie utile et du groupe existant ainsi que les renseignements établissant, documents à l’appui : a) que les conditions prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) sont remplies; b) qu’au moins trente mois consécutifs au cours de la période visée à l’alinéa g) se sont écoulés avant la date à laquelle la demande est présentée. Granting of exemption Autorisation (4) The Minister must, within 30 days after receiving the application, grant the exemption if (a) no exemption referred to in subsection (1) has been previously granted in respect of the old unit; (b) no exemption referred to in subsection (1) that in volved the existing unit has been previously granted; (c) the existing unit referred to in subsection (1) is not a substituted unit referred to in subsection 5(5); and (4) Le ministre accorde l’exemption, dans les trente jours suivant la réception de la demande, si les conditions ci après sont remplies : a) le groupe en fin de vie utile n’a pas précédemment fait l’objet de l’exemption prévue au paragraphe (1); b) le groupe existant n’entre pas en jeu dans une exemption accordée précédemment conformément au paragraphe (1); Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 1 Regulated Units and Emission Limit PARTIE 1 Groupes réglementés et limite d’émissions Carbon Capture and Storage Captage et séquestration de carbone Twenty-four Month Exemption — Existing Unit with System Exemption de vingt-quatre mois — groupe existant avec système construit Sections 14-16 Articles 14-16 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 21 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (d) the Minister is satisfied that the requirements set out in subsection (3) are satisfied. c) le groupe existant visé au paragraphe (1) n’est pas un groupe substitutif aux termes du paragraphe 5(5); d) il est convaincu que les conditions prévues au para graphe (3) sont remplies. Obligation to capture 30% of CO2 emissions Obligation de capter 30 % des émissions de CO2 (5) A responsible person who has been exempted under subsection (4) in respect of an existing unit must ensure that the conditions of paragraphs (1)(a) to (f), (h) and (i) are satisfied for the portion of the period referred to in paragraph (1)(g) that remains after the occurrence of the period of consecutive months described in paragraph (3)(b). (5) La personne responsable d’un groupe existant qui bé néficie d’une exemption au titre du paragraphe (4) veille à ce que les conditions prévues aux alinéas (1)a) à f), h) et i) soient remplies pour le reste de la période visée à l’ali néa (1)g) une fois écoulée la période de trente mois consécutifs visée à l’alinéa (3)b). PART 2 PARTIE 2 Reporting, Sending, Recording and Retention of Information Rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements Annual report Rapport annuel 15 For each calendar year, a responsible person for each of the following units must, on or before June 1 that fol lows that calendar year, send an annual report to the Minister that contains the information set out in Sched ule 4: (a) a new unit; (b) an old unit; (c) a substituted unit referred to in subsection 5(5); (d) an existing unit referred to in subsection 14(1), if that calendar year is a calendar year included in the remaining portion of the seven consecutive calendar years referred to in subsection 14(5). 15 Pour chaque année civile, la personne responsable de l’un ou l’autre des groupes ci-après transmet au ministre un rapport comportant les renseignements énumérés à l’annexe 4 pour l’année civile en cause, au plus tard le 1er juin suivant la fin de cette année : a) un groupe nouveau; b) un groupe en fin de vie utile; c) un groupe substitutif visé au paragraphe 5(5); d) un groupe existant visé au paragraphe 14(1), si l’année civile en cause est comprise dans le reste de la période de sept années civiles consécutives prévue au paragraphe 14(5). Electronic report, notice and application Rapports, avis et demandes électroniques 16 (1) A report or notice that is required, or an applica tion that is made, under these Regulations must be sent electronically in the form and format specified by the Minister and must bear the electronic signature of an au thorized official of the responsible person. 16 (1) Les rapports, avis et demandes au ministre pré vus par le présent règlement sont transmis électronique ment en la forme précisée par le ministre et portent la si gnature électronique de l’agent autorisé de la personne responsable. Paper report or notice Support papier (2) If the Minister has not specified an electronic form and format or if it is impractical to send the report, notice or application electronically in accordance with subsec tion (1) because of circumstances beyond the person’s control, the report, notice or application must be sent on (2) Si le ministre n’a pas précisé de forme au titre du pa ragraphe (1) ou si, en raison de circonstances indépen dantes de sa volonté, la personne qui transmet un rap port ou un avis ou qui présente une demande n’est pas en mesure de le faire conformément à ce paragraphe, elle le Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 2 Reporting, Sending, Recording and Retention of Information PARTIE 2 Rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements Sections 16-17 Articles 16-17 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 22 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 paper, signed by an authorized official of the responsible person, and in the form and format specified by the Min ister. However, if no form and format have been so speci fied, it may be in any form and format. transmet ou la présente sur support papier, signé par son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, le cas échéant. Record-making Conservation 17 (1) A responsible person for a unit must make a record (a) of any notice referred to in subsection 4(3), 5(6) or 6(6) or section 12 that was sent to the Minister and the information that was contained in it, as well as any supporting documents; (b) of any application referred to in subsection 5(3), 6(3), 7(3), 8(2), 9(2) or 14(3) and the information re ferred to in the subsection, as well as any supporting documents; (c) of every direct measure of the flow of, and the con centration of CO2 in, emissions referred to in para graph 14(1)(e), subsection 20(2) and the descriptions of Enon-ccs in subsection 21(1) and of Eccs in section 22; (d) of every measurement and calculation used to de termine a value of an element of a formula set out in any of sections 19 and 21 to 24; (e) that demonstrates that any meter referred to in section 19 complies with the requirements of the Elec tricity and Gas Inspection Act and the Electricity and Gas Inspection Regulations, including a certificate re ferred to in section 14 of that Act; (f) for each calendar year during which a responsible person used a continuous emission monitoring system referred to in paragraph 20(1)(a), of any document, record or information referred to in section 8 of the Reference Method; (g) that demonstrates that the installation, mainte nance and calibration of measuring devices referred to in subsection 25(1) was in accordance with that sub section and subsection 25(3) and of every calibration referred to in subsection 25(2); and (h) of the results of the analysis of every sample col lected in accordance with section 27. 17 (1) La personne responsable d’un groupe verse aux dossiers les renseignements et documents suivants : a) le cas échéant, une copie de l’avis visé aux para graphes 4(3), 5(6) ou 6(6) ou à l’article 12 qui a été transmis au ministre et des renseignements qu’il com porte, y compris une copie des documents fournis à l’appui; b) une copie de toute demande visée aux paragraphes 5(3), 6(3), 7(3), 8(2), 9(2) ou 14(3) et des renseigne ments qu’elle comporte, y compris une copie des docu ments fournis à l’appui; c) les mesures directes du débit et de la concentration en CO2 des émissions visées à l’alinéa 14(1)e) et au pa ragraphe 20(2), ainsi que celles visées par la variable Enon scs au paragraphe 21(1) et la variable Escs à l’article 22; d) un relevé des mesures et une description des cal culs effectués pour déterminer la valeur de chacune des variables des formules prévues aux articles 19 et 21 à 24; e) les renseignements établissant que les compteurs visés à l’article 19 répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règle ment sur l’inspection de l’électricité et du gaz, y com pris le certificat visé à l’article 14 de cette loi; f) à l’égard de chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a), les renseignements et les documents visés à la section 8 de la Méthode de référence; g) les renseignements établissant que l’installation, l’entretien et l’étalonnage visés au paragraphe 25(1) sont faits conformément à ce paragraphe et que les instruments de mesure sont conformes au paragraphe 25(3), ainsi que tout étalonnage visé au paragraphe 25(2); h) le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé conformément à l’article 27. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 2 Reporting, Sending, Recording and Retention of Information PARTIE 2 Rapports, transmission, consignation et conservation des renseignements Sections 17-19 Articles 17-19 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 23 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 When records made Consignation (2) Records referred to in paragraphs (1)(c) to (h) must be made as soon as feasible but not later than 30 days after the information to be recorded becomes available. (2) Les renseignements et documents visés aux alinéas (1)c) à h) sont versés aux dossiers dès que possible, mais au plus tard trente jours après le moment où ils sont ac cessibles. Retention of records and reports Conservation des renseignements et des rapports 18 (1) A responsible person who is required under these Regulations to make a record or send a report or notice must keep the record or a copy of the report or notice, as well as any supporting documents that relate to the infor mation contained in that record or copy, for at least sev en years after they make the record or send the report or notice. The record or copy must be kept at the person’s principal place of business in Canada or at any other place in Canada where it can be inspected. If the record or copy is kept at any of those other places, the person must provide the Minister with the civic address of that other place. 18 (1) Toute personne responsable tenue de verser aux dossiers des renseignements ou documents ou de trans mettre un rapport ou un avis en application du présent règlement doit conserver les renseignements en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins sept ans après les avoir ver sés aux dossiers ou, s’agissant des rapports ou avis, les avoir transmis. Les renseignements, les documents et les copies sont conservés à l’établissement principal de la personne au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, la per sonne informe le ministre de l’adresse municipale du lieu. Change of address Changement d’adresse (2) If the civic address referred to in subsection (1) changes, the responsible person must notify the minister in writing within 30 days after the change. (2) Le ministre doit être avisé par écrit du changement d’adresse municipale du lieu visé au paragraphe (1) dans les trente jours suivant le changement. PART 3 PARTIE 3 Quantification Rules Règles de quantification Production of Electricity Production d’électricité Electricity Quantité 19 (1) The quantity of electricity referred to in para graph 3(2)(a) is to be determined in accordance with the following formula: Ggross – Gaux where Ggross is the gross quantity of electricity that is pro duced by the unit during the calendar year, expressed in GWh and measured at the elec trical terminals of the generators of the unit using meters that comply with the require ments of the Electricity and Gas Inspection Act and the Electricity and Gas Inspection Regulations; and Gaux is the quantity of electricity that is used by the power plant in which the unit is located during the calendar year to operate infrastructure and equipment that is attributed to the unit for 19 (1) La quantité d’électricité visée à l’alinéa 3(2)a) est calculée conformément à la formule suivante : Gbrute – Gaux où : Gbrute représente la quantité brute d’électricité pro duite par ce groupe au cours de l’année ci vile, exprimée en GWh, mesurée aux bornes électriques de tous les générateurs du groupe à l’aide de compteurs qui répondent aux exi gences de la Loi sur l’inspection de l’électri cité et du gaz et du Règlement sur l’inspec tion de l’électricité et du gaz; Gaux la quantité d’électricité, exprimée en GWh, uti lisée par la centrale électrique où le groupe est situé pour le fonctionnement de l’infrastruc ture et de l’équipement, au cours de l’année ci vile en cause, attribuée à ce groupe pour la Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification Production of Electricity Production d’électricité Sections 19-20 Articles 19-20 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 24 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 electricity generation and for separation, but not for pressurization, of CO2, expressed in GWh , determined in accordance with an ap propriate method of attribution, based on data collected using meters that comply with the re quirements of the Electricity and Gas Inspec tion Act and the Electricity and Gas Inspection Regulations. production d’électricité et la séparation de CO2, sauf la pressurisation de CO2, et déterminée se lon une méthode d’attribution appropriée, à partir de données fournies à l’aide de comp teurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Rè glement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. Same method of attribution in subsequent years Méthode d’attribution — années civiles subséquentes (2) Once a method of attribution is used to make the de termination referred to in the description of Gaux for a calendar year, that method of attribution must be used to make that determination for every subsequent calendar year, unless (a) during a subsequent calendar year, a unit located at the power plant ceases to produce electricity or a new unit is added to those located at the power plant; or (b) during a subsequent calendar year, the operation of any unit located at the power plant is integrated with a carbon capture and storage system. (2) Dès qu’une méthode d’attribution est utilisée pour déterminer la variable Gaux à l’égard d’une année civile, elle est utilisée pour les années civiles subséquentes, sauf si, au cours d’une de celles-ci : a) un groupe qui se trouve à la centrale électrique cesse de produire de l’électricité ou un groupe nou veau y est ajouté; b) un système de captage et de séquestration de car bone est intégré à un groupe qui se trouve à la centrale électrique. Change of method of attribution Changement de méthode d’attribution (3) If paragraph (2)(a) or (b) applies in a subsequent cal endar year, the responsible person must, when making the determination referred to in the description of Gaux in subsection (1) for that subsequent calendar year, use a method of attribution that is appropriate to the circum stances described in that paragraph. Subsection (2) ap plies in respect of that appropriate method of attribution and that subsequent calendar year as if they were, re spectively, the method of attribution and the calendar year referred to in that subsection. (3) Dans le cas où l’un des alinéas (2)a) et b) s’applique au cours d’une année civile subséquente, la personne res ponsable utilise — pour la détermination de la variable Gaux à l’égard de cette année subséquente — la méthode d’attribution appropriée qui prend en considération le changement visé à l’alinéa en cause. Le paragraphe (2) s’applique à l’égard de cette méthode d’attribution et de cette année subséquente comme si elles étaient, respecti vement, la méthode d’attribution et l’année civile visées à ce paragraphe. CO2 Emissions Émissions de CO2 Means of Quantification Moyens de quantification CEMS or fuel-based methods Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou méthode fondée sur le type de combustible 20 (1) For the purposes of sections 3 and 15, the quanti ty of CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in a unit for a calendar year is to be determined (a) by using a continuous emission monitoring system (CEMS) in accordance with section 21; or (b) by using a fuel-based method, based on the quan tity of carbon in the fossil fuel fed for combustion, in accordance with section 22 and section 23 or 24. 20 (1) Pour l’application des articles 3 et 15, la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par un groupe au cours d’une année civile donnée est déterminée : a) soit à l’aide d’un système de mesure et d’enregistre ment en continu des émissions conformément à l’ar ticle 21; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Means of Quantification Moyens de quantification Sections 20-21 Articles 20-21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 25 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 b) soit à l’aide d’une méthode fondée sur la quantité de carbone contenue dans le type de combustible fos sile utilisé pour alimenter le groupe, précisée aux ar ticles 22 et 23 ou 24. Emissions from coal gasification systems Émissions provenant du système de gazéification (2) If a coal gasification system referred to in subsection 3(4) is used to produce fuel for a unit, the quantity of emissions from the unit referred to in subsection (1) must be determined in accordance with paragraph (1)(a). To the extent that the emissions from the coal gasifica tion system are not captured, transported and stored as described in subsection 3(5), that quantity must be deter mined for the purpose of subsection 3(1) by using a direct measure of the flow of, and the concentration of CO2 in, those emissions. (2) Lorsqu’un système de gazéification du charbon visé au paragraphe 3(4) est utilisé pour produire du combus tible pour un groupe, la quantité des émissions prove nant du groupe visé au paragraphe (1) est déterminée conformément à l’alinéa (1)a). Dans la mesure où les émissions provenant de ce système ne sont pas captées, transportées et séquestrées conformément au paragraphe 3(5), leur quantité est calculée, pour l’application du pa ragraphe 3(1), à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO2. Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Quantification Quantification 21 (1) If paragraph 20(1)(a) applies, the quantity of CO2 emissions referred to in subsection 20(1) is to be deter mined in accordance with the following formula: Eu – Ebio + Enon-ccs where Eu is the quantity of CO2 emissions, expressed in tonnes, from the unit, “u”, during the calendar year from the combustion of fuel, as measured by the CEMS in accordance with sections 7.1 to 7.7 of the Reference Method; Ebio is the quantity of CO2 emissions, expressed in tonnes, from the combustion of biomass in the unit during the calendar year, determined (a) by using a fuel-based method (i) in accordance with paragraph 24(1)(a) or (b), if the unit combusts solid biomass at an av erage daily rate of less than 3t/day during the given calendar year, and (ii) in accordance with the applicable formula set out in one of paragraphs 23(1)(a) to (c) for the type of biomass combusted, in any other case, or (b) by using the method, based on data from the CEMS, described in subsection (2); and Enon-ccs is the quantity of CO2 emissions, ex pressed in tonnes, from the combustion of fuel in the unit, including those 21 (1) Dans le cas visé à l’alinéa 20(1)a), la quantité d’é missions de CO2 visée au paragraphe 20(1) est calculée conformément à la formule suivante : Eg – Ebio + Enon scs où : Eg représente la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe « g » au cours de l’an née civile en cause, mesurée par le système de me sure et d’enregistrement en continu des émissions conformément aux sections 7.1 à 7.7 de la Méthode de référence; Ebio la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée : a) soit à l’aide d’une des méthodes de quantifica tion ci-après fondée sur le type de combustible : (i) si la quantité de biomasse solide brûlée est inférieure à un taux quotidien moyen de 3t/ jour au cours de l’année civile en cause, celle vi sée aux alinéas 24(1)a) ou b), (ii) dans les autres cas, celle utilisée conformé ment à l’une des formules visées aux alinéas 23(1)a) à c) qui s’applique, selon le type de bio masse en cause, b) soit à l’aide de la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Section 21 Article 21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 26 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 emissions referred to in subsection 3(4), during the calendar year — other than the quantity of those emissions as mea sured by the CEMS and set out in the de scription of Eu — that is determined us ing a direct measure of the flow of, and the concentration of CO2 in, the emis sions from that combustion of fuel but that is not ultimately captured, trans ported and stored as described in subsec tion 3(5). mesure et d’enregistrement en continu des émis sions, prévue au paragraphe (2); Enon scs la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la com bustion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause, y com pris les émissions visées au paragraphe 3(4) — à l’exclusion de la quantité repré sentée par la variable Eg et mesurée par le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions — qui est déter minée à l’aide d’une mesure directe du débit des émissions provenant de cette combustion et de leur concentration en CO2 et qui n’est pas captée, transportée et séquestrée conformément au paragraphe 3(5). Ebio based on CEMS data Ebio selon la méthode de quantification fondée sur les données provenant du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (2) For the purpose of determining the value of Ebio, the method, based on data from the CEMS, consists of mak ing the following sequence of determinations: (a) the volume of CO2 emitted from combustion of fu el in the unit for each hour of production of electricity during the calendar year determined in accordance with the following formula: 0.01 × %CO2w,h × Qw,h × th where %CO2w,h is the average concentration of CO2 in relation to all gases in the stack emitted from the combustion of fuel in the unit during a given hour, “h”, during which the unit produced electricity in the calendar year — or, if applicable, a calculation made in accordance with section 7.4 of the Reference Method of that average concentration of CO2 based on a measurement of the concentration of oxygen (O2) in those gases in the stack — expressed as a percentage on a wet basis, Qw,h is the average volumetric flow during that hour, measured on a wet basis by the stack gas volumetric flow monitor, expressed in standard m3, and th is the period during which the unit produced elec tricity, expressed in hours; (2) Pour la détermination de la variable Ebio, on utilise la méthode de quantification fondée sur les données prove nant du système de mesure et d’enregistrement en conti nu des émissions, selon laquelle les opérations ci-après sont effectuées, dans l’ordre : a) calcul du volume de CO2 émis à partir du groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de combustibles au cours de l’année civile, selon la formule suivante : 0,01 × %CO2w,h × Qw,h × th où : %CO2w,h représente la concentration moyenne d’émissions de CO2 prove nant de la combustion de combus tibles par le groupe pour chaque heure « h » de production d’électri cité au cours de l’année civile, mesu rée à partir des gaz de cheminée — ou, le cas échéant, calculée confor mément à l’article 7.4 de la Méthode de référence à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O2) dans ces gaz de cheminée — expri mée en pourcentage de CO2 sur une base humide, Qw,h le débit volumétrique moyen durant l’heure en cause, exprimé en m3 normalisés, mesuré sur une base humide par un appareil de me sure du débit volumétrique placé sur la che minée, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Section 21 Article 21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 27 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (b) the volume of CO2 emitted from combustion of fossil fuel in the unit during the calendar year, ex pressed in standard m3 and referred to in this subsec tion as Vff, determined in accordance with the follow ing formula: where Qi is the quantity of fossil fuel type “i” combusted in the unit during the calendar year, determined (a) for a solid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Mf in the for mula set out in paragraph 23(1)(a) and ex pressed in tonnes, (b) for a liquid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the for mula set out in paragraph 23(1)(b) and ex pressed in kL, and (c) for a gaseous fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(c) and ex pressed in standard m3, i is the ith fossil fuel type combusted in the unit dur ing the calendar year, with “i” going from the num ber 1 to n, where n is the number of fossil fuels so combusted, Fc,i is the fuel-specific carbon-based F-factor for each fossil fuel type “i” — being, as the case may be, the default value as set out in column 3 of the table to subsection (3) for that fuel type set out in column 2 or determined for that fuel type in accordance with Appendix A of the Ref erence Method — expressed in standard m3 of CO2/GJ, HHVd,i — expressed in GJ/tonne, for a solid fu el, in GJ/kL, for a liquid fuel, and in GJ/ standard m3, for a gaseous fuel — is, for each fossil fuel type “i”, (a) the default higher heating value set out in column 2 of Schedule 5 for that fuel type set out in column 1, and (b) in the absence of a default higher heating value for that fuel type referred to in paragraph (a), a default higher heating value for that fuel type established by a body that is international ly recognized as being competent to establish default higher heating values for fuels; th la période au cours de laquelle le groupe a produit de l’électricité, exprimée en heures; b) calcul du volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles fossiles par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 normalisés et identifié par la variable Vcf, selon la formule suivante : où : Qi représente la quantité de chaque combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile, déterminée : a) pour les combustibles solides, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes, b) pour les combustibles liquides, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, c) pour les combustibles gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés, i le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces combustibles, Fc,i le facteur de carbone propre au combustible fossile de type « i », soit, selon le cas, le facteur F par défaut qui figure dans la colonne 3 du ta bleau du paragraphe (3) pour le type de com bustible visé à la colonne 2 ou celui déterminé conformément à l’annexe A de la Méthode de référence, exprimé en m3 normalisés de CO2/GJ, HHVd,i le pouvoir calorifique supérieur ci-après, exprimé en GJ/tonne pour les combus tibles solides, en GJ/kL pour les com bustibles liquides et en GJ/m3 normali sés pour les combustibles gazeux : a) le pouvoir calorifique supérieur par défaut prévu à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le com bustible fossile de type « i » visé à la colonne 1, b) en l’absence d’un tel pouvoir calorifique, le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le combustible fossile de type « i » établi par un Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Section 21 Article 21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 28 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (c) the volume of CO2 emitted from the combustion of biomass in the unit during the calendar year, ex pressed in standard m3 and referred to in this subsec tion as Vbio, determined in accordance with the follow ing formula: VT – Vff where VT is the sum of the volumes of CO2 emitted from combustion of fuel in the unit during each hour of production of electricity during the calendar year, as determined under paragraph (a), and Vff is Vff determined in accordance with the formu la set out in paragraph (b); and (d) the quantity of the CO2 emissions from the com bustion of biomass in the unit during the calendar year, namely Ebio determined in accordance with the formula set out in subsection (1), based on the follow ing two determinations: (i) the fraction of the volume of CO2 emissions from all fuel combusted in the unit attributable to the combustion of biomass in the unit during the calen dar year, referred to in this section as Biofr, deter mined in accordance with the following formula: where Vbio is the volume of CO2 emitted from the combustion of biomass in the unit during the calendar year determined in accor dance with the formula set out in para graph (c), VT is the value of VT determined in accordance with the formula set out in paragraph (c), and (ii) the quantity of CO2 emissions described by Ebio determined in accordance with the following for mula: (Biofr× Eu) – Es where Biofr is the fraction of the volume of CO2 emis sions from all fuel combusted in the unit attributable to the combustion of biomass organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoir ca lorifiques supérieurs par défaut pour les com bustibles; c) calcul du volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, exprimé en m3 normalisés et identifié par la variable Vbio, selon la formule sui vante : VT – Vcf où : VT représente la somme des volumes de CO2 émis par le groupe pour chaque heure de production d’électricité par suite de la combustion de com bustibles au cours de l’année civile en cause et calculés selon l’alinéa a), Vcf la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa b); d) calcul de la quantité des émissions de CO2 prove nant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, soit la variable Ebio de la formule prévue au paragraphe (1), conformément aux deux opérations suivantes : (i) calcul de la fraction correspondant au volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le même groupe au cours de l’an née civile en cause, identifiée par la variable Biofr, selon la formule suivante : où : Vbio représente le volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculé conformément à la formule prévue à l’alinéa c), VT la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue à l’alinéa c), (ii) calcul de la quantité des émissions de CO2 iden tifiée par la variable Ebio, selon la formule suivante : (Biofr× Eg) – Es où : Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Section 21 Article 21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 29 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 in the unit during the calendar year deter mined in accordance with the formula set out in subparagraph (i), Eu is the value of Eu determined in the formula set out in subsection (1), and Es is the quantity of CO2 emissions, expressed in tonnes, that is released from the use of sor bent to control the emission of sulphur diox ide from the unit during the calendar year, de termined in accordance with the following formula: where S is the quantity of calcium carbonate (Ca CO3) or other sorbent material so used, ex pressed in tonnes, R is the stoichiometric ratio, on a mole frac tion basis, of CO2 released on usage of one mole of sorbent material, where R=1 if the sorbent material is CaCO3, and MMs is the molecular mass of the sorbent material, where MMs = 100 if the sor bent material is CaCO3. Biofr représente la fraction correspondant au volume des émissions de CO2 provenant de la combustion de biomasse par le groupe par rapport au volume total des émissions provenant de la combustion de combustibles par le même groupe au cours de l’année civile en cause détermi née conformément à la formule prévue au sous-alinéa (i), Eg la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au paragraphe (1), Es la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant du sorbant utilisé pour contrôler les émissions de dioxyde de soufre par le groupe au cours de l’année civile en cause, calculée selon la formule suivante : où : S représente la quantité de sorbant — notam ment carbonate de calcium (CaCO3) — ainsi utilisée, exprimée en tonnes, R le rapport stœchiométrique — selon la frac tion molaire — de CO2 attribuable à une mole de sorbant, où R=1 lorsque le sorbant est du CaCO3, MMs la masse moléculaire du sorbant où MMs = 100 lorsque le sorbant est du CaCO3. Default F-factor Facteur F par défaut (3) The default value for the fuel-specific carbon-based F-factor for certain types of fossil fuel is set out in col umn 3 of the following table: (3) Le facteur F de carbone par défaut propre à certains types de combustibles fossiles est celui prévu à la colonne 3 du tableau : TABLE Column 1 Column 2 Column 3 Item Fossil fuel Type F-factor (standard m3/GJ) 1 Coal Anthracite 54.2 Bituminous 49.2 Sub-bituminous 49.2 Lignite 53.0 2 Oil Crude, residual or distillate 39.3 3 Gas Natural 28.4 Propane 32.5 TABLEAU Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Article Combustible fossile Type Facteur F (m3 normalisés/GJ) 1 Charbon Anthracite 54,2 Bitumineux 49,2 Sous-bitumineux 49,2 Lignite 53,0 2 Huile Brute, résiduaire, distillée 39,3 3 Gaz Naturel 28,4 Propane 32,5 Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Section 21 Article 21 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 30 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Common stack — disaggregation Cheminée commune — désagrégation (4) Despite subsection (1), if there is one or more other units at a power plant where a unit is located and a CEMS measures emissions from that unit and from one or more of those other units at a common stack rather than at the exhaust duct of that unit and of each of those other units that brings those emissions to the common stack, then the quantity of emissions attributable to that unit for the purpose of subsection (1) is determined based on the ratio of the heat input of that unit to the to tal of the heat input of that unit and of all of those other units sharing the common stack in accordance with the following formula: (4) Malgré le paragraphe (1), dans le cas où plusieurs groupes sont situés à une centrale électrique où se trouve le groupe en cause et où un système de mesure et d’enre gistrement en continu des émissions est utilisé pour me surer les émissions provenant de certains de ces groupes, y compris le groupe en cause, au point de rejet d’une che minée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes vers la cheminée commune, la quantité d’émissions attribuable au groupe en cause, pour l’application du paragraphe (1), est calculée en fonc tion de la proportion du flux calorifique à l’alimentation du groupe par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui partagent une cheminée commune, selon la formule suivante : where Quj is the quantity of fuel type “j” combusted in that unit “u” during the calendar year, determined (a) for a solid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Mf in the formula set out in paragraph 23(1)(a) and expressed in tonnes, (b) for a liquid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(b) and expressed in kL, and (c) for a gaseous fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(c) and expressed in standard m3; HHVuj is the higher heating value, determined in accordance with section 24 and expressed in the applicable unit of measure referred to in that section of fuel type “j” combusted dur ing the calendar year in that unit “u”; i is the ith unit located at the power plant with “i” going from the number 1 to n, where n is the number of units that share a common stack; j is the jth fuel type, including types of biomass, com busted during the calendar year in a unit located at the power plant with “j” going from the number 1 to m, where m is the number of those fuel types; où : Qgj représente la quantité du combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée : a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes, b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 nor malisés; HHVgj le pouvoir calorifique supérieur du combus tible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, détermi né conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mention née à cet article; i le ie groupe situé à la centrale électrique, « i » équiva lant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de groupes qui partagent une cheminée commune; j le je type de combustible, y compris tout type de bio masse, brûlé au cours de l’année civile en cause par Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Continuous Emissions Monitoring System Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions Sections 21-22 Articles 21-22 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 31 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Qij is the quantity of fuel type “j” combusted in each unit “i” during the calendar year, determined for a solid fuel, a liquid fuel and a gaseous fuel, respec tively, in the manner set out in the description of Quj; HHVij is the higher heating value, determined in ac cordance with section 24 and expressed in the applicable unit of measure referred to in that section, of fuel type “j” combusted dur ing the calendar year in unit “i”; and E is the quantity of CO2 emissions, expressed in tonnes, from the combustion of fuels in all the units during the calendar year, measured by a CEMS at the com mon stack in accordance with subsection 21(1). un groupe situé à la centrale électrique, « j » équiva lant au chiffre 1 à m et m équivalant au nombre de types de combustible; Qij la quantité du combustible de type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminée pour un combustible solide, li quide et gazeux, respectivement, de la manière prévue pour la variable Qgj; HHVij le pouvoir calorifique supérieur du combus tible de type « j » brûlé par le groupe « i » au cours de l’année civile en cause, déterminé conformément à l’article 24 et exprimé selon l’unité de mesure applicable mentionnée à cet article; E la quantité, exprimée en tonnes, des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par tous les groupes au cours de l’année civile en cause, mesu rée par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions sur la cheminée commune conformément au paragraphe 21(1). Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Determination Calcul 22 If paragraph 20(1)(b) applies, the quantity of CO2 emissions referred to in subsection 20(1) is to be deter mined by the following formula: where Ei is the quantity of CO2 emissions attributable to the combustion of fossil fuel of type “i” in the unit dur ing the calendar year, expressed in tonnes, deter mined for that fuel type in accordance with section 23 or 24; i is the ith type of fossil fuel combusted in the unit dur ing the calendar year, with “i” going from the number 1 to n, where n is the number of types of fossil fuel so combusted; Es is Es determined in accordance with the formula set out in subparagraph 21(2)(d)(ii); and Eccs is the quantity of CO2 in those emissions, ex pressed in tonnes, from the combustion of fuel in the unit, during the calendar year, that are captured in accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and that are transported and stored in accordance with 22 Dans le cas visé à l’alinéa 20(1)b), la quantité des émissions de CO2 visée au paragraphe 20(1) est calculée conformément à la formule suivante : où : Ei représente la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion de combustible fossile de type « i » par le groupe au cours de l’année civile en cause et est calculée selon le type de combustible conformément à l’article 23 ou 24; i le ie type de combustible fossile qui a été brûlé par le groupe au cours de cette année, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de types de combustibles fossiles brûlés; Es la valeur déterminée pour cette variable selon la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii); Escs la quantité de CO2, exprimée en tonnes, conte nue dans les émissions provenant de la combus tion de combustibles par le groupe au cours de l’année civile en cause qui sont captées confor mément aux règles de droit du Canada ou de la Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Sections 22-23 Articles 22-23 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 32 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 the laws of Canada or a province, or of the Unit ed States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be, that quantity being determined using a direct measure of the flow of, and the concentration of CO2 in, those emissions. province qui réglemente cette activité et trans portées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui régle mente ces activités ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États lorsque ces activités y sont ré glementées, et qui est déterminée à l’aide d’une mesure directe du débit de ces émissions et de leur concentration en CO2. Measured carbon content Contenu en carbone mesuré 23 (1) Subject to section 24, the quantity of CO2 emis sions attributable to the combustion of a fuel in a unit during a calendar year, expressed in tonnes, is deter mined in accordance with the applicable formula, as fol lows: (a) for a solid fuel Mf × CCA × 3.664 where Mf is the mass of the fuel combusted during the cal endar year as determined, as the case may be, on a wet or dry basis, expressed in tonnes and measured by a measuring device, and CCA is the weighted average, expressed in kg of carbon per kg of the fuel, of the carbon con tent of the fuel determined in accordance with subsection (2) on the same wet or dry basis as the one used in the determination of Mf; (b) for a liquid fuel Vf × CCA × 3.664 where Vf is the volume of the fuel combusted during the calendar year, expressed in kL, determined by using flow meters, and CCA is the weighted average, expressed in tonnes of carbon per kL of the fuel, of the carbon content of the fuel determined in accordance with subsection (2) at the same temperature as the one used in the determination of Vf; and (c) for a gaseous fuel 23 (1) Sous réserve de l’article 24, la quantité d’émis sions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combustible par le groupe en cause au cours d’une année civile donnée est calculée selon celle des formules ci-après qui s’applique : a) dans le cas de combustibles solides : Mc × CCM × 3,664 où : Mc représente la masse du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause déterminée, se lon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure et exprimée en tonnes, CCM la moyenne pondérée du contenu en car bone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, déterminée conformément au paragraphe (2), sur la même base sèche ou humide que celle choi sie pour déterminer Mc; b) dans le cas de combustibles liquides : Vc × CCM × 3,664 où : Vc représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL, détermi né à l’aide de débitmètres, CCM la moyenne pondérée du contenu en car bone de ce combustible, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible, détermi née conformément au paragraphe (2), à la même température que celle choisie pour déterminer Vc; c) dans le cas de combustibles gazeux : where où : Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Section 23 Article 23 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 33 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Vf is the volume of the fuel combusted during the calendar year, expressed in standard m3, deter mined by using flow meters, CCA is the weighted average, expressed in kg of carbon per kg of the fuel, of the carbon con tent of the fuel determined in accordance with subsection (2), MMA is the average molecular mass of the fuel, expressed in kg per kg-mole of the fuel, de termined based on fuel samples collected in accordance with section 27, and MVcf is the molar volume conversion factor, namely 23.645 standard m3 per kg-mole of the fuel at standard conditions of 15°C and 101.325 kPa. Vc représente le volume du combustible brûlé au cours de l’année civile en cause, exprimé en m3 normalisés, déterminé à l’aide de débitmètres, CCM la moyenne pondérée du contenu en car bone de ce combustible, exprimée en kg de carbone par kg de combustible, calculée conformément au paragraphe (2), MMM la masse moléculaire moyenne du com bustible, exprimée en kg par kg-mole de combustible, déterminée à partir des échantillons de combustibles prélevés conformément à l’article 27, MVfc le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m3 normalisés par kg-mole de combustible aux conditions normalisées de 15 °C et 101,325 kPa. Weighted average Moyenne pondérée (2) The weighted average referred to in paragraphs (1)(a) to (c) as CCA is, based on fuel samples collected in accor dance with section 27, to be determined in accordance with the following formula: (2) La moyenne pondérée « CCM » visée aux alinéas (1)a) à c) est déterminée à partir des échantillons de combus tible prélevés conformément à l’article 27, selon la for mule suivante : where CCi is the carbon content of, as the case may be, the composite sample, or the sample, of the fuel for the ith sampling period expressed for solid fuels, liquid fuels and gaseous fuels, respectively, in the same unit of measure as the one set out in CCA, as provided by the supplier of the fuel to the respon sible person and, if not so provided, as deter mined by the responsible person, and measured (a) for a solid fuel, on the same wet or dry basis as the one used in the determination of CCA, in ac cordance with, (i) for coal, biomass or solid fuel derived from waste, ASTM D5373 - 08, entitled Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Labo ratory Samples of Coal, and (ii) for any other solid fuel, (A) an applicable ASTM standard for the measurement of the carbon content of the fuel, and où : CCi représente le contenu en carbonede chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible pour la ie période d’échan tillonnage, exprimé pour un combustible solide, liquide et gazeux, respectivement, selon la même unité de mesure applicable que celle mentionnée pour la variable CCM, et fourni à la personne res ponsable par le fournisseur du combustible ou, s’il ne l’est pas, celui établi par la personne res ponsable — ce contenu étant déterminé : a) dans le cas des combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM, conformément à : (i) s’agissant du charbon, de biomasse ou de dérivés de matières résiduaires, la norme ASTM D5373-08 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laborato ry Samples of Coal, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Section 23 Article 23 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 34 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (B) if no such ASTM standard applies, an applicable internationally recognized method for the measurement of the carbon content of the fuel, (b) for a liquid fuel, in accordance with any of the following standards or methods that applies for the measurement of the carbon content of the fu el: (i) ASTM D3238 - 95(2010), entitled Standard Test Method for Calculation of Carbon Distri bution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method, along with either of the following applicable ASTM standards: (A) ASTM D2503 - 92(2007), entitled Stan dard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure, and (B) ASTM D2502 - 04(2009), entitled Stan dard Test Method for Estimation of Molecu lar Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measure ments, (ii) ASTM D5291 - 10, entitled Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, and (iii) if no such ASTM standard applies, an ap plicable internationally recognized method, and (c) for a gaseous fuel, (i) in accordance with either of the following ASTM standards that applies for the measure ment of the carbon content of the fuel: (A) ASTM D1945 - 03(2010), entitled Stan dard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, and (B) ASTM D1946 - 90(2011), entitled Stan dard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography, or (ii) by means of a direct measuring device that determines the carbon content of the fuel; i is the ith sampling period referred to in section 27, with “i” going from the number 1 to n, where n is the number of those sampling periods; and Qi is the mass or volume, as the case may be, of the fu el combusted during the ith sampling period, ex pressed (ii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou méthodes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone : (A) la norme ASTM applicable au type de combustible en cause, (B) en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale; b) dans le cas des combustibles liquides, confor mément à l’une ou l’autre des normes ou mé thodes applicables ci-après qui permet d’en mesu rer le contenu en carbone : (i) la norme ASTM D3238-95(2010) intitulée Standard Test Method for Calculation of Car bon Distribution and Structural Group Analy sis of Petroleum Oils by the n-d-M Method, ac compagnée de l’une ou l’autre des normes applicables suivantes : (A) la norme ASTM D2503-92(2007) intitu lée Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermœlectric Measure ment of Vapor Pressure, (B) la norme ASTM D2502-04(2009) intitulée Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements, (ii) la norme ASTM D5291-10 intitulée Stan dard Test Methods for Instrumental Determi nation of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, (iii) en l’absence d’une norme ASTM, toute mé thode applicable qui est reconnue à l’échelle in ternationale; c) dans le cas des combustibles gazeux : (i) soit conformément à l’une ou l’autre des normes applicables ci-après qui permet d’en mesurer le contenu en carbone : (A) la norme ASTM D1945-03(2010) intitu lée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, (B) la norme ASTM D1946-90(2011) intitulée Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography, (ii) soit à l’aide d’un instrument de mesure di recte qui détermine le contenu en carbone du combustible en cause, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Sections 23-24 Articles 23-24 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 35 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (a) for a solid fuel, in tonnes, on the same wet or dry basis as the one used in the determination of CCA, (b) for a liquid fuel, in kL, and (c) for a gaseous fuel, in standard m3. i le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de ces périodes d’échantillonnage, Qi la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimée : a) en tonnes, pour les combustibles solides, sur la même base sèche ou humide que celle choisie pour déterminer CCM, b) en kL pour les combustibles liquides, c) en m3 normalisés, pour les combustibles ga zeux. Quantification based on HHV Quantification fondée sur le pouvoir calorifique supérieur 24 (1) For an eligible fuel referred to in subsection (2), the quantity of CO2 emissions attributable to the combus tion of the fuel in a unit during a calendar year, expressed in tonnes, may be determined in accordance with subsec tion (4) based on the following higher heating value of the fuel: (a) the higher heating value of the fuel that is mea sured in accordance with subsection (6) as provided by the supplier of the fuel to the responsible person but, if not so provided, as so measured by the responsible person; and (b) in the absence of a measured higher heating value of the fuel referred to in paragraph (a), the default higher heating value, set out in column 2 of Schedule 5, for the fuel’s type, as set out in column 1 but, in the absence of that default higher heating value, a default higher heating value for that fuel type established by a body that is internationally recognized as being com petent to establish default higher heating values for fuels. 24 (1) La quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, qui est attribuable à la combustion d’un combus tible visé au paragraphe (2) par un groupe au cours d’une année civile donnée peut être déterminée, conformément au paragraphe (4), à l’aide de la valeur du pouvoir calori fique supérieur applicable suivante : a) la mesure du pouvoir calorifique supérieur déter minée conformément au paragraphe (6), dans le cas où elle est fournie par le fournisseur du combustible à la personne responsable ou, si elle ne l’est pas, celle ainsi déterminée par la personne responsable; b) en l’absence de la mesure du pouvoir calorifique supérieur visée à l’alinéa a), le pouvoir calorifique su périeur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’an nexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, à dé faut, celui établi par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des pouvoirs calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles. Eligible fuels Critères (2) Eligible fuels are (a) a fuel combusted in a unit in respect of which an exemption from the application of subsection 3(1) has been granted under subsection 7(4); (b) a fuel referred to in section 23 that is combusted during the calendar year at less than any of the aver age daily rates referred to in subsection (3); (c) a fuel listed in Part 4 of Schedule 5; and (d) a fuel combusted in a standby unit. (2) Les combustibles visés sont les suivants : a) un combustible brûlé par un groupe à l’égard du quel une exemption de l’application du paragraphe 3(1) a été accordée conformément au paragraphe 7(4); b) chaque combustible visé à l’article 23 brûlé au cours de l’année civile à un taux inférieur à l’un ou l’autre des taux quotidiens moyens visés au para graphe (3); c) un combustible visé à la partie 4 de l’annexe 5; d) un combustible brûlé par un groupe de réserve. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Section 24 Article 24 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 36 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Average daily rates Taux quotidiens moyens (3) The average daily rates are (a) for a solid fuel, 3 t/day; (b) for a liquid fuel, 1900 L/day; and (c) for a gaseous fuel, 500 standard m3/day. (3) Les taux quotidiens moyens sont les suivants : a) dans le cas des combustibles solides, 3 t/jour; b) dans le cas des combustibles liquides, 1900 L/jour; c) dans le cas des combustibles gazeux, 500 m3 nor malisés/jour. Quantity of emissions Quantité des émissions (4) The quantity of emissions is to be determined in ac cordance with the following formula: Q × HHV × EF × 0.001 where Q is the quantity of the fuel combusted in the unit dur ing the calendar year determined (a) for a solid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Mf in the formula set out in paragraph 23(1)(a) and expressed in tonnes, (b) for a liquid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(b) and expressed in kL, and (c) for a gaseous fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(c) and expressed in standard m3; HHV — expressed in GJ/tonne, for a solid fuel, in GJ/kL, for a liquid fuel, and in GJ/standard m3, for a gaseous fuel — is (a) if paragraph (1)(a) applies, the weighted aver age higher heating value of the fuel, determined in accordance with subsection (5), based on fuel samples collected in accordance with section 27, and (b) if paragraph (1)(b) applies, the default higher heating value, set out in column 2 of Schedule 5, for the fuel’s type, as set out in column 1 and, in the absence of that default higher heating value, a default higher heating value for that fuel type es tablished by a body that is internationally recog nized as being competent to establish default higher heating values for fuels; and EF is the default CO2 emission factor, set out in col umn 3 of Schedule 5, for that fuel listed in column 1 and, in the absence of that default CO2 emission factor, a default CO2 emission factor for that fuel established by a body that is internationally (4) La quantité des émissions est calculée selon la for mule suivante : Q × HHV × EF × 0,001 où : Q représente la quantité du combustible brûlé par le groupe au cours de l’année civile en cause, détermi née : a) pour un combustible solide, de la même ma nière que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), cette quantité étant exprimée en tonnes, b) pour un combustible liquide, de la même ma nière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, c) pour un combustible gazeux, de la même ma nière que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), cette quantité étant exprimée en m3 normalisés; HHV la valeur ci-après exprimée en GJ/tonne pour les combustibles solides, en GJ/kL pour les combustibles liquides et en GJ/m3 normalisés pour les combustibles gazeux : a) dans le cas visé à l’alinéa (1)a), la moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur de ce combustible, déterminée conformément au para graphe (5), à partir des échantillons de combus tibles prélevés conformément à l’article 27, b) dans le cas visé à l’alinéa (1)b), le pouvoir calo rifique supérieur par défaut prévu à la colonne 2 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, en l’absence d’un tel pouvoir calorifique, ce lui établi par un organisme reconnu à l’échelle in ternationale comme compétent pour établir des pouvoirs calorifiques supérieurs par défaut pour les combustibles; EF le facteur d’émissions de CO2 par défaut prévu à la colonne 3 de l’annexe 5 pour le combustible visé à la colonne 1 ou, en l’absence d’un tel facteur, celui Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Section 24 Article 24 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 37 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 recognized as competent to establish default CO2 emission factors for fuels. établi par un organisme reconnu à l’échelle inter nationale comme compétent pour établir des fac teurs d’émissions par défaut pour les combustibles. Weighted average Moyenne pondérée (5) The weighted average higher heating value of the fuel is determined in accordance with the following formula: (5) La moyenne pondérée du pouvoir calorifique supé rieur du combustible est calculée conformément à la for mule suivante : where HHVi is the higher heating value of, as the case may be, each composite sample, or sample, of the fuel for the ith sampling period measured in accordance with subsection (6), as provided by the supplier of the fuel to the responsible person but, if not so provided, as so measured by the responsible person; i is the ith sampling period referred to in section 27, with “i” going from the number 1 to n, where n is the number of those sampling periods; and Qi is the mass or volume, as the case may be, of the fu el combusted during the ith sampling period, ex pressed (a) for a solid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Mf in the formula set out in paragraph 23(1)(a) and expressed in tonnes, (b) for a liquid fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(b) and expressed in kL, and (c) for a gaseous fuel, in the same manner as the one used in the determination of Vf in the formula set out in paragraph 23(1)(c) and expressed in standard m3. où : HHVi représente le pouvoir calorifique supérieur de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, du combustible pour la ie période d’échantillonnage, déterminé conformément au paragraphe (6), dans le cas où il est fourni par le fournisseur du combustible à la per sonne responsable ou, s’il ne l’est pas, celui ainsi déterminé par la personne responsable; i le ie période d’échantillonnage visée à l’article 27, « i » équivalant au chiffre 1 à n et n équivalant au nombre de périodes d’échantillonnage; Qi la masse ou le volume, selon le cas, du combustible brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, exprimé : a) pour un combustible solide, de la même façon que la variable Mc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)a), et en tonnes, b) pour un combustible liquide, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)b), et en kL, c) pour un combustible gazeux, de la même façon que la variable Vc de la formule prévue à l’alinéa 23(1)c), et en m3 normalisés. Measurement of HHV Mesure du pouvoir calorifique supérieur (6) The higher heating value of a fuel is to be measured (a) for a solid fuel that is (i) coal or biomass, in accordance with ASTM D5865 - 11a, entitled Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke, (6) La mesure du pouvoir calorifique supérieur d’un combustible est déterminée : a) dans le cas des combustibles solides suivants : (i) charbon ou biomasse, conformément à la norme ASTM D5865-11a intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Section 24 Article 24 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 38 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (ii) a fuel derived from waste, in accordance with either ASTM D5865 - 11a or ASTM D5468 02(2007), entitled Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials, and (iii) any other solid fuel type, (A) in accordance with an applicable ASTM standard for the measurement of the higher heating value of the fuel, and (B) if no such ASTM standard applies, in accor dance with an applicable internationally recog nized method; and (b) for a liquid fuel that is (i) an oil or a liquid fuel derived from waste, in ac cordance with (A) ASTM D240 - 09, entitled Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, or (B) ASTM D4809 - 09a, entitled Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Pre cision Method), and (ii) any other liquid fuel type, (A) in accordance with an applicable ASTM standard for the measurement of the higher heating value of the fuel, and (B) if no such ASTM standard applies, in accor dance with an applicable internationally recog nized method; and (c) for a gaseous fuel, (i) in accordance with any of the following applica ble ASTM or GPA standards: (A) ASTM D1826 - 94(2010), entitled Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, (B) ASTM D3588 - 98(2003), entitled Standard Practice for Calculating Heat Value, Compress ibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, (C) ASTM D4891 - 89(2006), entitled Standard Test Method for Heating Value of Gases in Nat ural Gas Range by Stoichiometric Combustion, (ii) dérivés de matières résiduaires, conformément à la norme ASTM D5865-11a ou à la norme ASTM D5468-02(2007) intitulée Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials, (iii) s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou mé thodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique su périeur : (A) la norme ASTM applicable au type de com bustible en cause, (B) en l’absence d’une telle norme, toute mé thode applicable qui est reconnue à l’échelle in ternationale, b) dans le cas des combustibles liquides suivants : (i) huile et dérivés de matières résiduaires, confor mément à l’une ou l’autre des normes suivantes : (A) la norme ASTM D240-09 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, (B) la norme ASTM D4809-09a intitulée Stan dard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorime ter (Precision Method), (ii) s’agissant d’autres combustibles liquides, conformément à l’une ou l’autre des normes ou mé thodes ci-après applicables au combustible en cause qui permet d’en mesurer le pouvoir calorifique su périeur : (A) la norme ASTM applicable au type de com bustible en cause, (B) en l’absence d’une norme ASTM, toute mé thode applicable qui est reconnue à l’échelle in ternationale; c) dans le cas des combustibles gazeux : (i) conformément à l’une ou l’autre des normes ci après applicables au combustible en cause : (A) la norme ASTM D1826-94(2010) intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Conti nuous Recording Calorimeter, (B) la norme ASTM D3588-98(2003) intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification CO2 Emissions Émissions de CO2 Fuel-based Methods Quantification fondée sur le type de combustible brûlé Sections 24-25 Articles 24-25 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 39 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (D) GPA Standard 2172 - 09, entitled Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Com pressibility and Theoretical Hydrocarbon Liq uid Content for Natural Gas Mixtures for Cus tody Transfer, and (E) GPA standard 2261 - 00, entitled Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography, or (ii) by means of a direct measuring device that de termines the higher heating value of the fuel, but if the measuring device provides only lower heating values, those lower heating values must be convert ed to the corresponding higher heating values. Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, (C) la norme ASTM D4891-89(2006) intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion, (D) la norme 2172-09 de la GPA intitulée Calcu lation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer, (E) la norme 2261-00 de la GPA intitulée Analy sis for Natural Gas and Similar Gaseous Mix tures by Gas Chromatography, (ii) à l’aide d’un instrument de mesure directe qui détermine le pouvoir calorifique supérieur du com bustible en cause, mais s’il ne détermine que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur. Accuracy of Data Exactitude des données Measuring devices — installation, maintenance and calibration Installation, entretien et étalonnage des instruments de mesure 25 (1) A responsible person for a unit must install, maintain and calibrate any measuring device — other than a CEMS referred to in paragraph 20(1)(a) and any measuring device that is subject to the Electricity and Gas Inspection Act — that is used for the purpose of sec tion 3 or 15 in accordance with the manufacturer’s in structions or any applicable generally recognized nation al or international industry standard. 25 (1) La personne responsable du groupe installe, en tretient et étalonne les instruments de mesure — autres que le système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) et tout instrument de mesure assujetti à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz — utilisés pour l’application des articles 3 ou 15 conformément aux instructions recommandées par le fa bricant ou à une norme généralement reconnue par l’in dustrie à l’échelle nationale ou internationale. Frequency of calibration Fréquence de l’étalonnage (2) The responsible person must calibrate each of those measuring devices at the greater of the following two fre quencies: (a) at least once in every calendar year but at least five months after a previous calibration, and (b) the minimum frequency recommended by the manufacturer. (2) La personne responsable étalonne les instruments de mesure selon la plus exigeante des fréquences suivantes : a) au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle; b) à la fréquence minimale recommandée par le fabri cant. Accuracy of measurements Exactitude des mesures (3) Each of those measuring devices must enable mea surements to be made with a margin of error of ± 5%. (3) Les instruments de mesure permettent une détermi nation des mesures selon une marge d’erreur de ± 5 %. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification Accuracy of Data Exactitude des données Sections 26-27 Articles 26-27 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 40 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 CEMS Système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions 26 (1) A responsible person who uses a CEMS referred to in paragraph 20(1)(a) for the purpose of section 3 or 15 must ensure that the Reference Method is complied with. 26 (1) La personne responsable qui utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) pour l’application des articles 3 ou 15 s’assure que la Méthode de référence est suivie et que le système y est conforme. Certification Homologation (2) Before a CEMS referred to in paragraph 20(1)(a) is used for the purpose of that paragraph, it must be certi fied by the responsible person in accordance with section 5 of the Reference Method. (2) Avant son utilisation par la personne responsable pour l’application de l’alinéa 20(1)a), le système est ho mologué conformément à la section 5 de la Méthode de référence. Annual audit Vérification annuelle de la qualité (3) For each calendar year during which a responsible person uses a CEMS referred to in paragraph 20(1)(a), an auditor must (a) assess, based on the review referred to in section 6.5.2 of the Reference Method, whether, in the audi tor’s opinion, the responsible person’s use of the CEMS complied with the Quality Assurance/Quality Control manual referred to in section 6 of the Refer ence Method; (b) ensure that the Quality Assurance/Quality Control manual has been updated in accordance with sections 6.1 and 6.5.2 of the Reference Method; and (c) assess whether, in the auditor’s opinion, the re sponsible person complied with the Reference Method and the CEMS met the specifications set out in the Reference Method, in particular, in its sections 3 and 4. (3) Pour chaque année civile au cours de laquelle la per sonne responsable utilise le système, le vérificateur : a) évalue, à partir des éléments devant faire l’objet de son examen aux termes de la section 6.5.2 de la Méthode de référence si, à son avis, l’utilisation de ce système par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de réfé rence; b) s’assure que ce manuel a été mis à jour conformé ment aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de réfé rence; c) évalue si, à son avis, la personne responsable a sui vi la Méthode de référence et le système répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment celles mentionnées aux sections 3 et 4 de cette méthode. Auditor’s report Rapport du vérificateur (4) The responsible person must obtain a report, signed by the auditor, that contains the information set out in Schedule 6 and send the auditor’s report to the Minister with their annual report referred to in section 15. (4) La personne responsable obtient du vérificateur un rapport, signé par ce dernier, comportant les renseigne ments énumérés à l’annexe 6 et le transmet au ministre avec le rapport visé à l’article 15. Fuel Sampling and Testing Requirements Exigences en matière d’échantillonnage et d’analyse Fuel sampling Échantillonnage 27 (1) The determination of the value for the elements related to carbon content and higher heating values re ferred to in sections 21 to 24 must be based on fuel sam ples taken in accordance with this section. 27 (1) La valeur des variables relatives au contenu en carbone et au pouvoir calorifique supérieur visées aux ar ticles 21 à 24 est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification Fuel Sampling and Testing Requirements Exigences en matière d’échantillonnage et d’analyse Section 27 Article 27 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 41 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Frequency Fréquence (2) Each fuel sample must be taken at a time and loca tion in the fuel handling system of the power plant that provides the following representative sample of the fuel combusted at the following minimum frequency: (a) for coal other than synthetic gas derived from coal or derived from petroleum coke, one composite sam ple, during each week that the unit produces electrici ty, that is prepared in accordance with ASTM D2013 / D2013M - 11, entitled Standard Practice for Prepar ing Coal Samples for Analysis, and that consists of sub-samples taken at least twice from coal that was fed for combustion during that week and at least 48 hours apart, in accordance with (i) ASTM D2234 / D2234M - 10, entitled Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal, or (ii) ASTM D7430 - 11ae1, entitled Standard Prac tice for Mechanical Sampling of Coal; (b) for a type of solid fuel other than coal, one com posite sample per month that consists of sub-samples of fuel of that type, each having the same mass, that were taken from fuel that was fed for combustion dur ing each week that begins in that month and during which the unit produces electricity and that were tak en at least 48 hours after any previous sub-sample and after all fuel treatment operations had been carried out but before any mixing of the fuel from which the sub-sample is taken with other fuels; (c) for a type of liquid fuel and of a gaseous fuel other than natural gas, one sample per quarter, with each sample of fuel of that type being taken at least one month after any previous sample has been taken; and (d) for natural gas, two samples per calendar year, with each sample being taken at least four months af ter any previous sample has been taken. (2) Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de la centrale électrique permettant de fournir l’échantillon représentatif ci-après du combustible brûlé, à la fré quence minimale suivante : a) s’il s’agit de charbon, autre que du gaz de synthèse provenant de charbon ou de coke de pétrole, un échantillon composite pour chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité, préparé conformément à la norme ASTM D2013 / D2013M-11 intitulée Standard Practice for Preparing Coal Samples for Analysis et établi à partir de sous-échan tillons du charbon ayant servi à la combustion préle vés au moins deux fois au cours de la semaine et à au moins quarante-huit heures d’intervalle conformé ment à l’une ou l’autre des normes suivantes : (i) la norme ASTM D2234 / D2234M-10 intitulée Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal, (ii) la norme ASTM D7430 - 11ae1 intitulée Stan dard Practice for Mechanical Sampling of Coal; b) s’il s’agit d’un type de combustible solide autre que le charbon, un échantillon composite par mois établi à partir de sous-échantillons de même masse du com bustible ayant servi à la combustion, prélevés à chaque semaine au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité et qui commence au cours du mois et à au moins quarante-huit heures d’intervalle, après tout traitement du combustible mais avant qu’il ne soit mé langé à d’autres combustibles; c) s’il s’agit d’un type de combustible liquide ou ga zeux autre que du gaz naturel, un prélèvement d’échantillon à chaque trimestre, avec au moins un mois d’intervalle entre chaque prélèvement; d) s’il s’agit du gaz naturel, un prélèvement d’échan tillon deux fois par année civile, avec un intervalle d’au moins quatre mois entre chaque prélèvement. Additional samples Échantillons additionnels (3) For greater certainty, the responsible person who takes, for the purpose of these Regulations, more sam ples than the minimum required under subsection (2) must make the determination referred to in subsection (1) based on each sample — and, in the case of composite samples, each sub-sample — taken, including those addi tional samples. (3) Il est entendu que la personne responsable qui pré lève, pour l’application du présent règlement, plus d’échantillons que le nombre minimal prévu au para graphe (2), doit tenir compte de tous les échantillons ou, s’il s’agit d’échantillons composites, de tous les sous échantillons prélevés aux fins de la détermination prévue au paragraphe (1). Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 3 Quantification Rules PARTIE 3 Règles de quantification Fuel Sampling and Testing Requirements Exigences en matière d’échantillonnage et d’analyse Section 28 Article 28 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 42 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 Missing Data Données manquantes 28 (1) Subject to subsections (2) and (3), if, for any rea son beyond the responsible person’s control, the emis sion-intensity referred to in subsection 3(1) cannot be de termined in accordance with a formula set out in any of sections 19 and 21 to 24 because data required to deter mine the value of an element of that formula has not been obtained for a given period during a calendar year, replacement data for that given period obtained in accor dance with an appropriate method must be used to deter mine that value. 28 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque une donnée pour déterminer l’in tensité des émissions visée au paragraphe 3(1), au cours d’une période donnée de l’année civile en cause, confor mément aux formules prévues à l’article 19 ou à l’un des articles 21 à 24, une donnée de remplacement pour la va riable visée à l’une de ces formules, établie selon une mé thode appropriée pour cette période, est utilisée à cette fin. Replacement data — CEMS Donnée de remplacement — système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions (2) If a CEMS referred to in paragraph 20(1)(a) is used for the determination of an element of a formula set out in section 21 but data has not been obtained for that de termination during a given period, the replacement data is to be obtained in accordance with section 3.5.2 of the Reference Method. (2) Dans le cas où le système de mesure et d’enregistre ment en continu des émissions visé à l’alinéa 20(1)a) est utilisé pour déterminer, au cours d’une période donnée, une quelconque variable d’une formule visée à l’article 21 et où une donnée n’a pu être obtenue à l’aide de ce sys tème, la donnée de remplacement est obtenue conformé ment à la section 3.5.2 de la Méthode de référence. Replacement data — Fuel-based methods Donnée de remplacement — méthode fondée sur le type de combustible (3) If a fuel-based method referred to in paragraph 20(1)(b) is used for the determination of an element — related to the higher heating value, carbon content or molecular mass of a fuel — of a formula set out in any of sections 21 to 24 for which data has not been obtained during a given period, the replacement data is to be the average of the determinations for that element, using the fuel-based method in question, during the equivalent pe riod prior to and, if available, subsequent to that given period. However, if the determination of that element is not available during the equivalent period prior to that given period, the replacement data is to be the determi nation for that element, using the fuel-based method in question, during the equivalent period subsequent to the given period. (3) Dans le cas où la méthode fondée sur le type de com bustible, visée à l’alinéa 20(1)b), est utilisée pour déter miner une quelconque variable d’une formule visée à l’un des articles 21 à 24 visant, selon le cas, le pouvoir calori fique supérieur, le contenu en carbone ou la masse molé culaire d’un combustible et où une donnée nécessaire au calcul de la variable ne peut être fournie pour une pé riode donnée, la donnée de remplacement correspond à la moyenne des données disponibles pour cette variable, établie à l’aide de la méthode en question, pendant la pé riode équivalente précédant la période en cause et, le cas échéant, la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cette variable pen dant la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement est la valeur établie pour celle-ci à l’aide de cette méthode, au cours de la pé riode équivalente qui suit cette période. Replacement data — multiple periods Données de remplacement — plusieurs périodes données (4) During a calendar year, there may be more than one given period, but replacement data may be obtained un der subsection (1) or (3) for a maximum of 28 days dur ing the calendar year, distributed among any or all of those periods. (4) Si une donnée n’est pas disponible au cours d’une ou plusieurs périodes données au cours de l’année civile en cause, une donnée de remplacement visée aux para graphes (1) ou (3) ne peut être fournie que pour un maxi mum de vingt-huit jours de cette année civile, répartis sur une ou plusieurs des périodes en cause. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon PART 4 Coming into Force PARTIE 4 Entrée en vigueur Section 29 Article 29 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 43 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 PART 4 PARTIE 4 Coming into Force Entrée en vigueur July 1, 2015 1er juillet 2015 29 (1) Subject to subsections (2) and (3), these Regula tions come into force on July 1, 2015. 29 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le pré sent règlement entre en vigueur le 1er juillet 2015. January 1, 2013 1er janvier 2013 (2) Sections 1, 2 and 4, subsections 5(1) to (4) and sec tions 9 to 14 and 29 come into force on January 1, 2013. (2) Les articles 1, 2 et 4, les paragraphes 5(1) à (4) et les articles 9 à 14 et 29 entrent en vigueur le 1er janvier 2013. January 1, 2030 1er janvier 2030 (3) Section 3, in respect of standby units, comes into force on January 1, 2030. (3) L’article 3, à l’égard des groupes de réserve, entre en vigueur le 1er janvier 2030. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 1 Registration Report — Information Required ANNEXE 1 Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 44 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 1 (Subsection 4(1)) ANNEXE 1 (paragraphe 4(1)) Registration Report — Information Required Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir 1 The following information respecting the responsible per son: (a) an indication of whether they are the owner or opera tor of the unit and their name and civic address; (b) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of their authorized official; and (c) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of a contact person, if different from the authorized official. 1 Renseignements sur la personne responsable : a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’ex ploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse munici pale; b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé; c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé. 2 The following information respecting the unit: (a) for each responsible person for the unit, other than the responsible person mentioned in paragraph 1(a), if any (i) their name and civic address, (ii) an indication of whether they are an owner or oper ator, and (iii) in the case of an owner, their percentage of owner ship interest; (b) its name and civic address, if any; (c) if applicable, its National Pollutant Release Inventory identification number assigned by the Minister for the purpose of section 48 of the Act; (d) for an existing or old unit (i) the calendar year in which it reaches, or has reached, the end of its useful life, and (ii) an indication of whether it will cease to produce electricity for sale before July 1, 2015 and, if known, the date by which it will cease production; (e) its commissioning date; and (f) its production capacity. 2 Renseignements sur le groupe : a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne respon sable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) : (i) ses nom et adresse municipale, (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant, (iii) dans le cas où elle est le propriétaire, le pourcen tage du titre de participation dans ce groupe; b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant; c) le cas échéant, le numéro d’identification que lui a at tribué le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants établi en application de l’article 48 de la Loi; d) s’il s’agit d’un groupe existant ou d’un groupe en fin de vie utile : (i) l’année civile durant laquelle il a atteint ou atteindra la fin de sa vie utile, (ii) la mention qu’il cessera de produire de l’électricité pour la vente à une date antérieure au 1er juillet 2015, le cas échéant, et, si elle est connue, cette date; e) sa date de mise en service; f) sa capacité de production. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 2 Technical Feasibility Study — Information Required ANNEXE 2 Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 45 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 2 (Paragraph 9(2)(c)) ANNEXE 2 (alinéa 9(2)c)) Technical Feasibility Study — Information Required Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir 1 The following information respecting the capture element of the carbon capture and storage system: (a) a description of how the emissions are to be captured, including a preliminary engineering design and a descrip tion of the preferred technology and processes to be used; (b) a description of the principal modifications to the unit that are needed for its integration with the capture ele ment to enable the responsible person to comply with sub section 3(1) of these Regulations; (c) an identification of any major equipment to be in stalled and of any other significant equipment to be modi fied or replaced; (d) process flow diagrams and mass and energy balances, including external energy inputs; (e) a summary of auxiliary energy loads; (f) an estimate of the unit’s production capacity when it is operating with an integrated capture element; (g) an estimate of the unit’s gross quantity of electricity produced for a calendar year — set out in the description of Ggross in subsection 19(1) of these Regulations — when it is operating with an integrated capture element; (h) an estimate of the rate of capture of CO2 emissions and of the volume of CO2 emissions, expressed in standard m3, to be captured for a calendar year and for the operating life of the unit; (i) a preliminary resource analysis for the unit when it is operating with an integrated capture element, including water consumption, heat and power consumption, raw material consumption and fuel consumption; (j) documents establishing that adequate space has been set aside at the power plant in which the unit is located and that adequate access is to be provided for the purpose of installing the required equipment, including site plans that show (i) the outline and location of all significant electricity generating equipment, carbon capture equipment and compression equipment, as well as any ancillary equip ment necessary, sized to capture the sufficient volume of CO2 referred to in subparagraph 9(2)(c)(i) of these Regulations, (ii) all areas that are to be used for carrying out the construction of the capture element, and 1 Renseignements sur l’élément de captage du système de captage et de séquestration de carbone : a) une description de la méthode qui sera utilisée pour capter les émissions, y compris un avant-projet de concep tion technique et une description de la technologie et du procédé privilégiés qui seront utilisés; b) une description de toute modification majeure qui de vra être apportée au groupe pour réaliser l’intégration de l’élément de captage d’une manière permettant à la per sonne responsable de se conformer au paragraphe 3(1) du présent règlement; c) la mention de tout équipement majeur devant être ins tallé et de tout autre équipement d’importance devant être modifié ou remplacé; d) les schémas des processus et les bilans massique et énergétique, y compris les intrants énergétiques externes; e) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires; f) une estimation de la capacité de production du groupe une fois l’élément de captage intégré; g) une estimation de la quantité brute d’électricité pro duite par ce groupe, au cours d’une année civile — selon la variable Gbrute visée au paragraphe 19(1) du présent règle ment —, une fois l’élément de captage intégré; h) une estimation du taux de captage d’émissions de CO2 et du volume d’émissions de CO2, exprimée en m3 normali sés, à capter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service du groupe; i) une analyse préliminaire des ressources qui seront utili sées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles; j) les documents établissant qu’un espace et un accès adé quats ont été prévus à la centrale électrique où le groupe est situé pour l’installation de l’équipement nécessaire au captage, y compris les plans du site qui comportent : (i) le dessin graphique et l’emplacement des princi pales pièces d’équipement de la production d’électricité, et de captage et de compression de carbone, ainsi que de tout équipement accessoire de la dimension appro priée pour capter le volume suffisant de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement, (ii) l’espace qui sera utilisé pour procéder à la construc tion de l’élément de captage du système, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 2 Technical Feasibility Study — Information Required ANNEXE 2 Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 46 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (iii) the point of exit of the pipeline to transport the captured CO2 emissions from the power plant to the storage site, if the captured CO2 emissions are not stored at the power plant; (k) an identification of the potential risks and obstacles, based on the preferred capture technology, to the con struction and operation of the capture element integrated with the unit; (l) a list of each environmental, safety and other approval or permit that is required for the construction or operation of the unit integrated with the capture element; and (m) a list of potential suppliers of equipment, materials or services that are needed for the construction and operation of the unit integrated with the capture element. (iii) le point de sortie du pipeline qui transporte les émissions de CO2 captées, à partir de la centrale élec trique où le groupe est situé jusqu’au site de séquestra tion, si elles ne sont pas séquestrées à cette centrale électrique; k) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction du système de captage et à son exploitation une fois qu’il sera intégré au groupe, compte tenu de la technologie de captage privilégiée; l) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation du groupe auquel est intégré l’élément de captage, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’environnement et à la sécurité; m) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation du groupe auquel est intégré l’élément de captage. 2 The following information respecting the transportation el ement of the carbon capture and storage system: (a) an identification of, and justification for, one or more preferred transport methods and routes to an appropriate geological storage site referred to in paragraph 3(b), sup ported by a routing map and a geographic information sys tem (GIS) file for each method and route; (b) the expected location and size of pumping stations, of receipt and delivery points and of any interconnects on the pipeline for each preferred route; (c) an estimation of the diameter of the pipeline for each preferred route that is required to transport the sufficient volume of CO2 referred to in subparagraph 9(2)(c)(i) of these Regulations; (d) if applicable, a detailed description of how any tankers that are to be used to transport the captured CO2 emis sions are to be obtained and, if required, commissioned and a plan detailing how any required port infrastructure for shipping the captured CO2 emissions on those tankers is to be developed; (e) an identification of the potential risks and obstacles, for each preferred route, to the construction and operation of the pipeline or shipping network along that route, in cluding any surface or subsurface land use that may con flict with that construction or operation, along with an ex planation of how those risks and obstacles are to be overcome ; (f) a list of each environmental, safety and other approval or permit that is required for the construction or operation of the transportation element; and (g) a list of potential suppliers of equipment, materials or services that are needed for the construction and operation of the transportation element. 2 Renseignements sur l’élément de transport du système de captage et de séquestration de carbone : a) la mention d’une ou de plusieurs méthodes de trans port et des routes privilégiées menant au site de séquestra tion géologique visé à l’alinéa 3b) et la justification de ces choix, y compris les parcours et les fichiers du système d’information géographique (SIG) à l’appui, pour chaque méthode et chaque route choisie; b) l’emplacement prévu et la taille des stations de pom page, y compris l’emplacement des points de réception et de livraison ainsi que des interconnexions du pipeline pour chaque route privilégiée; c) pour chaque route privilégiée, une estimation du dia mètre du pipeline qui est requis pour transporter le vo lume suffisant de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du pré sent règlement; d) le cas échéant, une description détaillée de la façon d’obtenir les navires-citernes requis pour le transport des émissions de CO2 captées ou de les mettre en service, ac compagnée d’un plan détaillé de l’infrastructure portuaire à aménager pour permettre l’expédition de ces émissions de CO2 à bord de ces navires-citernes; e) la mention des risques et des obstacles éventuels liés à la construction et à l’exploitation, pour chacune des routes privilégiées, du pipeline ou du réseau d’expédition, selon le cas, y compris ceux reliés à l’utilisation des terres de sur face ou souterraines à ces fins, accompagnée d’une indica tion de la façon de surmonter ces risques et obstacles; f) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation de l’élément de transport, no tamment ceux qui sont liés à la protection de l’environne ment et à la sécurité; g) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation de l’élément de transport. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 2 Technical Feasibility Study — Information Required ANNEXE 2 Étude de faisabilité technique — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 47 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 3 The following information respecting the storage element of the carbon capture and storage system: (a) an estimation of the volume of CO2 emissions, ex pressed in standard m3, to be captured and stored during each calendar year and over the anticipated operating life of the unit; (b) an identification of one or more suitable geological sites for storage that are expected to be used to store the captured CO2 emissions, supported by a delineation of the geographical extent of each storage site and at least one study showing that the required capacity to store the suffi cient volume of CO2 referred to in subparagraph 9(2)(c)(i) of these Regulations is available based on generally accept ed national or international protocols for storage capacity estimation; (c) an identification of any requirement under federal or provincial laws for the purity of captured CO2 emissions, along with an explanation of how that requirement is to be met; (d) a preliminary assessment of the integrity of the stor age element in preserving an impervious barrier to leakage of stored CO2 emissions and of any risk to breaching that integrity, at each feasible storage site referred to in para graph (b), along with a preliminary strategy to mitigate the risk; (e) a preliminary plan for measuring and verifying the vol ume of stored CO2 emissions and for monitoring any leak of the stored CO2 emissions from the storage element; (f) an identification of any surface or subsurface land use that may conflict with the operation of the storage element at each feasible storage site referred to in paragraph (b), along with an explanation of how the conflict is to be re solved in order to ensure access to each of those sites; (g) a list of each environmental, safety and other approval or permit that is required for the construction or operation of the storage element; and (h) a list of potential suppliers of equipment, materials or services that are needed for the construction and operation of the storage element for each feasible site referred to in paragraph (b). 3 Renseignements sur l’élément de séquestration du système de captage et de séquestration de carbone : a) une estimation du volume d’émissions de CO2, expri mée en m3 normalisés, devant être capté et séquestré au cours d’une année civile et pendant la durée de service en visagée du groupe; b) la mention du ou des sites adéquats pour la séquestra tion géologique des émissions de CO2 captées, accompa gnée de la délimitation de l’étendue géographique de cha cun de ces sites et d’au moins une étude, effectuée selon une méthode d’estimation de la capacité de séquestration généralement reconnue au plan national ou international, démontrant que la capacité requise pour capter le volume suffisant d’émissions de CO2 visé au sous-alinéa 9(2)c)(i) du présent règlement est disponible; c) la mention des exigences imposées par les règles de droit fédérales ou provinciales à l’égard de la pureté des émissions de CO2 captées, accompagnée d’une explication de la façon dont elles seront respectées; d) une évaluation préliminaire de l’intégrité de l’élément de séquestration, notamment de son étanchéité, et de tout risque susceptible de porter atteinte à cette intégrité à cha cun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une stra tégie préliminaire pour limiter ces risques; e) un plan préliminaire de mesure et de vérification du volume des émissions de CO2 séquestrées et de sur veillance de toute fuite d’émissions de CO2 provenant de l’élément de séquestration; f) la mention de toute utilisation des terres de surface ou souterraines qui sont susceptibles d’entrer en conflit avec le fonctionnement de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus, accompagnée d’une explica tion des solutions envisagées pour régler ce conflit et per mettre l’accès à chacun de ces sites; g) la liste des autorisations et des permis requis pour la construction et l’exploitation de l’élément de séquestra tion, notamment ceux qui sont liés à la protection de l’en vironnement et à la sécurité; h) la liste des fournisseurs potentiels de l’équipement, des matériaux et des services nécessaires à la construction et à l’exploitation de l’élément de séquestration à chacun des sites potentiels retenus. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 3 Information on Section 10 Requirements ANNEXE 3 Renseignements relatifs aux exigences de l’article 10 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 48 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 3 (Paragraphs 9(2)(d) and 11(1)(b)) ANNEXE 3 (alinéas 9(2)d) et 11(1)b)) Information on Section 10 Requirements Renseignements relatifs aux exigences de l’article 10 1 If a front end engineering design study referred to in para graph 10(a) of these Regulations has been carried out, the fol lowing information to summarize that study: (a) an overall description of the construction project for the carbon capture and storage system, including technical drawings and documents that describe (i) the configuration and layout of the power plant in which the unit is located when it is operating with an integrated capture element of the system, (ii) the transportation element of the system, and (iii) the site of the storage element of the system; (b) an estimate of capital cost of the construction project, including a summary of the analysis that led to that esti mate and a justification for the margin of error of that esti mate; (c) a summary of the safety review of the capture element of the carbon capture and storage system; (d) a summary of the risk assessment of the carbon cap ture and storage system; (e) a summary of the strategy to mitigate those risks; (f) a summary of the plan to carry out the construction of the carbon capture and storage system, including a sched ule for the completion of its major steps; (g) an identification of potential persons with whom agreements can be entered into to carry out the construc tion of the carbon capture and storage system; (h) the name and business address of the persons respon sible for the development of the front end engineering de sign study and a description of their contribution to its de velopment; (i) a description of the capture technology selected in the front end engineering design study for the capture element of the carbon capture and storage system and of the cap ture element’s integration with the unit; (j) an identification of any major equipment required to be purchased for the construction of the capture element of the carbon capture and storage system; (k) an estimate of the performance of the unit when it is operating with an integrated carbon capture and storage system, supported by process flow diagrams and mass and energy balances, including an estimate of 1 Si l’étude d’ingénierie d’avant-projet détaillé visée à l’alinéa 10a) du présent règlement est achevée, les renseignements ci après qui résument cette étude : a) une description générale du projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, accom pagnée des dessins et documents techniques décrivant : (i) la configuration et la disposition de la centrale élec trique où est situé le groupe auquel l’élément de cap tage sera intégré, (ii) l’élément de transport du système, (iii) le site de séquestration du système; b) une estimation des coûts du projet de construction, ac compagnée d’un résumé de l’analyse menant à cette esti mation et d’une explication de la marge d’erreur de cette estimation; c) un résumé de l’évaluation de la sécurité de l’élément de captage du système de captage et de séquestration de car bone; d) un résumé de l’évaluation des risques relatifs au sys tème de captage et de séquestration de carbone; e) un résumé de la stratégie visant à limiter ces risques; f) un résumé du plan relatif au projet de construction du système de captage et de séquestration de carbone, y com pris un échéancier des principales étapes; g) l’identification des personnes qui seront potentielle ment les parties contractantes aux accords établis pour la construction du système de captage et de séquestration de carbone; h) les nom et adresse d’affaires des personnes ayant contribué à l’élaboration de l’étude d’ingénierie d’avant projet détaillé, ainsi qu’une description de leur contribu tion; i) dans le cadre de l’étude d’ingénierie d’avant-projet dé taillé, une description de la technologie qui sera utilisée pour l’élément de captage du système de captage et de sé questration de carbone et une indication de la façon dont cet élément de captage sera intégré au groupe; j) la mention de tout équipement majeur à acquérir pour la construction de l’élément de captage du système de cap tage et de séquestration de carbone; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 3 Information on Section 10 Requirements ANNEXE 3 Renseignements relatifs aux exigences de l’article 10 Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 49 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (i) the rate of capture of CO2 emissions and the volume of CO2 emissions, expressed in standard m3, to be cap tured for a calendar year and for the operating life of the unit, (ii) the production capacity of the unit, (iii) the unit’s gross quantity of electricity produced for a calendar year — as set out in the description of Ggross in subsection 19(1) of these Regulations — when it is operating with an integrated capture element, (iv) a summary of auxiliary energy loads, (v) the period during a calendar year during which a unit is expected to be available for producing electricity, and (vi) for a calendar year, the quantity of CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit and the quantity of emissions of nitrogen oxides, sulphur ox ides, particulate matter, mercury and, if applicable, am monia from the unit; and (l) a summary of the resource analysis for the unit when it is operating with an integrated capture element of the car bon capture and storage system, including water con sumption, heat and power consumption, raw material con sumption and fuel consumption. k) les prévisions quant à la performance du groupe une fois le système de captage et de séquestration de carbone intégré, accompagnées des schémas des processus et des bilans massique et énergétique, y compris une estimation des éléments suivants : (i) le taux de captage d’émissions de CO2 et le volume d’émissions de CO2, exprimée en m3 normalisés, à cap ter par année civile et de celles à capter au cours de la durée de service du groupe, (ii) la capacité de production du groupe, (iii) une estimation de la quantité brute d’électricité produite par le groupe au cours d’une année civile — se lon la variable Gbrute visée au paragraphe 19(1) du pré sent règlement — une fois l’élément de captage intégré, (iv) un sommaire des charges énergétiques auxiliaires, (v) la période au cours d’une année civile pendant la quelle le groupe devrait être disponible pour produire de l’électricité, (vi) à l’égard d’une année civile, la quantité des émis sions de CO2 provenant de la combustion de combus tibles fossiles et la quantité des émissions d’oxyde d’azote, d’oxyde de soufre, de particules, de mercure et, s’il y a lieu, d’ammoniac provenant du groupe; l) un résumé de l’analyse des ressources qui seront utili sées par le groupe une fois l’élément de captage intégré, y compris la consommation d’eau, de chaleur, d’énergie, de matières premières et de combustibles. 2 If any major equipment that is necessary for the capture element referred to in paragraph 10(b) of these Regulations has been purchased, a copy of the purchase orders and re ceipts respecting the purchase of that equipment. 2 Si les pièces d’équipements majeurs nécessaires pour l’élé ment de captage, visées à l’alinéa 10b) du présent règlement, ont été achetées, une copie des bons de commande et des re çus relatifs à leur achat. 3 A declaration, signed by all contracting parties to any con tract referred to in paragraph 10(c) of these Regulations, that indicates that the contract has been entered into and the date on which it was entered into. 3 Une déclaration, signée par les parties contractantes à tout contrat visé à l’alinéa 10c) du présent règlement, établissant que le contrat a été conclu, et la date à laquelle il a été conclu. 4 A copy of any permit or approval referred to in paragraph 10(d) that has been obtained. 4 Une copie des autorisations et des permis obtenus, aux termes de l’alinéa 10d) du présent règlement. 5 A declaration — signed by the responsible person and, if applicable, any party contracting with the responsible person for the capture, transportation or storage elements of the car bon capture and storage system — that indicates the date on which CO2 emissions from the combustion of fossil fuels in the unit have been captured in accordance with the laws of Canada or a province that regulate that capture and have been transported and stored in accordance with the laws of Canada or a province, or of the United States or one of its states, that regulate that transportation or storage, as the case may be. 5 Une déclaration, signée par la personne responsable et, le cas échéant, par toute partie contractante avec cette personne relativement à l’élément de captage, de transport ou de sé questration, selon laquelle le système de captage et de séques tration de carbone intégré au groupe a capté les émissions de CO2 provenant de ce groupe par suite de la combustion des combustibles fossiles, conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, et les a transportées et séquestrées, conformément aux règles de droit du Canada ou d’une province qui réglemente ces activi tés ou à celles des États-Unis ou d’un de ses États, lorsque ces activités y sont réglementées, et une indication de la date à laquelle le captage, le transport et la séquestration, selon le cas, a commencé. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 50 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 4 (Section 15) ANNEXE 4 (article 15) Annual Report — Information Required Rapport annuel — renseignements à fournir 1 The following information respecting the responsible per son: (a) an indication of whether they are the owner or opera tor of the unit and their name and civic address; (b) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of their authorized official; and (c) the name, title, civic and postal addresses, telephone number and, if any, email address and fax number, of a contact person, if different from the authorized official. 1 Renseignements sur la personne responsable : a) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’ex ploitant du groupe, ainsi que ses nom et adresse munici pale; b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé; c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé. 2 The following information respecting the unit: (a) for each responsible person for the unit, other than the responsible person mentioned in paragraph 1(a), if any (i) their name and civic address, (ii) an indication of whether they are an owner or oper ator, and (iii) in the case of an owner, their percentage of owner ship interest; (b) its name and civic address, if any; (c) its registration number and, if applicable, its National Pollutant Release Inventory identification number as signed by the Minister for the purpose of section 48 of the Act; (d) if applicable, the number of other units located at the power plant in which the unit is located and, for each of those other units, the information referred to in paragraph (a); and (e) if applicable, a statement that indicates that the unit shares a common stack with one or more of those other units, along with a statement that identifies each of those other units. 2 Renseignements sur le groupe : a) le cas échéant, à l’égard de chaque personne respon sable du groupe autre que celle mentionnée à l’alinéa 1a) : (i) ses nom et adresse municipale, (ii) une mention portant qu’elle est le propriétaire ou l’exploitant, (iii) dans le cas où elle est le propriétaire, le pourcen tage du titre de participation dans ce groupe; b) ses nom et adresse municipale, le cas échéant; c) le numéro d’enregistrement et, le cas échéant, le numé ro d’identification que lui a attribué le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets de polluants éta bli en application de l’article 48 de la Loi; d) le cas échéant, le nombre de groupes situés à la cen trale électrique où se trouve le groupe en cause et, pour chacun de ces groupes, les renseignements prévus à l’ali néa a); e) le cas échéant, une mention indiquant que le groupe en cause partage une cheminée commune avec l’un ou l’autre des groupes visés à l’alinéa d), et les renseignements per mettant d’identifier chacun de ces groupes. 3 The following information respecting the emission-intensi ty referred to in subsection 3(1) of these Regulations from the combustion of fuel in the unit — other than a unit referred to in paragraph 4(d) — during the calendar year: (a) the emission-intensity for the unit, namely the ratio of the quantity of CO2 emissions referred to in paragraph (c) to the quantity of electricity referred to in subparagraph (b)(i), expressed in tonnes per GWh; 3 Renseignements sur l’intensité des émissions — visées au paragraphe 3(1) du présent règlement — provenant de la combustion de combustibles par le groupe, autre qu’un groupe visé à l’alinéa 4d), au cours de l’année civile en cause : a) l’intensité des émissions provenant du groupe, soit la proportion de la quantité d’émissions de CO2 mentionnée à l’alinéa c) par rapport à la quantité d’électricité mention née au sous-alinéa b)(i), exprimée en tonnes par GWh; Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 51 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (b) in respect of the quantity of electricity produced by the unit (i) that quantity determined in accordance with section 19 of these Regulations, expressed in GWh, (ii) the value determined for Ggross and Gaux in the for mula set out in subsection 19(1) of these Regulations, expressed in GWh, (iii) the gross electricity produced by the units located at the power plant for the calendar year, namely the sum of the value determined for Ggross referred to in subparagraph (ii) and of the gross electricity produced by all other units located at the power plant determined in accordance with that description of Ggross, (iv) the quantity of electricity, expressed in GWh, that is used by the power plant in which the unit is located during the calendar year to operate infrastructure and equipment for electricity generation and for separation, but not pressurization, of CO2, based on data collected using meters that comply with the requirements of the Electricity and Gas Inspection Act and the Electricity and Gas Inspection Regulations, (v) if that calendar year is the calendar year referred to in subsection 19(2) of these Regulations for which a method of attribution was first used, a detailed descrip tion of that method of attribution and an explanation of why it is appropriate, and (vi) if that calendar year is a subsequent calendar year referred to in subsection 19(3) of these Regulations, a detailed description of the method of attribution re ferred to in that subsection used for that subsequent calendar year and an explanation of why it is appropri ate; (c) in respect of the quantity of CO2 emissions from the combustion of fuels in the unit, (i) if paragraph 20(1)(a) of these Regulations applies for the determination of that quantity, (A) that quantity, expressed in tonnes, determined in accordance with section 21 of these Regulations, (B) the values, expressed in tonnes, determined for Eu, Ebio and Enon-ccs in the formula set out in subsec tion 21(1) of these Regulations, (C) a statement that indicates which of paragraphs (a) and (b) of the description of that Ebio was used to determine the value of that element, and (D) the value, expressed in tonnes, determined for Es in the formula set out in subparagraph 21(2)(d)(ii) of these Regulations, and (ii) if paragraph 20(1)(b) of these Regulations applies for the determination of that quantity, b) à l’égard de la quantité d’électricité produite par le groupe : (i) le résultat du calcul effectué conformément à l’ar ticle 19 du présent règlement, exprimé en GWh, (ii) les valeurs déterminées pour les variables Gbrute et Gaux de la formule prévue au paragraphe 19(1) du pré sent règlement, exprimées en GWh, (iii) la quantité brute d’électricité produite par les groupes situés à la centrale électrique au cours de l’an née civile en cause, obtenue par addition de la valeur de la variable Gbrute visée au sous-alinéa (ii) pour le groupe en cause et de la quantité brute d’électricité produite par les autres groupes situés à cette centrale électrique et déterminée par application de la description de cette même variable Gbrute à chacun d’eux, (iv) la quantité d’électricité, exprimée en GWh, utilisée par la centrale électrique où le groupe est situé, au cours de l’année civile en cause, pour le fonctionnement de l’infrastructure et de l’équipement pour la produc tion d’électricité et la séparation de CO2, autres que les équipements de pressurisation, déterminée à partir de données fournies à l’aide de compteurs qui répondent aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, (v) si l’année civile en cause est celle visée au para graphe 19(2) du présent règlement, à l’égard de laquelle une méthode d’attribution a été utilisée pour la pre mière fois, le détail de cette méthode et la justification de ce qui en fait une méthode appropriée, (vi) si l’année civile en cause est une année civile sub séquente visée au paragraphe 19(3) du présent règle ment, le détail de la méthode d’attribution visée à ce pa ragraphe utilisée à l’égard de cette année et la justification de ce qui en fait une méthode appropriée; c) à l’égard de la quantité des émissions de CO2 provenant de la combustion de combustibles par le groupe : (i) dans le cas visé à l’alinéa 20(1)a) du présent règle ment : (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 21 du présent règlement, exprimé en tonnes, (B) les valeurs, exprimées en tonnes, déterminées pour les variables Eg, Ebio et Enon scs de la formule prévue au paragraphe 21(1) du présent règlement, (C) la mention de celle des méthodes de quantifica tion visées aux alinéas a) ou b) de la description de cette variable qui a été appliquée, le cas échéant, pour déterminer la valeur de la variable Ebio, (D) la valeur déterminée pour la variable Es de la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 52 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (A) that quantity, expressed in tonnes, determined in accordance with section 22 of these Regulations and, as the case may be, section 23 or 24 of these Regulations, (B) the values, expressed in tonnes, determined for Ei for each fuel combusted, and for Eccs, in the for mula in section 22 of these Regulations, (C) the value, expressed in tonnes, determined for Es in the formula set out in subparagraph 21(2)(d)(ii) of these Regulations, (D) a statement for each fuel combusted that indi cates which of section 23 and 24 of these Regulations was used to determine the quantity referred to in clause (A), (E) if that quantity was determined in accordance with section 23 of these Regulations, (I) the value of CCA in the formula set out in paragraph 23(1)(a), (b) or (c) of these Regula tions, as the case may be, for each fuel combust ed, and (II) a statement that indicates which of the ASTM standards and of the methods referred to in the description of CCi in the formula in subsection 23(2) of these Regulations were used to determine the value of CCA referred to in subclause (I) or, for a sample of gaseous fuel, that indicates that a direct measuring device was used to determine that value, and (F) if that quantity was determined in accordance with section 24 of these Regulations, (I) for each fuel combusted, 1. its type, 2. a statement that indicates which of para graphs 24(2)(a) to (d) of these Regulations de scribes the fuel, and 3. in the case of a fuel described by paragraph 24(2)(b) of these Regulations, the average dai ly rate at which the fuel was combusted, (II) if paragraph 24(1)(a) of these Regulations ap plies, 1. the value of HHV, as described in para graph (a) of that element, in the formula set out in subsection 24(4) of these Regulations, for each fuel combusted, 2. if the fuel’s type is set out in column 1 of the applicable table to Schedule 5, its default CO2 emission factor as set out in column 3 and, if that fuel’s type is not so set out, the de fault CO2 emission factor for that fuel’s type (ii) dans le cas visé à l’alinéa 20(1)b) du présent règle ment : (A) le résultat du calcul effectué conformément à l’article 22 et, selon le cas, aux articles 23 ou 24 du présent règlement, exprimé en tonnes, (B) les valeurs, exprimées en tonnes, de la variable Ei pour chaque combustible brûlé et de la variable Escs de la formule prévue à l’article 22 du présent rè glement, (C) la valeur déterminée pour la variable Es de la formule prévue au sous-alinéa 21(2)d)(ii) du présent règlement, exprimée en tonnes, (D) pour chaque combustible brûlé, la mention de celui des articles 23 ou 24 du présent règlement qui a été utilisé pour arriver au résultat visé à la division (A), (E) dans le cas où l’article 23 du présent règlement est utilisé pour déterminer le résultat visé à la divi sion (A) : (I) la valeur déterminée pour la variable CCM de la formule applicable prévue, selon le cas, aux ali néas 23(1)a), b) ou c) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé, (II) la mention de celles des normes ASTM ou de la méthode mentionnées dans la description de la variable CCi qui ont été utilisées pour déterminer la valeur de la variable CCM visée à la subdivision (I) ou, dans le cas d’un combustible gazeux, une indication qu’un instrument de mesure directe a été utilisé, (F) dans le cas où l’article 24 du présent règlement est utilisé pour arriver au résultat visé à la division (A) : (I) pour chaque combustible brûlé : 1. son type, 2. la mention de celui des alinéas 24(2)a) à d) du présent règlement qui s’applique à ce com bustible, 3. s’il s’agit d’un combustible visé à l’alinéa 24(2)b) du présent règlement, le taux quoti dien moyen auquel ce combustible a été brûlé, (II) dans le cas où l’alinéa 24(1)a) du présent rè glement s’applique : 1. la valeur déterminée pour la variable HHV de la formule prévue au paragraphe 24(4) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé, selon l’alinéa a) de cette variable, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 53 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 established by a body that is internationally recognized as being competent to establish de fault CO2 emission factors for fuels and a statement that indicates the name of the body, and 3. a statement that indicates which of the ASTM and GPA standards and of the methods referred to in subsection 24(6) of these Regula tions were used to determine the measured value of HHV referred to in sub-subclause 1 or, for a gaseous fuel, that indicates that a di rect measuring device was used to determine that measured value, and (III) if paragraph 24(1)(b) of these Regulations applies 1. the default value of HHV, as described in paragraph (b) of that element, in the formula set out in subsection 24(4) of these Regula tions, for each fuel combusted, 2. a statement that explains the absence of a measured higher heating value and that indi cates, if that default higher heating value is es tablished by a body that is internationally rec ognized as being competent to establish default higher heating values for fuels, the name of the body, and 3. if the fuel’s type is set out in column 1 of the applicable table to Schedule 5, its default CO2 emission factor as set out in column 3 and, if that fuel’s type is not so set out, the de fault CO2 emission factor for that fuel’s type established by a body that is internationally recognized as being competent to establish de fault CO2 emission factors for fuels and a statement that indicates the name of the body; (d) if applicable, documents that establish that the cap tured CO2 emissions were captured, transported and stored as described in subsection 3(5) of these Regula tions; (e) if applicable, the quantity of CO2 emissions that were captured, determined using a direct measure of the flow of, and the concentration of CO2 in, those emissions; and (f) for each type of fuel combusted, (i) the type and, if that type is biomass, an explanation of why that type is biomass as defined in subsection 2(1) of these Regulations, and (ii) the quantity of fuel combusted. 2. le facteur d’émissions de CO2 par défaut mentionné à la colonne 3 du tableau appli cable de l’annexe 5 pour chaque combustible brûlé visé à la colonne 1 ou, si le combustible n’y est pas visé, celui fixé par un organisme re connu à l’échelle internationale comme com pétent pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, et la men tion du nom de cet organisme, 3. la mention de celle des normes de l’ASTM ou de la GPA, ou de la méthode, visées au pa ragraphe 24(6) du présent règlement qui ont été utilisées pour déterminer la valeur mesu rée de la variable HHV visée à la sous-subdivi sion 1 ou, dans le cas d’un combustible gazeux, la mention qu’un instrument de mesure di recte a été utilisé, (III) dans le cas où l’alinéa 24(1)b) du présent rè glement s’applique : 1. la valeur par défaut pour la variable HHV — à l’alinéa b) de cette variable — de la for mule prévue au paragraphe 24(4) du présent règlement, pour chaque combustible brûlé, 2. à défaut de cette valeur, une explication de l’absence d’une mesure du pouvoir calorifique supérieur et, lorsque cette valeur par défaut du pouvoir calorifique supérieur est fixée par un organisme reconnu à l’échelle internationale comme compétent pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, le nom de cet organisme, 3. le facteur d’émissions de CO2 par défaut mentionné à la colonne 3 du tableau appli cable de l’annexe 5 pour chaque combustible brûlé visé à la colonne 1 ou, si le combustible n’y est pas visé, celui fixé par un organisme re connu à l’échelle internationale comme com pétent pour établir des facteurs d’émissions par défaut pour les combustibles, et la men tion du nom de cet organisme; d) le cas échéant, les documents établissant que les émis sions de CO2 qui sont captées ont été captées, transportées et séquestrées conformément au paragraphe 3(5) du pré sent règlement; e) le cas échéant, la quantité des émissions de CO2 captées déterminée à l’aide d’une mesure directe de leur débit et de leur concentration en CO2; f) à l’égard de chaque type de combustible brûlé : (i) le type et, s’il s’agit de biomasse, une mention indi quant en quoi ce type est de la biomasse au sens du pa ragraphe 2(1) du présent règlement, (ii) la quantité brûlée. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 54 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 4 Information for the calendar year respecting (a) the number of hours during which the unit produced electricity; (b) if a substituted unit referred to in subsection 5(1) of these Regulations has been substituted for an original unit, the production capacity of that substituted unit; (c) for a standby unit, the capacity factor for the standby unit; (d) for a unit granted an exemption under subsection 7(4) of these Regulations, (i) the emergency period for the calendar year, namely, the period that begins on the first day in the calendar year on which the emergency existed and that ends on the last day in the calendar year on which it existed, (ii) the number of hours in the emergency period dur ing which the unit operated, and (iii) the information referred to in item 3 for each emergency period for, and any other period of, the cal endar year; and (e) for an existing unit referred to in subsection 14(4) of these Regulations, the percentage of CO2 emissions from the unit that are captured, transported and stored, along with supporting documents to establish the validity of that percentage. 4 Renseignements, au cours de l’année civile, à l’égard des éléments suivants : a) le nombre d’heures pendant lesquelles le groupe en cause a produit de l’électricité; b) dans le cas où un groupe qui atteint la fin de sa vie utile a fait l’objet d’une substitution aux termes du paragraphe 5(1) du présent règlement, la capacité de production du groupe substitutif; c) s’il s’agit d’un groupe de réserve, le facteur de capacité de ce groupe; d) s’il s’agit d’un groupe à l’égard duquel une exemption a été accordée au titre du paragraphe 7(4) du présent règle ment : (i) au cours de l’année civile en cause, la période qu’a duré la situation d’urgence, soit la date à laquelle la si tuation a débuté et celle à laquelle elle a pris fin, (ii) le nombre d’heures au cours de la période visée au sous-alinéa (i) pendant lesquelles le groupe était en ser vice, (iii) les renseignements visés à l’article 3 à l’égard de toute période visée au sous-alinéa (i) et de toute autre période au cours de l’année civile en cause; e) dans le cas d’un groupe existant visé au paragraphe 14(4) du présent règlement, le pourcentage des émissions de CO2 provenant du groupe qui sont captées, transportées et séquestrées ainsi que les documents démontrant son exactitude. 5 A copy of the auditor’s report referred to in subsection 26(4) of these Regulations. 5 Une copie du rapport du vérificateur visé au paragraphe 26(4) du présent règlement. 6 If replacement data referred to in section 28 of these Regu lations was used for a day or days for a given period referred to in subsection 28(1) of these Regulations during the calen dar year, (a) the reason for which data required to determine the value of an element of a formula set out in section 19 or any of sections 21 to 24 of these Regulations was not ob tained and an explanation as to why that reason was out of the control of the responsible person; (b) the element of the formula for which data was not ob tained and the date of the day on which the data was not obtained and, if that data was not obtained for a period of several days, the dates of the days on which the period be gins and ends; and (c) the value determined for that element using replace ment data, along with details of that determination, in cluding (i) the data used to make that determination for each period of one or several days, (ii) the method used to obtain that data, and 6 Renseignements sur les données de remplacement établies conformément à l’article 28 du présent règlement pour un jour donné au cours de l’année civile en cause, le cas échéant : a) les raisons de l’absence de la donnée pour la variable visée à l’une des formules visées à l’article 19 ou à l’un des articles 21 à 24 du présent règlement et une justification établissant que cette absence était indépendante de la vo lonté de la personne responsable; b) la variable pour laquelle la donnée n’a pas été obtenue et la date du jour en cause et, s’il s’agit d’une période de plusieurs jours, la date du début de cette période et la date à laquelle elle a pris fin; c) la valeur de la variable visée à l’alinéa b) déterminée à l’aide de données de remplacement, et le détail de sa déter mination, notamment : (i) les données utilisées au cours de toute période d’un ou plusieurs jours pour établir la valeur de remplace ment, (ii) la méthode utilisée pour établir la donnée de rem placement, Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 4 Annual Report — Information Required ANNEXE 4 Rapport annuel — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 55 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 (iii) in the case of a determination of the value of an el ement referred to in subsection 28(3) of these Regula tions for a given period, a justification for the given pe riod being used as the basis of that determination. (iii) dans le cas de la détermination de l’une ou l’autre des variables visées au paragraphe 28(3) du présent rè glement, les raisons qui justifient toute période utilisée pour cette détermination. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 5 List of Fuels ANNEXE 5 Liste des combustibles Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 56 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 5 (Paragraphs 21 (2)(b) and 24 (1)(b) and (2)(c) and Subsection 24(4)) ANNEXE 5 (alinéas 21(2)b) et 24(1)b) et (2)c) et paragraphe 24(4)) List of Fuels Liste des combustibles TABLE 1 Solid Fuels Column 1 Column 2 Column 3 Item Type of fuel Default higher heating value (GJ/tonne)1 Default CO2 emission factor (kg CO2/GJ) 1 Bituminous Canadian coal – Western 25.6 86.1 2 Bituminous Canadian coal – Eastern 27.9 82.1 3 Bituminous non-Canadian coal – U.S. 25.7 95.6 4 Bituminous non-Canadian coal – Other Countries 29.9 85.2 5 Sub-bituminous Canadian coal – Western 19.2 89.9 6 Sub-bituminous non Canadian coal – U.S. 19.2 95.0 7 Coal – lignite 15.0 92.7 8 Coal – anthracite 27.7 86.3 9 Coal coke and metallurgical coke 28.8 86.0 10 Petroleum coke from refineries 46.4 82.3 11 Petroleum coke from upgraders 40.6 86.1 12 Municipal solid waste 11.5 86.0 13 Tires 31.2 81.5 14 Wood and wood waste1 19.0 88.0 15 Agricultural byproducts1 17.0 112.0 16 Peat1 9.3 106.0 1 The default higher heating values for wood and wood waste, agricultural byproducts and peat are on a totally dry basis. The default higher heating values for the other types of fuel are on a wet basis. TABLEAU 1 Combustibles solides Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Article Type de combustible Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/ tonne)1 Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ) 1 Charbon bitumineux canadien – Ouest 25,6 86,1 2 Charbon bitumineux canadien – Est 27,9 82,1 3 Charbon bitumineux non canadien – É.-U. 25,7 95,6 4 Charbon bitumineux non canadien – autres pays 29,9 85,2 5 Charbon subbitumineux canadien – Ouest 19,2 89,9 6 Charbon subbitumineux non canadien – É.-U. 19,2 95,0 7 Charbon – lignite 15,0 92,7 8 Charbon – anthracite 27,7 86,3 9 Coke de charbon et coke métallurgique 28,8 86,0 10 Coke de pétrole (raffineries) 46,4 82,3 11 Coke de pétrole (usines de valorisation) 40,6 86,1 12 Déchets solides municipaux 11,5 86,0 13 Pneus 31,2 81,5 14 Bois et déchets ligneux1 19,0 88,0 15 Sous-produits agricoles1 17,0 112,0 16 Tourbe1 9,3 106,0 1 Les valeurs du pouvoir calorifique supérieur du bois et des dé chets ligneux, des sous-produits agricoles et de la tourbe sont établies sur une base anhydre. Celles des autres types de com bustibles sont établies sur une base humide. TABLE 2 Liquid Fuels Column 1 Column 2 Column 3 Item Type of fuel Default higher heating value (GJ/kL) Default CO2 emission factor (kg CO2/GJ) 1 Diesel 38.3 69.5 2 Light fuel oil 38.8 70.2 3 Heavy fuel oil 42.5 73.5 4 Ethanol 21.0 64.9 TABLEAU 2 Combustibles liquides Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Article Type de combustible Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL) Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ) 1 Diesel 38,3 69,5 2 Mazout léger 38,8 70,2 3 Mazout lourd 42,5 73,5 4 Éthanol 21,0 64,9 Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 5 List of Fuels ANNEXE 5 Liste des combustibles Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 57 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 TABLE 3 Gaseous Fuels Column 1 Column 2 Column 3 Item Type of fuel Default higher heating value (GJ/standard m3) Default CO2 emission factor (kg CO2/GJ) 1 Biogas (captured methane) 0.0281 49.4 TABLEAU 3 Combustibles gazeux Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Article Type de combustible Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/m3 normalisés) Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ) 1 Biogaz (méthane capté) 0,0281 49,4 TABLE 4 List of Fuels for the Purpose of Subsection 24(2) Column 1 Column 2 Column 3 Item Type of fuel Default higher heating value (GJ/kL)2 Default CO2 emission factor (kg CO2/GJ) 1 Distillate fuel oil No.1 38.78 69.37 2 Distillate fuel oil No. 2 38.50 70.05 3 Distillate fuel oil No. 4 40.73 71.07 4 Kerosene 37.68 67.25 5 Liquefied petroleum gases (LPG) 25.66 59.65 6 Propane (pure, not mixtures of LPGs)1 25.31 59.66 7 Propylene 25.39 62.46 8 Ethane 17.22 56.68 9 Ethylene 27.90 63.86 10 Isobutane 27.06 61.48 11 Isobutylene 28.73 64.16 12 Butane 28.44 60.83 13 Butylene 28.73 64.15 14 Natural gasoline 30.69 63.29 15 Motor gasoline 34.87 65.40 16 Aviation gasoline 33.52 69.87 17 Kerosene-type aviation 37.66 68.40 18 Pipeline quality natural gas 0.037932 50.12 1 The default higher heating value and the default CO2 emission factor for propane are only for pure gas propane. The product commercially sold as propane is to be considered LPG for the purpose of these Regulations. 2 The default higher heating value for pipeline quality natural gas is expressed in GJ/standard m3 TABLEAU 4 Liste de combustibles pour l’application du paragraphe 24(2) Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Article Type de combustible Pouvoir calorifique supérieur par défaut (GJ/kL)2 Facteur d’émissions de CO2 par défaut (kg CO2/GJ) 1 Mazout léger no 1 38,78 69,37 2 Mazout léger no 2 38,50 70,05 3 Mazout lourd no 4 40,73 71,07 4 Kérosène 37,68 67,25 5 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 25,66 59,65 6 Propane (pur, pas un mélange de GPL)1 25,31 59,66 7 Propylène 25,39 62,46 8 Éthane 17,22 56,68 9 Éthylène 27,90 63,86 10 Isobutane 27,06 61,48 11 Isobutylène 28,73 64,16 12 Butane 28,44 60,83 13 Butylène 28,73 64,15 14 Essence naturelle 30,69 63,29 15 Essence à moteur 34,87 65,40 16 Essence aviation 33,52 69,87 17 Kérosène type aviation 37,66 68,40 18 Gaz naturel de qualité pipeline 0,037932 50,12 1 Le pouvoir calorifique supérieur par défaut et le facteur d’émis sions de CO2 par défaut pour le propane s’appliquent unique ment au gaz propane pur. Pour l’application du présent règle ment, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont réputés être du gaz de pétrole liquéfié (GPL). 2 Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le gaz naturel de qualité pipeline est exprimé en GJ/m3 normalisés. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-fired Generation of Electricity Regu lations Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’élec tricité thermique au charbon SCHEDULE 6 Auditor’s Report — Information Required ANNEXE 6 Rapport du vérificateur — renseignements à fournir Current to November 9, 2016 Last amended on July 1, 2015 58 À jour au 9 novembre 2016 Dernière modification le 1 juillet 2015 SCHEDULE 6 (Subsection 26(4)) ANNEXE 6 (paragraphe 26(4)) Auditor’s Report — Information Required Rapport du vérificateur — renseignements à fournir 1 The name, civic address and telephone number of the re sponsible person. 1 Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable. 2 The name, civic address, telephone number and qualifica tions of the auditor and, if any, the auditor’s fax number and email address. 2 Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone et titres de compétence du vérificateur et, le cas échéant, son numéro de télécopieur et son adresse électronique. 3 The procedures followed by the auditor to assess whether (a) the responsible person’s use of the CEMS complied with the Quality Assurance/Quality Control manual re ferred to in section 6 of the Reference Method; and (b) the responsible person complied with the Reference Method and the CEMS meets the specifications set out in the Reference Method, in particular, in its sections 3 and 4. 3 Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer si : a) l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions par la personne responsable est conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de référence; b) la personne responsable a suivi la Méthode de réfé rence et si le système répond aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4. 4 A declaration of the auditor’s opinion as to whether (a) the responsible person’s use of the CEMS complied with the Quality Assurance/Quality Control Manual re ferred to in section 6 of the Reference Method; and (b) the responsible person complied with the Reference Method and the CEMS has met the specifications set out in the Reference Method, in particular, in its sections 3 and 4. 4 Une attestation portant qu’à son avis : a) l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions par la personne responsable était conforme au manuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité visé à la section 6 de la Méthode de référence; b) la personne responsable a suivi la Méthode de réfé rence et le système répondait aux spécifications qui y sont prévues, notamment aux sections 3 et 4. 5 A statement of the auditor’s opinion as to whether the re sponsible person has ensured that the Quality Assurance/ Quality Control manual was updated in accordance with sec tions 6.1 and 6.5.2 of the Reference Method. 5 Une attestation du vérificateur portant qu’à son avis le ma nuel d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité a été mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 de la Méthode de référence.